МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ
от 1 марта 2017 г. N 143

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ
РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ
НА 2017 - 2023 ГОДЫ

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" и пунктом 4.4.1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400, приказываю:

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Министр
А.В.НОВАК

Утверждена
приказом Минэнерго России
от 1 марта 2017 г. N 143

СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ
НА 2017 - 2023 ГОДЫ

1. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на 2017 - 2023 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823.

Основной целью схемы и программы является содействие развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.

Основными задачами схемы и программы являются обеспечение надежного функционирования ЕЭС России в долгосрочной перспективе, скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей и информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии и инвесторов.

2. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2017 - 2023 годы

ЕЭС России

В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов среднегодовой прирост электропотребления по ЕЭС России за прогнозный период составит 1,0%. Прогноз сформирован на основе информации о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям с учетом прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период 2017 - 2019 годов, разработанного Министерством экономического развития (ноябрь 2016 года) (таблица 2.1) и прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года.

Таблица 2.1 - Среднесрочный прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария прогноза социально-экономического развития России <*>

Показатели
(годовые темпы прироста, %)
2016 <**>
2017
2018
2019
ВВП
-0,7
0,6
1,7
2,1
Объем промышленного производства
0,8
1,1
1,7
2,1
Производство продукции сельского хозяйства
4,1
-0,6
1,5
1,7
Инвестиции в основной капитал
-2,3
-0,5
0,9
1,6
Розничный товарооборот
-5,1
0,6
1,1
1,8
Платные услуги населению
-0,5
0,7
1,3
2,0
Цена на нефть марки "Urals" (мировая), долларов США за баррель
41
40
40
40

--------------------------------

<*> Составлено по материалам прогноза социально-экономического развития Министерства экономического развития на период до 2019 года (ноябрь 2016 года).

<**> Данные за 2016 год - представлены за январь - ноябрь по оперативным данным Росстата, по ВВП и инвестициям в основной капитал - за январь - сентябрь 2016 года.

По данным базового сценария прогноза социально-экономического развития России, базирующегося на прогнозируемой среднегодовой цене нефти в 2017 году 40 долларов за баррель, ожидается незначительный рост ВВП в 2017 году (на 0,6%), увеличение промышленного производства на 1,1%, рост оборота розничной торговли на 0,6%.

На перспективу после 2019 года приняты параметры скорректированного в октябре 2013 года "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года". "Прогноз социально-экономического развития России на период до 2030 года" представлен в трех основных сценариях долгосрочного развития: консервативном, умеренно-оптимистичном и форсированном (целевом). В качестве базового сценария социально-экономического развития России на весь перспективный период рассматривается консервативный сценарий. Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария социально-экономического развития России до 2023 года приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария социально-экономического развития России до 2023 года <*>

Показатели
(годовые темпы прироста, %)
Ср. год. темп за 2017 - 2023 годы, %
Прирост 2023 года к 2016 году, %
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ВВП
0,6
1,7
2,1
2,5
2,5
2,6
2,5
2,07
15,4
Объем промышленного производства
1,1
1,7
2,1
2,5
2,2
2,1
2,2
1,98
14,7
Производство продукции сельского хозяйства
-0,6
1,5
1,7
1,4
1,4
1,4
1,5
1,81
8,6
Инвестиции в основной капитал
-0,5
0,9
1,6
5,1
5,2
4,8
3,8
2,96
22,7
Розничный товарооборот
0,6
1,1
1,8
3,3
3,0
3,0
3,0
2,25
16,9
Платные услуги населению
0,7
1,3
2,0
3,3
3,0
2,9
3,0
2,31
17,3

--------------------------------

<*> По материалам среднесрочного (до 2019 года) и долгосрочного (до 2030 года) прогнозов социально-экономического развития Российской Федерации.

При разработке прогноза спроса на электрическую энергию учтены итоги социально-экономического развития России в 2016 году, приведенные в таблице 2.3.

Макроэкономическая конъюнктура в 2016 году определялась продолжающимся действием совокупности негативных факторов (в том числе сохранение сниженных цен на нефть, внешние экономические санкции), в результате чего наблюдается стагнация основных макроэкономических показателей. По данным Росстата показатель ВВП за январь - сентябрь 2016 года относительно аналогичного периода 2015 года снизился на 0,7%. Существенное влияние на общеэкономическое снижение оказывает продолжающееся сокращение объема инвестиций в связи с ограничением доступа к мировым финансовым рынкам. Инвестиции в основной капитал снизились за январь - сентябрь 2016 года на 2,3% относительно того же периода предыдущего года, что вызвало абсолютное сокращение объема работ по виду экономической деятельности (далее - ВЭД) "Строительство". В промышленном производстве наблюдается незначительный рост на 0,8%, что, главным образом, обусловлено ростом производства в добывающей промышленности. В металлургии объем производства снизился за январь - ноябрь 2016 года на 4,0%. Наблюдается рост производства первичного алюминия - на 1,6% за январь - ноябрь 2016 года по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, что, в том числе, обусловлено запуском Богучанского алюминиевого завода. При этом в целом в цветной металлургии объемы производства снизились на 3,9%, в том числе производство рафинированной меди - на 1,2%, необработанного никеля - на 13,1%.

Таблица 2.3 - Изменение основных показателей развития экономики, % к соответствующему периоду предыдущего года <*>

Показатели
январь - ноябрь 2015 года
январь - ноябрь 2016 года
ВВП
96,2
99,3 <**>
Промышленное производство <***>, в т.ч.:
96,7
100,8
Обрабатывающие производства, из них:
94,7
99,7
производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака
101,9
102,1
металлургическое производство и производство готовых металлических изделий, в т.ч.
94,1
97,3
металлургическое производство
95,6
96,0
производство кокса и нефтепродуктов
100,1
97,5
Производство продукции сельского хозяйства
102,9
102,6
Инвестиции в основной капитал
94,5
94,5 <**>
Объем работ по виду деятельности "Строительство"
90,1
95,7
Ввод в эксплуатацию жилых домов
103,4
93,5
Оборот розничной торговли
90,7
94,9
Объем платных услуг населению
98,1
99,5

--------------------------------

<*> По оперативным данным Росстата за январь - ноябрь 2016 года.

<**> Данные за январь - сентябрь 2016 года.

<***> Агрегированный показатель промышленного производства по видам деятельности "добыча полезных ископаемых", "обрабатывающие производства", "производство и распределение электрической энергии, газа и воды".

Отмечается рост производства по ВЭД "Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака" на 2,1% за январь - ноябрь 2016 года по сравнению с соответствующим периодом 2015 года.

Объем потребления электрической энергии в рамках ЕЭС России в 2016 году составил 1026,856 млрд. кВт·ч, что на 1,8% выше показателя 2015 года.

Территориальное распределение потребления электрической энергии по объединенным энергосистемам (далее - ОЭС), отражающее сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших ОЭС - Центра, Урала и Сибири, их доля оценивается в 2016 году на уровне 68,5% от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - Территориальная структура потребления
электрической энергии по ОЭС за 2016 год, %

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов, разработанный в рамках базового (консервативного) сценария долгосрочного социально-экономического развития России с учетом изменения макроэкономических показателей за 2016 год, приведен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ЕЭС России до 2023 года

Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1101,044 млрд. кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2016 года на 74,188 млрд. кВт·ч. Превышение уровня 2016 года составит в 2023 году 7,2% при среднегодовом приросте за период 1,0%.

Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2018 - 2020 годах.

Существенным фактором увеличения потребления электрической энергии в прогнозном периоде является значительный прирост объема потребления электрической энергии в ОЭС Юга за счет присоединения энергосистемы Республики Крым и города Севастополь, в ОЭС Востока - за счет присоединения Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия).

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Юга энергосистемы Республики Крым и города Севастополь и без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1086,581 млрд. кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 0,8%.

Прогноз спроса на электрическую энергию по объединенным и территориальным энергосистемам разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии за последние годы с учетом анализа имеющейся информации о поданных заявках и утвержденных технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям.

При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки (вид деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования.

Прогнозные показатели потребления электрической энергии по ОЭС и по ЕЭС России представлены в таблице 2.4, по территориям субъектов Российской Федерации - в Приложении N 1.

Таблица 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период до 2023 года, млрд. кВт·ч

Факт
Прогноз
Ср. год. прирост за 2017 - 2023 годы, %
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
ОЭС Северо-Запада
92,880
91,498
92,184
92,591
93,334
93,910
94,949
95,826
годовой темп прироста, %
2,86
-1,49
0,75
0,44
0,80
0,62
1,11
0,92
0,45
ОЭС Центра
237,276
234,660
236,333
238,742
241,184
243,580
245,828
248,537
годовой темп прироста, %
2,38
-1,10
0,71
1,02
1,02
0,99
0,92
1,10
0,66
ОЭС Средней Волги
106,270
104,700
105,201
105,569
106,350
106,936
107,745
108,482
годовой темп прироста, %
1,93
-1,48
0,48
0,35
0,74
0,55
0,76
0,68
0,29
ОЭС Юга <*>
90,703
96,813
98,535
100,445
102,061
103,310
104,918
106,336
годовой темп прироста, %
3,21
6,74
1,78
1,94
1,61
1,22
1,56
1,35
2,30
ОЭС Урала
259,383
258,760
259,976
261,818
264,127
266,544
269,580
272,170
годовой темп прироста, %
0,42
-0,24
0,47
0,71
0,88
0,92
1,14
0,96
0,69
ОЭС Сибири
207,167
206,755
210,091
215,771
222,980
224,376
225,873
226,595
годовой темп прироста, %
1,79
-0,20
1,61
2,70
3,34
0,63
0,67
0,32
1,29
ОЭС Востока <**>
33,177
34,567
38,762
39,503
40,161
41,011
41,574
43,098
годовой темп прироста, %
2,96
4,19
12,14
1,91
1,67
2,12
1,37
3,67
3,81
ЕЭС России
1026,856
1027,753
1041,082
1054,439
1070,197
1079,667
1090,467
1101,044
годовой темп прироста, %
1,85
0,09
1,30
1,28
1,49
0,88
1,00
0,97
1,00

--------------------------------

<*> ОЭС Юга с учетом присоединения энергосистемы Республики Крым и города Севастополь с 2017 года.

<**> ОЭС Востока с учетом присоединения к Южно-Якутскому энергорайону Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) с 2018 года и Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) с середины 2017 года.

При разработке территориального прогноза потребления электрической энергии по ОЭС учитывались данные прогнозов социально-экономического развития субъектов Российской Федерации в агрегированном виде в разрезе федеральных округов. В прогнозе электропотребления повышенные относительно среднего по ЕЭС России темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются для ОЭС Востока, ОЭС Юга и ОЭС Сибири (средний темп за период 3,8%, 2,3% и 1,3% соответственно). Для остальных ОЭС среднегодовые темпы прироста прогнозируются ниже средних темпов по ЕЭС России.

В таблице 2.5 приведена территориальная структура потребления электрической энергии на уровне 2016 и прогнозного 2023 годов.

Таблица 2.5 - Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии по ОЭС в соответствии с прогнозом электропотребления на 2023 год

2016 год, факт
2023 год, прогноз
млрд. кВт·ч
%
млрд. кВт·ч
%
ОЭС Северо-Запада
92,880
9,0
95,826
8,7
ОЭС Центра
237,276
23,1
248,537
22,6
ОЭС Средней Волги
106,270
10,4
108,482
9,9
ОЭС Юга
90,703
8,8
106,336
9,6
ОЭС Урала
259,383
25,3
272,170
24,7
ОЭС Сибири
207,167
20,2
226,595
20,6
ОЭС Востока
33,177
3,2
43,098
3,9
ЕЭС России
1026,856
100,0
1101,044
100,0

Прогнозируемые тенденции изменения региональной динамики потребления электрической энергии не приведут к существенным сдвигам в территориальной структуре и связаны, в основном, с расширением территориальных границ энергосистем.

ОЭС Северо-Запада

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Северо-Запада в 2016 году составил 92,880 млрд. кВт·ч, что на 2,9% выше относительно предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада прогнозируется на уровне 95,826 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,45%) (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Северо-Запада на период до 2023 года

Направлениями, формирующими перспективный спрос на электрическую энергию на территории ОЭС Северо-Запада, являются добыча полезных ископаемых, производство нефтепродуктов, машиностроение, производство строительных материалов, целлюлозно-бумажное и деревообрабатывающее производства, а также развитие транспорта и непроизводственной сферы.

Основные проекты по добыче полезных ископаемых будут реализовываться преимущественно в Республике Коми, Архангельской (включая Ненецкий автономный округ) и Мурманской областях.

Ожидается рост добычи нефти на территории Тимано-Печерской нефтегазовой провинции (Республика Коми, в том числе рост добычи на Харьягинском месторождении).

Рост добычи нефти на территории ОЭС Северо-Запада и увеличение поставок нефти по новому нефтепроводу "Балтийская трубопроводная система" предполагают рост объема и глубины нефтепереработки. В частности, планируется строительство комплекса получения высокооктановых компонентов бензина (ЛК-2Б) для выпуска топлива класса Евро-5 на Киришском нефтеперерабатывающем заводе (далее - НПЗ) в городе Кириши (Ленинградская область).

Развитие обрабатывающего сектора промышленности будет опираться на создание новых и развитие существующих промышленных зон и индустриальных парков. В числе наиболее крупных - Чудовская промышленно-логистическая зона (Бабиновский цементный завод) в Новгородской области.

В химической промышленности рост электропотребления будет определяться развитием существующих и строительством новых предприятий, в том числе, Балтийского карбамидного завода в Ленинградской области (г. Усть-Луга).

Главными приоритетами в развитии машиностроительного комплекса на территории ОЭС Северо-Запада являются судостроение, энергомашиностроение, приборостроение и автомобилестроение.

Вследствие роста спроса на грузоперевозки, освоения природных богатств континентального шельфа Арктической зоны прогнозируется увеличение доли транспорта в структуре потребления электрической энергии. Одним из наиболее крупных проектов в транспортной сфере является комплексное развитие Мурманского транспортного узла со строительством угольного и нефтяного терминалов, а также подъездных железнодорожных путей.

В связи с планирующимся расширением газопроводной системы "Северный поток" ожидается увеличение мощностей магистрального газопровода Бованенково - Ухта - Торжок.

Ожидается рост электропотребления на объектах оборонно-промышленного комплекса, расположенных в Калининградской, Мурманской, Архангельской (космодром "Плесецк") областях.

Город Санкт-Петербург и Ленинградская область остаются субъектами, обеспечивающими основной экономический и инновационный потенциал Северо-Западного региона. На энергосистему города Санкт-Петербург и Ленинградской области приходится около 48,5% всего потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада. К 2023 году этот показатель возрастет до 49,2% по причине более высоких перспективных темпов прироста электропотребления (0,7%) за прогнозный период по сравнению с ОЭС Северо-Запада в целом (0,45%). При этом объем спроса на электрическую энергию возрастет до 47,186 млрд. кВт·ч в 2023 году при 45,083 млрд. кВт·ч в 2016 году.

В целях развития территорий и привлечения инвестиций продолжится развитие новых промышленно-производственных зон с подготовленной инженерной инфраструктурой, индустриальных парков.

Рост спроса на электрическую энергию в сфере услуг определяется строительством торгово-досуговых и бизнес-центров (в том числе общественно-деловой центр "Охта"), технопарков в области информационных технологий, туристско-рекреационных, спортивных (объекты к Чемпионату мира по футболу 2018 года, включая стадион "Газпром Арена") и гостиничных комплексов, крупномасштабным жилищным строительством. Развитие внутригородского транспорта предполагает дальнейшее расширение сети Санкт-Петербургского метрополитена.

Согласно прогнозу потребления электрической энергии, энергосистема города Санкт-Петербург и Ленинградской области обеспечит более 70% прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада в период до 2023 года.

Особое положение в ОЭС Северо-Запада занимает энергосистема Калининградской области, не имеющая прямых электрических связей с энергосистемами других субъектов Российской Федерации. В соответствии с прогнозом электропотребления к 2023 году потребление электрической энергии в энергосистеме Калининградской области вырастет на 3,7% до 4,626 млрд. кВт·ч при среднегодовых темпах прироста - 0,5%. Перспективный рост потребления электрической энергии в регионе определяется развитием производственного сектора (в том числе создание предприятия по добыче и переработке сырья для производства удобрений), а также сферы услуг. К Чемпионату мира по футболу 2018 года планируется строительство ряда крупных объектов (стадиона, гостиниц, тренировочных баз), а также модернизация транспортной инфраструктуры.

ОЭС Центра

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Центра в 2016 году составил 237,276 млрд. кВт·ч, что на 2,4% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра прогнозируется на уровне 248,537 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,7%) (рисунок 2.4).

Прогнозируемые темпы прироста спроса на электрическую энергию в целом по ОЭС Центра ниже, чем по ЕЭС России.

Рисунок 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Центра на период до 2023 года

За рассматриваемый период во всех энергосистемах ОЭС Центра наблюдается положительная динамика потребления электрической энергии. В территориальном распределении прогнозного объема потребления электрической энергии по ОЭС Центра прослеживается преобладание следующих энергосистем: города Москвы и Московской области, Белгородской области, Вологодской области, Липецкой области, Воронежской области. Прогнозируемая динамика годовых приростов потребности в электрической энергии обусловлена особенностями формирования спроса на электрическую энергию на территории энергосистемы в предстоящие годы.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Центра является энергосистема города Москвы и Московской области. Ее доля в суммарном потреблении электрической энергии составила в 2016 году 44,4%, к концу прогнозного периода она незначительно увеличится до 44,9%. Среднегодовой прирост за период 2017 - 2023 годы составит 0,8% при объеме потребления электрической энергии в 2016 году - 105,33 млрд. кВт·ч и в 2023 году - 111,561 млрд. кВт·ч. Увеличение прогноза спроса на электрическую энергию в значительной мере будет связано со строительством жилья и объектов инфраструктуры, а также развитием транспортной системы столичного региона. В качестве основы развития производственного сектора Московского региона предполагается создание ряда индустриальных парков и технопарков, которые будут площадками для размещения новых промышленных предприятий и индустриально-логистических объектов. Приоритетными направлениями развития жилищного строительства и сферы услуг являются освоение бывших промышленных зон в городе Москва. Это территории с огромным потенциалом с точки зрения строительства жилой, коммерческой недвижимости, социально-бытовой инфраструктуры. Достаточное развитие получает ГУП "Московский метрополитен".

Следующими по величине распределения прогнозного объема потребления электрической энергии будут являться энергосистемы Белгородской и Вологодской областей. Их доля в ОЭС Центра к концу прогнозного периода соответственно составляет 6,6% и 5,6%.

В энергосистеме Белгородской области прогнозирование спроса на электрическую энергию объясняется вводом предприятий, относящихся к добыче полезных ископаемых, к производству пищевых продуктов. В энергосистеме Вологодской области учитываются такие новые потребители, как МКУ "Управления капитального строительства и ремонтов"; ЗАО "Череповецкая спичечная фабрика"; ООО "Сокольский плитный комбинат" и увеличение потребления в связи с развитием производственных мощностей АО "ФосАгро-Череповец".

Энергосистема Липецкой области характеризуется увеличением прогноза спроса на электрическую энергию в рассматриваемом периоде. Среднегодовой темп прироста - 0,6%. Крупными приоритетными проектами в регионе являются:

- развитие предприятий по выращиванию овощей и зелени - ООО "Тепличный комбинат Елецкие овощи", ООО "Тепличный комбинат ЛипецкАгро";

- предприятия-резиденты Особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Липецк", созданной в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 21.12.2005 N 782;

- развитие производственных мощностей ПАО "НЛМК".

Среднегодовой прирост за период 2017 - 2023 годов энергосистемы Воронежской области составит 1,5%. Положительная динамика прогноза спроса формируется за счет следующих потребителей: собственные нужды новых энергоблоков Нововоронежской АЭС-2; ООО "Техпромлит" (площадка по производству отливок из чугуна и стали годовой производительностью 20000 тонн); ООО "Юнайтед Гринхаус Групп" (овощеводство), ООО "Томат" (строительство тепличного комплекса), ООО "Международная кролиководческая компания" (комплекс полного цикла по производству мяса кролика мощностью 5000 тонн в год).

В энергосистеме Тульской области большую роль играет металлургическое производство. Проект строительства литейно-прокатного комплекса по выплавке углеродной стали конверторным способом ООО "Тулачермет-Сталь" будет являться центральным проектом Тульской агломерации. Кроме того, планируется развитие производства на ОАО "Ревякинский металлопрокатный завод". Также в прогнозе спроса на электрическую энергию учитывались объекты, относящиеся к производству пищевых продуктов (таких как крахмал и крахмалопродукты, сахар и сахарные сиропы - ООО "Каргилл") и к производству строительных материалов - ООО "Тульский цементный завод". У АО "Корпорация развития Тульской области" планируются к реализации новые проекты - индустриальные парки "Новая Тула" и "Узловая". Прогнозируется рост спроса в связи с расширением производства ООО ОХК "Щекиноазот".

Таким образом, среднегодовой объем прироста потребления электрической энергии в энергосистеме Тульской области составит 0,7%.

Среди энергосистем ОЭС Центра, ориентированных на промышленное производство, наибольший прирост спроса на электрическую энергию за рассматриваемый прогнозный период будет наблюдаться в энергосистеме Калужской области. К 2023 году электропотребление здесь увеличится на 5,8% при среднегодовом приросте за 2017 - 2023 годы - 0,8%. Появление новых резидентов в индустриальных парках и технопарков позволят Калужской области в течение всего прогнозного периода занимать доминирующие позиции по вводу промышленных производств. В АО "Корпорация развития Калужской области" получат свое развитие следующие предприятия: ООО "Фуяо стекло Рус", комплекс глубокой переработки пшеницы "Биотехнологический комплекс "Росва", индустриальный парк "Калуга-Юг" (Континентал, Вольво), промышленная площадка д. Старомихайловское (Фуд кластер). В ООО "Индустриальный парк Ворсино" рассматриваются площадки для размещения промышленных предприятий в д. Ивакино, Добрино, ООО "Фрейт Вилладж Калуга" (логистический центр). Планируется развитие тепличных комплексов.

Таким образом, направлениями, формирующими перспективный спрос на электрическую энергию на территории регионов, входящих в ОЭС Центра, являются металлургическое, машиностроительное, химическое производство, производство строительных материалов и пищевых продуктов, а также транспортный комплекс и развитие сферы услуг и домашних хозяйств.

ОЭС Средней Волги

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Средней Волги в 2016 году составил 106,270 млрд. кВт·ч, что на 1,9% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Средней Волги прогнозируется на уровне 108,482 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,3%) (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Средней Волги на период до 2023 года

Основные направления социально-экономического развития регионов, охватываемых ОЭС Средней Волги, включают развитие машиностроения, черной и цветной металлургии, химической промышленности, транспортного комплекса, развитие индустрии новых технологий, а также сферы услуг.

Наиболее крупные проекты, которые окажут существенное влияние на рост потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги - это предприятия нефтепереработки и нефтехимии, металлургического комплекса.

В Саратовской области введен в эксплуатацию новый малый металлургический завод мощностью 1 млн. тонн сортового проката с дальнейшим созданием сервисного металлоцентра (АО "Северсталь - Сортовой завод Балаково"). Завод будет постепенно наращивать объемы производства.

В секторе нефтепереработки и нефтехимии ожидается рост потребления электрической энергии на действующих предприятиях (Новокуйбышевский и Куйбышевский нефтеперерабатывающие заводы в Самарской области, АО "Танеко" в Республике Татарстан). На нефтеперерабатывающем заводе ОАО "ТАИФ-НК" в г. Нижнекамск (Республика Татарстан) готовится к вводу в эксплуатацию комплекс глубокой переработки тяжелых остатков.

На ряде новых предприятий химической промышленности планируется постепенный рост электропотребления в связи с набором мощности (ООО "Русвинил" в Нижегородской области, завод по производству шин ООО "Бриджстоун Тайер Мануфэкчуринг СНГ" в Ульяновской области).

Развитие машиностроительного комплекса Поволжья будет преимущественно определяться проектами в сфере транспортного машиностроения. В Республике Татарстан планируется развитие особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Алабуга", где основными резидентами являются предприятия по производству автокомпонентов, крупноузловой сборке автомобилей, а также предприятия легкой промышленности. Кроме этого, ожидается дальнейшее развитие особых экономических зон в Ульяновской (ОЭЗ "Ульяновск") и Самарской (ОЭЗ "Тольятти) областях. Также в Республике Татарстан планируется расширение и модернизация мощностей завода транспортного электрооборудования в г. Набережные Челны.

Рост потребления электрической энергии в непроизводственном секторе определяется развитием сферы услуг и новым жилищным строительством.

В четырех регионах ОЭС Средней Волги (Республики Татарстан и Мордовия, Нижегородская и Самарская области) пройдут мероприятия Чемпионата мира по футболу 2018 года, вследствие чего планируется строительство ряда крупных объектов (стадионы, гостиницы, тренировочные базы), а также модернизация транспортной инфраструктуры.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к 2023 году суммарный удельный вес наиболее крупных энергосистем - Республики Татарстан, Нижегородской и Самарской областей - в общем потреблении электрической энергии в ОЭС Средней Волги останется на уровне 67%. Наибольший удельный вес в суммарном потреблении электрической энергии в ОЭС Средней Волги имеет энергосистема Республики Татарстан - около 27%. В течение прогнозного периода ожидается увеличение доли энергосистемы Республики Татарстан в связи с более активным развитием экономики в регионе по сравнению с другими субъектами, входящими в состав ОЭС Средней Волги.

В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Татарстан объем потребления электрической энергии за 2017 - 2023 годы возрастет на 2,4% - до 29,117 млрд. кВт·ч, а среднегодовые темпы прироста составят 0,3%. В энергосистеме Нижегородской области объем спроса на электрическую энергию по прогнозу вырастет на 0,8% до 20,302 млрд. кВт·ч к 2023 году при среднегодовых темпах прироста 0,1%. Основным фактором роста электропотребления является развитие непроизводственного сектора (сфера услуг, жилищное строительство). Планируется строительство новых многофункциональных торгово-развлекательных комплексов, а также новых гостиниц и спортивных площадок в связи с подготовкой к проведению Чемпионата мира по футболу 2018 года.

ОЭС Юга

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2016 году составил 90,703 млрд. кВт·ч, что на 3,2% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируется на уровне 106,336 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 2,3%) (рисунок 2.6).

Рисунок 2.6 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Юга на период до 2023 года

Среднегодовой темп прироста потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2,3 раза выше среднего по ЕЭС России, что в значительной степени связано с приростом потребления электрической энергии в ОЭС Юга за счет присоединения с 2017 года энергосистемы Республики Крым и города Севастополь. Без учета присоединения Крымской энергосистемы величина спроса на электрическую энергию к 2023 году оценивается в объеме 98,179 млрд. кВт·ч. Доля ОЭС Юга в общем объеме потребления электрической энергии ЕЭС России увеличится к концу прогнозного периода до 9,7% с учетом Крымской энергосистемы (в существующих на конец 2016 года границах ЕЭС России в 2016 году - 8,8%).

Абсолютный прирост спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга (без учета Крымской энергосистемы) превысит к концу прогнозного периода 7 млрд. кВт·ч, из них 72% приходится на три крупнейшие энергосистемы (Краснодарского края и Республики Адыгея, Ростовской и Волгоградской областей). Преобладание трех энергосистем в территориальном распределении прогнозного объема потребления электрической энергии по ОЭС Юга сохранится при снижении их суммарной доли до 62,2% в 2023 году вместо 66,9% в 2016 году. Без учета присоединения Крымской энергосистемы доля трех названных энергосистем в 2023 году составит 67,3%.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Юга является энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея. Ее доля в суммарном потреблении электрической энергии составляет в 2016 году 29,7%, к концу прогнозного периода она снизится до 28,5%. Прогнозируемая динамика изменения потребности в электрической энергии обусловлена особенностями формирования спроса на электрическую энергию на территории энергосистемы в предстоящие годы.

Абсолютный прирост спроса на электрическую энергию по энергосистеме Краснодарского края и Республики Адыгея относительно 2016 года к концу прогнозного периода составит 3,332 млрд. кВт·ч (12,4%). Большая часть прогнозируемого прироста будет определяться дальнейшим развитием существующих на территории энергосистемы предприятий, в первую очередь промышленных. Увеличение потребления электрической энергии в промышленном производстве будет обусловлено планируемой реализацией проектов по реконструкции и расширению ООО "Афипский НПЗ", ООО "Ильский НПЗ", ООО "РН-Туапсинский НПЗ", вводом в эксплуатацию третьей очереди Абинского электрометаллургического завода (ООО "Абинский ЭМЗ"), ростом производства на ОАО "Новоросцемент". Из новых предприятий предполагается строительство Новороссийского цементного завода "Горный".

Реализация проектов по развитию и расширению существующих на территории Краснодарского края морских портов (включая сооружение ФКУ "Ространсмодернизация" морского сухогрузного порта "Тамань") будет способствовать росту потребления электрической энергии на транспорте. Дополнительное увеличение спроса на электрическую энергию будет связано с осуществлением проекта по строительству транспортного перехода через Керченский пролив, предусматривающего строительство на территории Темрюкского района совмещенных объектов (подъездных железнодорожных путей и автомобильных подходов, линий коммуникаций и связи).

Осуществляемое интенсивное жилищное строительство в Краснодаре, Сочи и Майкопе увеличивает потребление электрической энергии в домашних хозяйствах. Расширение и реконструкция действующих гостиничных и курортно-оздоровительных комплексов будут способствовать дальнейшему росту спроса на электрическую энергию в сфере услуг.

Во второй по величине электропотребления энергосистеме Ростовской области, доля которой в 2016 году составила 20,4% от общего потребления электрической энергии в ОЭС Юга, среднегодовой темп прироста прогнозного спроса на электрическую энергию составит 1,0%. Абсолютный прирост потребления электрической энергии относительно 2016 года составит к 2023 году 1,300 млрд. кВт·ч (7,0%).

Прогнозируемое увеличение потребности в электрической энергии в первую очередь связано с реализацией ряда крупных инвестиционных проектов по созданию новых высокотехнологичных производств в черной металлургии (ЗАО "Донэлектросталь" - строительство завода по производству проката, ООО "Красносулинский Металлургический Комбинат" - строительство производства стального листового проката. ПАО "ТАГМЕТ" - модернизация и техническое перевооружение. В машиностроении (авиастроении) реализация проекта ОАО "Роствертол".

Дополнительный прирост потребности в электрической энергии будет определяться дальнейшим строительством новых жилых микрорайонов в Ростове-на-Дону и других городах области, созданием объектов инфраструктуры, в том числе для проведения Чемпионата мира по футболу 2018 года.

Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Волгоградской области характеризуется стабильным, хотя и незначительным ростом. Среднегодовой прирост за прогнозный период существенно ниже среднего по ОЭС Юга (0,7% против 2,3% соответственно). Предполагаемое увеличение спроса на электрическую энергию в первую очередь будет определяться реализацией в Котельниковском районе крупного инвестиционного проекта по освоению Гремяченского месторождения калийных солей и созданием на его базе горно-обогатительного комбината (ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий") и расширением нефтеперерабатывающего производства (ООО "Лукойл-Волгограднефтепереработка").

В энергосистеме Ставропольского края, доля которой превышает 11% от общего объема потребления ОЭС Юга, темпы прироста прогнозируются ниже средних в ОЭС. Большая часть прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию связана с реализацией проекта по созданию регионального индустриального технологического парка (РИТ-парк (г. Невинномысск) и предполагаемым созданием тепличного комплекса Солнечный дар в Изобильненском районе.

Темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистемах республик Северного Кавказа прогнозируются ниже средних по ОЭС Юга. Относительно высокие темпы прироста потребности в электрической энергии на ближайшие годы прогнозируются в энергосистемах Карачаево-Черкесской Республики (за счет ввода Зеленчукской ГАЭС), Республики Калмыкия (в связи с вводом двух нефтеперекачивающих станций КТК) и Чеченской Республики.

Существенная часть прогнозируемого прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга формируется за счет присоединения с 2017 года энергосистемы Республики Крым и города Севастополь, объем потребления электрической энергии которой оценивается к 2023 году на уровне 8,157 млрд. кВт·ч. С окончанием переходного периода экономического развития Крыма прогнозная динамика спроса на электрическую энергию в Крымской энергосистеме прогнозируется стабильно положительной. Рост потребления электрической энергии в Крыму в первую очередь будет определяться развитием существующих на его территории комплексов: санаторно-курортного, туристско-гостиничного, агропромышленного, а также судостроительного и судоремонтного. Дополнительный прирост потребности в электрической энергии будет формироваться за счет развития аэропортового комплекса "Симферополь" (ООО "Международный аэропорт "Симферополь").

ОЭС Урала

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Урала в 2016 году составил 259,383 млрд. кВт·ч, что на 0,4% выше предыдущего года.

В 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала прогнозируется на уровне 272,17 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2017 - 2023 годов - 0,7%) (рисунок 2.7).

Прогнозируемые достаточно низкие темпы прироста спроса определяются развитием экономики и, прежде всего, особенностями развития профилирующих производств - нефтедобычи и металлургии.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция остается основным нефтедобывающим регионом страны. Развитие нефтегазового комплекса связано как с поддержанием объемов добычи нефти за счет внедрения инновационных технологий в традиционных районах добычи, так и вводом в эксплуатацию новых месторождений, в том числе трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Рисунок 2.7 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Урала на период до 2023 года

Низкая динамика потребления электрической энергии со стороны металлургических предприятий определяется, прежде всего, снижением производства на предприятиях черной металлургии в связи с падением спроса на сталь как на внутреннем, так и на мировых рынках. Крупный инвестиционный проект - Томинский ГОК (разработка меднопорфириевого месторождения в Челябинской области) - признан объектом федерального значения и включен в Стратегию развития металлургии до 2020 года.

Развитие химических производств, на долю которых в среднем по ОЭС Урала приходится только около 6% от суммарного промышленного электропотребления, особое значение имеет для энергосистем Пермского края, Республики Башкортостан, Кировской области. В числе крупных потребителей, определяющих рост спроса на электрическую энергию в период до 2023 года, производства по выпуску калийных удобрений в энергосистеме Пермского края: ПАО "Уралкалий", ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат", ЗАО "Верхне-Камская калийная компания".

Приоритетными направлениями развития экономики являются создание особых экономических зон, индустриальных парков, инновационных центров, в их числе технопарк ЗАО "Зеленая долина" (зона экологически безопасных производств), ЗАО УК "ИТП "Техноград" (инновационно-технологический парк) в энергосистеме Свердловской области.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Урала доля трех энергосистем - Тюменской, Свердловской и Челябинской областей сохраняется на высоком уровне - 66 - 67%.

Отличительной особенностью развития промышленного производства энергосистемы Тюменской области является дальнейшая диверсификация и уход от ярко выраженного моноструктурного характера экономики. Это обеспечивается, прежде всего, созданием новых мощностей в обрабатывающих производствах. Так, в 2013 году осуществлен ввод в эксплуатацию электрометаллургического мини-завода "УГМК-Сталь", предприятия по переработке углеводородного сырья "Тобольск-Полимер", в 2014 году - второй установки по переработке углеводородного сырья "Тобольск-Нефтехим", завершено строительство линейной части продуктопровода от Пуровского ЗПК до "Тобольск-Нефтехим" протяженностью 1100 км. В 2018 году планируется ввод в полномасштабную разработку Русского месторождения (в настоящее время месторождение находится в опытно-промышленной разработке). Планируется строительство Западно-Сибирского комплекса глубокой переработки углеводородного сырья. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Тюменской области (36% в суммарном электропотреблении ОЭС Урала) в значительной мере определяет динамику соответствующих показателей по ОЭС в целом.

Энергосистема Свердловской области характеризуется снижением спроса на электрическую энергию в 2016 году на 1,2% по сравнению с 2015 годом, что связано со снижением объемов промышленного производства (чугуна на 4,8%, готового проката на 6,7%, стали на 1,3%, стальных труб на 5,9%) за период январь - сентябрь 2016 года. Перспективы развития черной металлургии в Свердловской области определяются модернизацией предприятий, нацеленной на повышение качества продукции, снижение энергоемкости. Подготовка к Чемпионату мира по футболу 2018 года связана с реконструкцией Центрального стадиона в городе Екатеринбург с учетом его многофункционального использования в дальнейшем, созданием полноценной транспортной инфраструктуры - завершение строительства Екатеринбургской кольцевой автомобильной дороги, реконструкция Срединного транспортного кольца и других автотрасс, обновление коммунальных сетей, что обеспечит развитие инфраструктуры.

В энергосистеме Челябинской области снижение спроса на электрическую энергию за 2016 год составило 1,5% по сравнению с 2015 годом и определяется снижением производства по следующим видам деятельности (за январь - ноябрь 2016 г.) - обрабатывающая промышленность (на 4,4%), розничная торговля (на 99,9%), объем платных услуг населению (на 4,8%). Динамика спроса на электрическую энергию в период 2017 - 2023 годов определяется развитием профилирующего металлургического производства с реконструкцией и модернизацией производства на крупных металлургических предприятиях - ПАО "Ашинский металлургический завод", АО "Челябинский электрометаллургический комбинат", ОАО "Энергопром-Челябинский электродный завод", АО "Комбинат "Магнезит" и др., что обеспечит повышение энергоэффективности основных производственных процессов.

ОЭС Сибири

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2016 году составил 207,167 млрд. кВт·ч, что на 1,8% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири прогнозируется на уровне 226,595 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 1,3%) (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Сибири на период до 2023 года

Динамика спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири характеризуется ростом в период 2018 - 2020 годов с замедлением приростов в период 2021 - 2023 годов. По отдельным энергосистемам темпы прироста спроса на электрическую энергию существенно различаются. Выше среднего ожидаются темпы прироста по энергосистемам Республик Хакасия и Тыва, Красноярского края, Иркутской области, в остальных энергосистемах темпы прироста существенно ниже.

Преобладающая часть общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири связана с планируемым ростом производства алюминия и формируется в энергосистемах Иркутской области, Красноярского края и Республики Хакасия. При этом около 44% прогнозного прироста спроса на электрическую энергию приходится на крупнейшую в ОЭС Сибири энергосистему Иркутской области, доля которой в общем объеме потребления электрической энергии к концу прогнозного периода составит более 27%. Прогнозируемый до 2023 года прирост спроса на электрическую энергию в энергосистеме (8,5 млрд. кВт·ч к концу прогнозного периода или 16% от уровня потребления электрической энергии в 2016 году) будет определяться наряду с увеличением производства алюминия (ОК РУСАЛ) вводом новых крупных потребителей, модернизацией и реконструкцией действующих производств.

Наиболее значимый вклад в перспективный рост электропотребления на территории энергосистемы ожидается в результате ввода в эксплуатацию Тайшетского алюминиевого завода.

В ближайшие годы в Братске планируется строительство электрометаллургического завода (АО "СЭМЗ"), на Братском заводе ферросплавов продолжится модернизация производства; Ангарский завод полимеров осуществляет реконструкцию производства этилена - пропилена и строительство новых установок по производству полиэтилена высокой плотности.

Значительное увеличение потребности в электрической энергии будет связано с реализацией масштабного проекта по реконструкции инфраструктуры и расширению, в том числе на территории Иркутской области, Транссибирской (далее - Транссиб) и Байкало-Амурской (далее - БАМ) железнодорожных магистралей.

В рамках программы расширения пропускной способности трубопроводной системы ВСТО на участке от головной НПС "Тайшет" до НПС "Сковородино" на территории Иркутской области в предстоящий период будут построены 6 новых НПС.

Развитие существующих золотодобывающих предприятий, а также освоение новых перспективных месторождений золота, в том числе крупнейшего месторождения золотосодержащих руд Сухой Лог, существенно увеличит спрос на электрическую энергию в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах области.

Дополнительная потребность в электрической энергии будет формироваться за счет строительства жилых комплексов, в первую очередь в Иркутске, и развития ОЭЗ ТРТ на Байкале.

На энергосистему Красноярского края приходится около 27% от общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири, что соответствует абсолютному приросту потребления электрической энергии в объеме 5,3 млрд. кВт.ч к 2023 году (11,7% от уровня потребления электрической энергии в энергосистеме в 2016 году). Более высокие темпы прироста прогнозируются на 2018 и 2020 годы. Преобладающая часть прироста потребления электрической энергии формируется за счет ЗАО "Богучанский алюминиевый завод", а также АО "Ванкорнефть". Рост объема потребления электрической энергии АО "Ванкорнефть" связан с предстоящим освоением Сузунского, Тагульского и Лодочного нефтегазоконденсатных месторождений, образующих Ванкорский кластер.

В последующие годы в связи с предполагаемым осуществлением ряда инвестиционных проектов на территории Красноярского края появляются другие относительно крупные потребители электрической энергии, в первую очередь, золотодобывающие предприятия. В Северо-Енисейском районе ООО "Соврудник" реализует проект по освоению Нойбинской золоторудной площади, выход на проектную мощность добычи руды планируется в 2018 году. Крупнейшее золотодобывающее предприятие района и края - ЗАО "Золотодобывающая компания "Полюс" - реализует проект по освоению новых месторождений и строительству золотоизвлекательной фабрики (ЗИФ-5). ООО "Ильинское" осуществляет строительство рудника на месторождении "Высокое".

Дополнительный прирост потребления электрической энергии связан с ожидаемым в ближайшие годы внедрением инновационных технологий, разработанных АО "Информационные спутниковые системы" (ИСС) имени академика М.Ф. Решетнева.

Планируемое в течение 2017 - 2023 годов осуществление ряда проектов по строительству жилых массивов в Красноярске и других городах Красноярского края, а также создание спортивной, транспортной, туристической и инженерной инфраструктуры, необходимой для проведения Зимней Универсиады в 2019 году, будут способствовать увеличению спроса на электрическую энергию в сфере услуг и домашних хозяйствах.

Более 26% от общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири формируется в энергосистеме Республики Хакасия за счет значительного увеличения производства алюминия в связи с планируемым строительством второй очереди Хакасского алюминиевого завода. В энергосистеме Республики Хакасия среднегодовые темпы прироста потребления электрической энергии за прогнозный период оцениваются на уровне 4,1%, что является результатом высоких прогнозируемых темпов роста спроса на электрическую энергию в 2019 - 2020 годы.

В третьей по величине энергосистеме ОЭС Сибири - Кемеровской - прогнозируется абсолютное снижение потребности в электрической энергии. За весь прогнозный период объем потребления электрической энергии снизится на 2,1%, в результате доля энергосистемы уменьшится к концу периода до 13,6% вместо 15,2% в 2016 году. Ожидаемое снижение потребности в электрической энергии обусловлено производственно-технологическими мероприятиями, в результате которых потребление электрической энергии снизится (в частности, на АО "Евраз Западно-Сибирский металлургический комбинат", ООО "Топкинский цемент").

Особенностью энергосистемы Забайкальского края (среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию 0,3%) является высокая доля потребления электрической энергии по ВЭД "Транспорт", превышающая уровень спроса на электрическую энергию в промышленном производстве.

Развитие транспортной и энергетической инфраструктуры как необходимое условие для комплексного освоения уникальных минерально-сырьевых ресурсов рассматривается в качестве приоритета планируемого социально-экономического развития Забайкальского края. Федеральная целевая программа (далее - ФЦП) "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2018 года", утвержденная постановлением Правительства Российской Федерации от 06.12.2013 N 1128, предусматривает модернизацию железнодорожной инфраструктуры и увеличение пропускной способности магистралей БАМ и Транссиб. На территории Забайкальского края планируется увеличение мощности и потребления электрической энергии на участке Транссиб Петровский Завод - Могоча.

В рамках инвестиционного проекта ОАО "РЖД" запланировано завершение комплексной реконструкции, включая электрификацию, южного хода Забайкальской железной дороги Карымская - Забайкальск (участок Борзя - Забайкальск) с развитием станции Забайкальск.

Большая часть увеличения потребности в электрической энергии на территории энергосистемы до 2023 года будет связана с осуществлением инвестиционных проектов по освоению месторождений полиметаллических руд и вводом в эксплуатацию Быстринского ГОК, а также расширением добычи золота (ЗРК "Омчак").

Темпы прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Тыва выше среднего по ОЭС Сибири. Основной прирост связан с планируемым осуществлением на территории республики проекта по разработке Элегестского месторождения каменного угля и строительству ГОК "Элегест". Дополнительная потребность в электрической энергии формируется за счет реализации проектов Министерства обороны РФ по обустройству военных городков.

ОЭС Востока

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Востока в 2016 году составил 33,177 млрд. кВт·ч, что на 2,96% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока прогнозируется на уровне 43,098 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2017 - 2023 годов - 3,9%) (рисунок 2.9).

Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2017 - 2023 годов учитывает изменения в территориальной структуре энергозоны Востока - присоединение к ОЭС Востока изолированных энергорайонов Республики Саха (Якутия) - Западного и Центрального, потребление электрической энергии которых составляет более 70% от суммарного потребления по централизованной зоне энергоснабжения Республики Саха (Якутия). Присоединение изолированных энергорайонов определяет высокую динамику показателей спроса на электрическую энергию в период 2017 - 2018 годов.

Спрос на электрическую энергию по ОЭС Востока без учета присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) на уровне 2023 года в рассматриваемом варианте оценивается в объеме 36,8 млрд. кВт·ч со среднегодовым приростом за период 2017 - 2023 годов 1,5%, при соответствующем показателе по ЕЭС России 0,8%.

Рисунок 2.9 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Востока на период до 2023 года

Опережающие темпы роста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока в рассматриваемой перспективе определяются экономическим развитием региона. Рост спроса на электрическую энергию связан, прежде всего, с предстоящим развитием промышленных производств с учетом как существующих потребителей, так и реализации новых масштабных проектов - потенциальных резидентов промышленно-производственных зон, в их числе:

- металлургические производства, представленные крупными инвестиционными проектами - формирование горно-металлургического кластера в Приамурье на базе рудных месторождений, в том числе Кимкано-Сутарского ГОК (пуско-наладочные работы по вводу в эксплуатацию начались в 2015 году), разработка золоторудных месторождений Амурской области - Маломырский, Покровский и Албынский рудники;

- добыча угля на территории Южно-Якутского энергорайона - Эльгинское месторождение и создание угольного комплекса - ИК "Инаглинский" и Хабаровского края - ОАО "Ургалуголь" (инвестиционный проект);

- производства по переработке нефти и газа и создание новых производств нефтегазохимического комплекса, связанных с развитием систем магистральных нефте- и газопроводов. Крупнейший из проектов - строительство нефтехимического комплекса ПАО "НК "Роснефть" в Находке АО "ВНХК" (совместный проект с китайской корпорацией ChemChina), ООО "Технолизинг" завод по производству метанола, который совместно с Амурским ГПЗ (рассматривается в качестве инвестиционного проекта) могут стать резидентами территории опережающего развития (далее - ТОР) "Свободненская";

- развитие судостроительных предприятий на базе Дальневосточного центра судостроения и судоремонта, основными направлениями которого являются модернизация судоремонтных производств и создание новых мощностей для реализации проектов по выпуску современной морской техники - Приморский край;

- реализация проекта "Космодром Восточный" в Амурской области. Первый пуск ракеты-носителя "Союз" с тремя спутниками проведен в апреле 2016 года. Вторая очередь строительства планируется к сдаче в 2021 году;

- реализация проектов на территориях опережающего социально-экономического развития (ТОСЭР), в их числе ТОСЭР Надеждинская (создание логистического центра, технопарка и сопутствующих производств) и ТОСЭР Михайловская (агропромышленная специализация) в Приморском крае.

В части транспортной инфраструктуры развитие получат морские порты (транспортно-логистические площадки):

- в Хабаровском крае - порт Ванино, где будут созданы специализированный угольный перегрузочный комплекс ПАО "Мечел", терминал по перевалке угля в бухте Мучка ООО "Сахатранс", угольный перегрузочный терминал в районе мыса Бурый ОАО "Дальневосточный Ванинский порт", в том числе для обслуживания перевалки угля с Элегестского месторождения (Республика Тыва);

- в Приморском крае - ООО "Морской порт "Суходол" - специализированный грузовой порт в районе бухты Суходол (Шкотовский район), ООО "Порт Вера" в районе бухты Беззащитная на территории ЗАТО города Фокино - морской терминал с сопутствующей инфраструктурой, АО "Торговый порт Посьет" в Хасанском районе - модернизация и строительство специализированного угольного терминала с увеличением мощности до 12 млн. тонн в год, ООО "Морской порт в бухте Троицы" (незамерзающий порт в бухте Троица), АО "Восточный порт" - крупнейшая стивидорная компания со специализацией по перевалке каменного угля ОАО "Евраз "Находнинский морской порт" (бухта Находка).

ПАО "АК "Транснефть" ведет работы по расширению первой и второй очередей трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан": ВСТО-1 до 80 млн. тонн в год и ВСТО-2 до 50 млн. тонн к 2020 году. Это определяет строительство трех НПС в Амурской области, а также увеличение мощности на существующих НПС в Южно-Якутском энергорайоне Республики Саха (Якутия) в Амурской области и Хабаровском крае.

В связи с присоединением изолированных энергорайонов изменяется территориальная структура потребления электрической энергии ОЭС Востока - существенно возрастает доля энергосистемы Республики Саха (Якутия) - до 21,4% в 2023 году (5,8% - доля Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) в ОЭС Востока в настоящее время).

Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) включает в себя Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу вилюйских сельскохозяйственных районов. Основные профилирующие производства - добыча и обработка алмазов, являющаяся традиционной специализацией региона, и нефтедобыча. Эти энергоемкие производства определяют специфику структуры потребления электрической энергии как Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) (доля добывающих производств не менее 57% в структуре промышленного потребления электрической энергии), так и всей энергосистемы Республики Саха (Якутия), а именно: высокую долю промышленного производства в суммарной структуре потребления электрической энергии (42% в целом по Якутской энергосистеме, в том числе 34% приходится на добычу полезных ископаемых) на фоне сравнительно низкой доли характерной для ОЭС Востока в настоящее время (24% и 6%, соответственно). Рост спроса на электрическую энергию на территории Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) в рассматриваемой перспективе будет определяться развитием профилирующих производств - нефтедобычи и транспортирования нефти по трубопроводной системе "Восточная Сибирь - Тихий Океан", добычей и обработкой алмазов (совершенствование технологии добычи, отработки подземных алмазоносных трубок "Айхал", "Интернациональная", "Ботуобинская", "Нюрбинская", развитие ГОК "Удачнинский", связанное с переходом от карьерной к шахтной добыче с вовлечением в эксплуатацию глубоких горизонтов месторождения), а также созданием производственной и социальной инфраструктуры.

Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия) объединяет столичный республиканский промышленный узел и группу центральных улусов. Район характеризуется наибольшей плотностью населения (в городе Якутск проживает 294 тыс. человек или 47% городского населения Республики Саха (Якутия), развитием обрабатывающих производств (пищевые продукты, строительные материалы, металлообработка, деревообработка), сервисным обслуживанием. Рассматривается возможность создания ювелирно-гранильного кластера в ТОР "Кангалассы". Структура потребления электрической энергии Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) характеризуется сравнительно низкой долей промышленности при более высокой доле домашних хозяйств и предприятий сферы услуг.

Выводы:

1. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов сформирован на основе информации о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям с учетом прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разработанного Министерством экономического развития - на период 2017 - 2019 годов (ноябрь 2016 года), и "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года" и соответствует консервативному сценарию долгосрочного социально-экономического развития России.

2. Общий объем спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1101,044 млрд. кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2016 года на 74,188 млрд. кВт·ч. Превышение уровня 2016 года составит в 2023 году 7,2% при среднегодовом приросте за период 1,0%.

3. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Юга энергосистемы Республики Крым и города Севастополь и без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1086,581 млрд. кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 0,8%.

4. Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России ожидаются в 2017 - 2020 годах. Существенным фактором увеличения потребления электрической энергии в период 2017 - 2018 годов является значительный прирост объема электропотребления в ОЭС Юга за счет присоединения энергосистемы Республики Крым и города Севастополь (2017 год) и в ОЭС Востока за счет присоединения Западного (с середины 2017 года) и Центрального (2018 год) энергорайонов Республики Саха (Якутия). Рост спроса на электрическую энергию в период 2019 - 2020 годов определяется динамикой потребления электрической энергии в ОЭС Сибири с учетом увеличения спроса со стороны алюминиевых заводов - набор мощности на Богучанском алюминиевом заводе, ввод Тайшетского алюминиевого завода и строительство второй очереди Хакасского алюминиевого завода.

3. Прогноз максимального потребления мощности и характеристики режимов потребления Единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2017 - 2023 годы

ЕЭС России

В соответствии с прогнозным спросом на электрическую энергию, а также с учетом развития и расширения существующих и вводом новых объектов спрогнозированы максимумы потребления мощности ОЭС и ЕЭС России.

Одним из важнейших факторов, который оказывает влияние на величину максимума потребления мощности энергосистемы, является температура наружного воздуха.

Таблица 3.1 - Динамика потребления электрической энергии и мощности ЕЭС России

Показатель
2012
2013
2014
2015
2016
Потребление электрической энергии, млрд. кВтч
1015,7
1009,8
1013,9
1008,3
1026,9
% к прошлому году
1,57%
-0,6%
0,41 %
-0,55%
1,85%
ОЗП
11 - 12
ОЗП
12 - 13
ОЗП
13 - 14
ОЗП
14 - 15
ОЗП
15 - 16
Максимум потребления мощности, МВт
155226
157425
154709
148847
149246
% к прошлому ОЗП
+4,3%
+1,4%
-1,7%
-3,8%
+2,7%
t °C в день прохождения максимума
-23,4
-22,5
-23,2
-14,4
-16,6

В таблице 3.1 выполнен сравнительный анализ динамики изменения годовых объемов потребления электрической энергии и максимумов потребления мощности в осенне-зимние периоды по ЕЭС России.

Годовые объемы потребления электрической энергии в большей степени определяют объективную динамику потребления электрической энергии и мощности, преимущественно обусловленную макроэкономическими факторами, поскольку на годовом интервале климатические факторы в основном нивелированы.

Неустойчивый характер изменения фактических максимумов потребления мощности демонстрирует определяющее влияние температурного фактора на величину данного показателя. Динамика максимумов потребления мощности не может быть описана непрерывной функцией единственного параметра (годовое потребление электрической энергии). При этом очевидно, что изменение от года к году максимумов потребления в схожих температурных условиях не имеет скачкообразного характера.

Помимо значения температуры наружного воздуха в день прохождения максимума на величину потребления мощности большое влияние оказывает и эффект продолжительности периода устойчивых низких температур. Так, в ОЗП 2012 - 2013 годов в ЕЭС России продолжительность такого периода с температурой ниже -20 °C составила 10 суток, что предопределило более высокое значение максимума потребления в сравнении с предыдущим и последующим ОЗП, когда такие продолжительные периоды не наблюдались.

Формирование долгосрочного прогноза потребления электрической мощности осуществляется в условиях отсутствия метеорологических прогнозов для рассматриваемого периода прогнозирования. Статистический анализ фактических периодов максимальных нагрузок энергосистем позволяет сделать вывод, что максимум потребления мощности достигается в осенне-зимний период при существенном снижении температуры наружного воздуха относительно среднемноголетних значений.

С учетом изложенного, формирование прогнозного максимума потребления мощности для учета показателя в Схеме и программе развития ЕЭС России осуществляется для средних температурных условий прохождения максимума потребления мощности в базовом периоде (несколько лет, предшествующих дате формирования прогноза). Это позволяет сформировать статистически корректные прогнозные значения максимумов потребления мощности энергосистемы.

Высокий относительно прогнозируемого изменения потребления электрической энергии прирост прогнозного максимума потребления мощности в 2017 году обусловлен низким максимумом последнего года базового периода, зафиксированного на фоне повышенных температур наружного воздуха, и присоединением к ЕЭС России энергосистемы Республики Крым и города Севастополь и Западного энергорайона Республики Саха (Якутия).

В таблицах 3.2 и 3.3 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2017 - 2023 годы с учетом ОЭС Востока и без нее соответственно. Спрос на электрическую энергию в нижеприведенных таблицах представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС).

Таблица 3.2 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
1008,251
1026,856
1027,753
1041,082
1054,439
1070,197
1079,667
1090,467
1101,044
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
млрд. кВт·ч
1005,630
1024,264
1025,093
1038,360
1051,157
1066,125
1075,595
1086,395
1096,972
PMAX СОБСТВ.
МВт
147377
151070
154748
156489
158289
159949
161498
163089
164598
TMAX ГОД
час/год
6824
6780
6624
6635
6641
6665
6660
6661
6665

ЭГОД - годовое потребление электрической энергии;

PMAX СОБСТВ. - годовой собственный максимум потребления мощности по ОЭС и ЕЭС России;

TMAX ГОД - число часов использования максимума потребления мощности.

Таблица 3.3 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России без учета ОЭС Востока

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
975,986
993,679
993,186
1002,320
1014,936
1030,036
1038,656
1048,893
1057,946
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
млрд. кВт·ч
973,406
991,086
990,526
999,598
1011,654
1025,964
1034,584
1044,821
1053,874
PMAX СОБСТВ.
МВт
142930
146467
149466
150836
152522
154107
155550
157009
158259
TMAX ГОД
час/год
6810
6767
6627
6627
6633
6657
6651
6655
6659

По данным таблицы 3.2 максимальное потребление мощности ЕЭС России на 2017 год прогнозируется на уровне 154 748 МВт. К 2023 году максимальное потребление мощности прогнозируется на уровне 164 598 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за период 2017 - 2023 годов 1,2%. На рисунке 3.1 представлена динамика изменения прогнозного максимума потребления мощности ЕЭС России.

Рисунок 3.1 - Прогнозные значения максимума
потребления мощности ЕЭС России

ОЭС Северо-Запада

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году составит 9,3%. К 2023 году этот показатель немного снизится и составит 9,1%. В 2017 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 14 688 МВт. К 2023 году максимум потребления мощности составит 15 390 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста за 2017 - 2023 годы 0,4%.

В таблице 3.4 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.

Таблица 3.4 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
90,296
92,880
91,498
92,184
92,591
93,334
93,910
94,949
95,826
PMAX СОБСТВ.
МВт
14244
14978
14688
14805
14869
14953
15090
15250
15390
TMAX ГОД
час/год
6339
6201
6229
6227
6227
6242
6223
6226
6227
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
13421
13652
14335
14450
14512
14594
14728
14884
15021
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
6728
6803
6383
6380
6380
6395
6376
6379
6379

PСОВМ. С ЕЭС - максимум потребления ОЭС на час прохождения максимума потребления ЕЭС России;

TСОВМ. С ЕЭС - число часов использования максимума потребления ОЭС на час прохождения максимума потребления ЕЭС России.

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2017 - 2023 годов представлено на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Северо-Запада

ОЭС Центра

В 2017 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 24,2%. К 2023 году этот показатель составит 23,9%. В 2017 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 37 957 МВт. К 2023 году максимум потребления мощности достигнет 39 673 МВт. Среднегодовые приросты максимумов потребления мощности за 2017 - 2023 годы прогнозируются на уровне 1,0%.

В таблице 3.5 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.

Таблица 3.5 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
231,767
237,276
234,660
236,333
238,742
241,184
243,580
245,828
248,537
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
млрд. кВт·ч
229,187
234,696
232,08
233,75
235,60
237,25
239,65
241,90
244,61
PMAX СОБСТВ.
МВт
35970
37137
37957
38131
38349
38553
38886
39289
39673
TMAX ГОД
час/год
6372
6320
6114
6130
6144
6154
6163
6157
6166
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
35970
35952
37502
37697
37924
38135
38474
38873
39262
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
6372
6528
6189
6201
6213
6221
6229
6223
6230

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.4 представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в 2019 году.

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.3 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Центра

ОЭС Средней Волги

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году оценивается в 10,8%. К 2023 году ожидается ее снижение до 10,5%. В 2017 году собственный максимум потребления мощности составит 16 855 МВт. К 2023 году максимум потребления мощности вырастет до 17 368 МВт при среднегодовых темпах прироста за 2017 - 2023 годы 0,3%.

В таблице 3.6 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.

Таблица 3.6 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
104,244
106,270
104,700
105,201
105,569
106,350
106,936
107,745
108,482
PMAX СОБСТВ.
МВт
16474
16980
16855
16928
16978
17035
17161
17270
17368
TMAX ГОД
час/год
6328
6259
6212
6215
6218
6243
6231
6239
6246
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
16302
16774
16754
16826
16876
16933
17058
17166
17264
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
6395
6335
6249
6252
6256
6281
6269
6277
6284

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.4 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Средней Волги

ОЭС Юга

Доля ОЭС Юга в 2017 году составит порядка 10,0% от общего максимального потребления мощности ЕЭС России. К 2023 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 10,2%. В 2017 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 16 137 МВт. К 2023 году максимум потребления мощности составит 17 545 МВт, что соответствует среднегодовому темпу прироста нагрузки за 2017 - 2023 годы на уровне 2,3%. Значительное увеличение доли и большие среднегодовые темпы прироста потребления мощности связаны с присоединением к ОЭС Юга энергосистемы Республики Крым и города Севастополь.

В таблице 3.7 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.

Таблица 3.7 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
87,882
90,703
96,813
98,535
100,445
102,061
103,310
104,918
106,336
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
млрд. кВт·ч
87,882
90,671
96,733
98,393
100,303
101,919
103,168
104,776
106,194
PMAX СОБСТВ.
МВт
14231
14967
16137
16426
16734
16922
17131
17401
17545
TMAX ГОД
час/год
6175
6058
5994
5990
5994
6023
6022
6021
6053
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
13459
14467
15459
15756
16056
16241
16446
16710
16853
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
6530
6267
6257
6245
6247
6275
6273
6270
6301

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.7 представлен без учета и с учетом потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГЭС-ГАЭС, введенной 2016 году.

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.5 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Юга

ОЭС Урала

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году составит 23,5%, а к 2023 году этот показатель снизится до 23,2%. Собственный максимум потребления мощности в 2017 году прогнозируется на уровне 36 870 МВт. К 2023 году этот показатель достигнет уровня 38 715 МВт при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления за 2017 - 2023 годы 0,4%.

В таблице 3.8 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Урала.

Таблица 3.8 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Урала

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
258,274
259,383
258,760
259,976
261,818
264,127
266,544
269,580
272,170
PMAX СОБСТВ.
МВт
36191
37575
36870
37093
37374
37586
37977
38373
38715
TMAX ГОД
час/год
7136
6903
7018
7009
7005
7027
7019
7025
7030
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
35304
37444
36354
36574
36865
37078
37450
37843
38188
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
7316
6927
7118
7108
7102
7124
7117
7124
7127

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.6 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Урала

ОЭС Сибири

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году составит 18,8%, и в 2023 году этот показатель повысится до 19,2%. Собственный максимум потребления мощности к 2017 году прогнозируется на уровне 30 657 МВт и к 2023 году - на уровне 33 361 МВт при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления за 2017 - 2023 годы - 1,2%.

В таблице 3.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Сибири.

Таблица 3.9 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Сибири

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
203,525
207,167
206,755
210,091
215,771
222,980
224,376
225,873
226,595
PMAX СОБСТВ.
МВт
29613
30688
30657
31131
31924
32801
33078
33221
33361
TMAX ГОД
час/год
6873
6751
6744
6749
6759
6798
6783
6799
6792
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
28474
28179
29063
29532
30289
31125
31393
31534
31671
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
7148
7352
7114
7114
7124
7164
7147
7163
7155

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.7 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Сибири

ОЭС Востока

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году составит порядка 3,4%, а в 2023 году увеличится до 3,9%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока в 2017 году прогнозируется на уровне 6 111 МВт, к 2023 году - 7 327 МВт, при этом среднегодовые темпы прироста максимума потребления за 2017 - 2023 годы составят 4,5%. Достаточно большие темпы прироста электрической нагрузки обусловлены присоединением к ОЭС Востока Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия). В таблице 3.10 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

Таблица 3.10 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
32,224
33,177
34,567
38,762
39,503
40,161
41,011
41,574
43,098
PMAX СОБСТВ.
МВт
5289
5388
6111
6541
6672
6758
6877
7028
7327
TMAX ГОД
час/год
6093
6158
5657
5926
5921
5943
5964
5915
5882
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
4446
4603
5282
5653
5767
5842
5948
6080
6339
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
7248
7208
6544
6857
6850
6875
6895
6838
6799

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.8 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Востока

Выводы:

1. Максимальное потребление мощности ЕЭС России к 2023 году ожидается на уровне 164 598 МВт. За период 2017 - 2023 годов среднегодовые приросты нагрузки ЕЭС России составят около 1,2%.

2. Рост максимумов потребления мощности прогнозируется в рассматриваемый период по всем ОЭС.

3. Наиболее интенсивный среднегодовой рост максимумов потребления мощности в период 2017 - 2023 годов будет наблюдаться в ОЭС, где предполагается присоединение новых территорий:

ОЭС Юга (присоединение энергосистемы Республики Крым и города Севастополь) - 2,3%;

ОЭС Востока (присоединение Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия)) - 4,5 %.

4. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по ЕЭС России в 2017 - 2023 годах будет изменяться незначительно в диапазоне 6624 - 6665 часов.

4. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию на период 2017 - 2023 годов

Величина перспективной потребности в мощности (спроса на мощность) определена с учетом прогнозируемых на рассматриваемый перспективный период максимумов потребления по ОЭС и ЕЭС России, сальдо экспорта-импорта мощности и нормативного резерва мощности.

При оценке потребности в мощности для Европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири и Востока - максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, и собственный. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый максимум потребления по ЕЭС России на уровне 2017 года составит 154 748 МВт и возрастет к 2023 году до 164 598 МВт, без учета ОЭС Востока - 149 466 МВт и 158 259 МВт соответственно.

Величина экспорта мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров и предварительных соглашений по данным ПАО "Интер РАО".

Экспортные поставки из ЕЭС России планируются в следующем объеме:

на уровне 2017 года 3838 МВт/14,419 млрд. кВт·ч;

в 2018 году - 3438 МВт/13,199 млрд. кВт·ч;

в период 2019 - 2020 годов - 3338 МВт/12,039 млрд. кВт·ч;

в 2021 году - 3338 МВт/11,749 млрд. кВт·ч;

в 2022 году - 3338 МВт/11,549 млрд. кВт·ч;

в 2023 году - 3338 МВт/11,554 млрд. кВт·ч.

Прогнозируемые объемы экспорта мощности на час годового совмещенного максимума ЕЭС России и годовые объемы передаваемой электрической энергии с указанием стран, в которые осуществляются экспортные поставки, представлены в таблице 4.1.

По планам ПАО "ИНТЕР РАО" на период до 2023 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндию (1300 МВт/4,1 - 4,4 млрд. кВт·ч), страны Балтии (400 МВт/1,6 - 2,1 млрд. кВт·ч), Монголию (250 МВт/0,4 млрд. кВт·ч). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндией (58 МВт/0,599 млрд. кВт·ч) и Норвегией (30 МВт/0,03 млрд. кВт·ч).

Экспортные поставки мощности и электрической энергии в Беларусь предусматриваются в объеме 500 МВт/2,0 млрд. кВт·ч в 2017 году, 200 МВт/1,0 млрд. кВт·ч в 2018 году, 100 МВт/0,03 млрд. кВт·ч в период 2019 - 2023 годов. Снижение экспортных поставок мощности и электрической энергии с 2018 года в Беларусь связано с планируемым вводом в эксплуатацию Белорусской АЭС.

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 400 МВт/0,24 млрд. кВт·ч в 2017 году, 300 МВт/0,12 млрд. кВт·ч в период 2018 - 2023 годов, Южную Осетию - 40 МВт/0,15 млрд. кВт·ч в период 2017 - 2018 годов, 40 МВт/0,16 млрд. кВт·ч в период 2019 - 2020 годов, 40 МВт/0,17 млрд. кВт·ч в период 2021 - 2022 годов, 40 МВт/0,18 млрд. кВт·ч в 2023 году.

Экспортные поставки в Казахстан в 2017 - 2023 годы планируются в объеме 360 МВт/1,2 млрд. кВт·ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электрической энергии в Китай в объеме 500 МВт/3,3 млрд. кВт·ч.

Таблица 4.1 - Прогноз экспорта электрической энергии и мощности по ЕЭС России и ОЭС (мощность на час годового совмещенного максимума ЕЭС России)

Наименование
2016 (факт)
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Мощность на час максимума ЕЭС
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
ЕЭС России, всего
2080 <*>
14,419
3838
13,199
3438
12,039
3338
12,039
3338
11,749
3338
11,549
3338
11,554
3338
ОЭС Северо-Запада
561 <**>
7,129
1788
7,029
1788
6,829
1788
6,829
1788
6,529
1788
6,329
1788
6,329
1788
Финляндия (приграничный)
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
Норвегия (приграничный)
27
0,03
30
0,03
30
0,03
30
0,03
30
0,03
30
0,03
30
0,03
30
Финляндия
299
4,40
1300
4,40
1300
4,20
1300
4,20
1300
4,20
1300
4,10
1300
4,10
1300
Балтия
177
2,10
400
2,0
400
2,00
400
2,00
400
1,70
400
1,60
400
1,60
400
ОЭС Центра
258
2,0
500
1,0
200
0,03
100
0,03
100
0,03
100
0,03
100
0,03
100
Беларусь
258 <**>
2,0
500
1,0
200
0,03
100
0,03
100
0,03
100
0,03
100
0,03
100
ОЭС Средней Волги
58
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
Казахстан
58
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
ОЭС Юга
54
0,42
450
0,30
350
0,31
350
0,31
350
0,32
350
0,32
350
0,325
350
Грузия
0
0,24
400
0,12
300
0,12
300
0,12
300
0,12
300
0,12
300
0,12
300
Азербайджан
19
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
Южная Осетия
30
0,15
40
0,15
40
0,16
40
0,16
40
0,17
40
0,17
40
0,175
40
Казахстан
5
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
ОЭС Урала
0
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
Казахстан
0
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
ОЭС Сибири
597
0,51
300
0,51
300
0,51
300
0,51
300
0,51
300
0,51
300
0,51
300
Монголия
33
0,40
250
0,40
250
0,40
250
0,40
250
0,40
250
0,40
250
0,40
250
Казахстан
564
0,11
50
0,11
50
0,11
50
0,11
50
0,11
50
0,11
50
0,11
50
ОЭС Востока
118
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
Китай
118
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500

--------------------------------

<*> Учтен экспорт мощности в энергосистему Украины (434 МВт), начиная с 2017 года экспорт мощности не учитывается.

<**> Экспорт мощности из ОЭС Северо-Запада в энергосистему Республики Беларусь учтен в ОЭС Центра.

Фактором, оказывающим значительное влияние на величину спроса на мощность, является величина резерва мощности, необходимого по условиям обеспечения надежности функционирования ЕЭС России и ОЭС.

Нормативные значения резерва мощности приняты в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281 (далее - Методические рекомендации)

Нормативные значения резерва мощности по различным энергообъединениям в процентах от максимума потребления мощности представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Нормативные значения резерва мощности, %

Европейская часть ЕЭС России (ОЭС Центра, ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Урала)
ОЭС Сибири
ОЭС Востока
17
12,0
22,0
ОЭС Северо-Запада <*>
ОЭС Центра <*>
ОЭС Юга <*>
ОЭС Средней Волги <*>
ОЭС Урала <*>
15
32
10
11
32

--------------------------------

<*> Распределение в процентах от резерва мощности по Европейской части ЕЭС России.

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2017 года должна составить 25 118 МВт, на уровне 2023 года - 26 716 МВт. Распределение нормативного резерва по ОЭС неравномерно, при этом использование резервов одной ОЭС для покрытия максимумов потребления мощности других ОЭС ограничено в силу недостаточной пропускной способности основной электрической сети и большой территориальной протяженности ЕЭС России.

Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.1.

Таблица 4.3 - Спрос на мощность, МВт

2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ОЭС Северо-Запада
Совмещенный максимум потребления мощности
14335
14450
14512
14594
14728
14884
15021
Нормативный резерв
3069
3094
3118
3136
3166
3200
3229
Экспорт
1788
1788
1788
1788
1788
1788
1788
Спрос на мощность - всего
19192
19332
19418
19518
19682
19872
20038
ОЭС Центра
Совмещенный максимум потребления мощности
37502
37697
37924
38135
38474
38873
39262
Нормативный резерв
6550
6599
6649
6690
6754
6826
6886
Экспорт
500
200
100
100
100
100
100
Спрос на мощность - всего
44552
44496
44673
44925
45328
45799
46248
ОЭС Средней Волги
Совмещенный максимум
16754
16826
16876
16933
17058
17166
17264
потребления мощности
Нормативный резерв
2252
2268
2286
2300
2322
2346
2367
Экспорт
10
10
10
10
10
10
10
Спрос на мощность - всего
19016
19104
19172
19243
19390
19522
19641
ОЭС Юга
Совмещенный максимум потребления мощности
15459
15756
16056
16241
16446
16710
16853
Нормативный резерв
2047
2062
2078
2091
2111
2133
2152
Экспорт
450
350
350
350
350
350
350
Спрос на мощность - всего
17956
18168
18484
18682
18907
19193
19355
ОЭС Урала
Совмещенный максимум потребления мощности
36354
36574
36865
37078
37450
37843
38188
Нормативный резерв
6550
6599
6649
6690
6754
6826
6886
Экспорт
290
290
290
290
290
290
290
Спрос на мощность - всего
43194
43463
43804
44058
44494
44959
45364
Европейская часть
Совмещенный максимум потребления мощности
120403
121304
122233
122981
124157
125476
126588
Нормативный резерв
20468
20622
20780
20907
21107
21331
21520
Экспорт
3038
2638
2538
2538
2538
2538
2538
Спрос на мощность - всего
143909
144564
145551
146426
147802
149345
150646
ОЭС Сибири
Совмещенный максимум потребления мощности
29063
29532
30289
31125
31393
31534
31671
Нормативный резерв
3488
3544
3635
3735
3767
3784
3801
Экспорт
300
300
300
300
300
300
300
Спрос на мощность - всего
32851
33376
34224
35160
35460
35618
35772
ОЭС Востока
Совмещенный максимум потребления мощности
5282
5653
5767
5842
5948
6080
6339
Нормативный резерв
1162
1244
1269
1285
1309
1338
1395
Экспорт
500
500
500
500
500
500
500
Спрос на мощность - всего
6944
7397
7536
7627
7757
7918
8234
ЕЭС России
Максимум потребления мощности
154748
156489
158289
159949
161498
163089
164598
Нормативный резерв
25118
25410
25684
25927
26183
26453
26716
Экспорт
3838
3438
3338
3338
3338
3338
3338
Спрос на мощность - всего
183704
185337
187311
189214
191019
192880
194652
ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности
30657
31131
31924
32801
33078
33221
33361
Нормативный резерв
3679
3736
3831
3936
3969
3987
4003
Экспорт
300
300
300
300
300
300
300
Спрос на мощность - всего
34636
35167
36055
37037
37347
37508
37664
ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности
6111
6541
6672
6758
6877
7028
7327
Нормативный резерв
1344
1439
1468
1487
1513
1546
1612
Экспорт
500
500
500
500
500
500
500
Спрос на мощность - всего
7955
8480
8640
8745
8890
9074
9439

Рисунок 4.1 - Спрос на мощность в ЕЭС России

Выводы:

1. Основные направления экспорта-импорта электрической энергии и мощности по данным ПАО "Интер РАО" до 2023 года не изменятся.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2017 года должна составить 25 118 МВт, на уровне 2023 года - 26 716 МВт.

3. При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 183704 МВт в 2017 году до 194652 МВт на уровне 2023 года.

5. Прогноз развития действующих и предполагаемых к сооружению новых генерирующих мощностей

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2017 - 2023 годы сформирована с учетом вводов нового генерирующего оборудования в период 2017 - 2023 годов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций в соответствии с:

- обязательствами, принятыми производителями электрической энергии по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;

- инвестиционными программами производителей электрической энергии, утвержденными Минэнерго России в 2016 году;

- обязательствами производителей электрической энергии, мощность которых была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности до 2020 года;

- приказами Минэнерго России о выводе объекта генерации из эксплуатации;

- предложениями производителей электрической энергии (ноябрь - декабрь 2016 года).

Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на 2017 - 2023 годы составляют 7726,6 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 3000 МВт (два первых энергоблока на Ленинградской АЭС (2 x 1000 МВт) в ОЭС Северо-Запада, первый энергоблок на Курской АЭС (1000 МВт) в ОЭС Центра); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 4726,6 МВт.

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по ЕЭС России и ОЭС представлены в таблице 5.1 и на рисунке 5.1.

Таблица 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России, МВт

2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Всего за 2017 - 2023
ЕЭС России, всего
1422,4
1770,0
630,0
2904,2
1000,0
7726,6
АЭС
1000,0
1000,0
1000,0
3000,0
ТЭС
1422,4
770,0
630,0
1904,2
4726,6
ОЭС Северо-Запада, всего
147,5
1000,0
1018,0
2165,5
АЭС
1000,0
1000,0
2000,0
ТЭС
147,5
18,0
165,5
ОЭС Центра, всего
523,8
600,0
1235,0
1000,0
3358,8
АЭС
1000,0
1000,0
ТЭС
523,8
600,0
1235,0
2358,8
ОЭС Средней Волги, всего
41,0
36,0
305,7
382,7
ТЭС
41,0
36,0
305,7
382,7
ОЭС Юга, всего
81,0
50,0
25,0
156,0
ТЭС
81,0
50,0
25,0
156,0
ОЭС Урала, всего
391,1
643,0
181,5
1215,6
ТЭС
391,1
643,0
181,5
1215,6
ОЭС Сибири, всего
238,0
72,0
310,0
ТЭС
238,0
72,0
310,0
ОЭС Востока, всего
41,0
30,0
67,0
138,0
ТЭС
41,0
30,0
67,0
138,0

Рисунок 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации
генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС
России в 2017 - 2023 годы

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 2.

В 2016 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 4260,78 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2016 году приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2016 году

Электростанции
Станционный номер
Марка турбины
Установленная мощность, МВт
ОЭС Северо-Запада
609,257
ДЭС <1> Сивая Маска
N 5
ДГУ LIS-1250
1,0
ДЭС Сивая Маска
N 6
Д-65А-П
0,04
ДЭС Елецкая
N 4
Caterpillar C32
0,8
МГТЭС <2> Правобережная
N 1
FT-8 MobilPac
22,5
Юго-Западная ТЭЦ
N 2
ПГУ <3>
275,0
Усинская ТЭЦ
N 1 - 4
ПС-90ГП-25ПА
100,0
Тихвинская ТЭЦ
N 1 - 6
Wartsila 18V50SG
109,92
ЭС-1 Центральная ТЭЦ
N 1
SGT-800
50,0
ЭС-1 Центральная ТЭЦ
N 2
SGT-800
50,0
ОЭС Центра
1314,42
Нововоронежская АЭС
N 6
К-1200-6,8/50
1195,4
Дягилевская ТЭЦ
N 1
ПГУ
119,02
ОЭС Средней Волги
110
Нижнекамская ТЭЦ-2
N 7
К-110-1,6
110
ОЭС Юга
494,6
Новочеркасская ГРЭС <4>
N 9
К-330-23,56
324
Зарагижская ГЭС <5>
N 1 - 3
HL-LJ-175
30,6
Зеленчукская ГАЭС <6>
N 1 - 2
ОРО 230-В-221
140
ОЭС Урала
1571,5
Челябинская ГРЭС
N 2
ПГУ
247,5
Троицкая ГРЭС
N 10
GLN 660-24,2/566/566
660,0
Академическая ТЭЦ
N 1
ПГУ
222,0
Ново-Салаватская ПГУ
N 1
ПГУ
432,0
Бугульчанская СЭС <7> (2,3 оч)
ФЭСМ
10,0
ОЭС Сибири
161,0
Шингинская ГТЭС <8>
N 1 - 4
ГТА-6РМ
24,0
Усть-Канская СЭС
ФЭСМ
5,0
КЭС Кокс
N 1 - 2
К-6-1,2
12,0
Омская ТЭЦ-3
N 10
Т-120/130-12,8
120,0
ЕЭС России, всего
4260,78

--------------------------------

Примечание: <1> ДЭС - дизельная электростанция.

<2> МГТЭС - мобильная газотурбинная электростанция.

<3> ПГУ - парогазовая установка.

<4> ГРЭС - государственная районная электростанция.

<5> ГЭС - гидроэлектростанция.

<6> ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция.

<7> СЭС - солнечная электростанция.

<8> ГТЭС - газотурбинная электростанция.

Из общего объема запланированных вводов генерирующих мощностей выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью реализации соответствующих инвестиционных проектов (далее - вводы с высокой вероятностью реализации), к которым для целей разработки настоящего документа отнесены следующие генерирующие объекты:

- генерирующие объекты, строительство (реконструкция) которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;

- генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы АО "Концерн Росэнергоатом", ПАО "РусГидро", ПАО "РАО ЭС Востока";

- генерирующие объекты, отобранные по результатам конкурентного отбора мощности до 2020 года.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов предусматриваются в объеме 18895,8 МВт, в том числе на АЭС - 8361,8 МВт, на ГЭС - 743,7 МВт, на ГАЭС - 840 МВт, на ТЭС - 7075,3 МВт и на ВИЭ - 1875 МВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов представлены в таблице 5.3 и на рисунке 5.2.

Таблица 5.3 - Вводы генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Всего за 2017 - 2023
ЕЭС России - всего
7198,1
3968,3
1906,8
1558,8
565
1250
2448,8
18895,8
АЭС
2268,8
1195,4
1198,8
1250
2448,8
8361,8
ГЭС
321,2
20,7
401,8
743,7
ГАЭС
840
840
ТЭС
3898,1
2317,2
195
100
565
7075,3
ВИЭ
710
435
470
260
1875
ОЭС Северо-Запада - всего
1273,8
768
244,8
1198,8
1198,8
4684,2
АЭС
1198,8
1198,8
1198,8
3596,4
ГЭС
49,8
49,8
ТЭС
75
768
195
1038
ОЭС Центра - всего
600
1448,4
840
1250
1250
5388,4
АЭС
1195,4
1250
1250
3695,4
ГАЭС
840
840
ТЭС
585
253
838
ВИЭ
15
15
ОЭС Средней Волги - всего
573,6
270
50
893,6
ТЭС
413,6
230
50
693,6
ВИЭ
160
40
200
ОЭС Юга - всего
1939,7
1050,7
602
260
3852,4
АЭС
1070
1070
ГЭС
1,2
20,7
352
373,9
ТЭС
492,5
830
1322,5
ВИЭ
376
200
250
260
1086
ОЭС Урала - всего
2196,5
101,2
170
2467,7
ТЭС
2072,5
11,2
2083,7
ВИЭ
124
90
170
384
ОЭС Сибири - всего
35
330
50
50
465
ТЭС
225
50
275
ВИЭ
35
105
50
190
ОЭС Востока - всего
579,5
565
1144,5
ГЭС
320
320
ТЭС
259,5
565
824,5

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2023 года планируется в ОЭС Центра (5388,4 МВт) и ОЭС Северо-Запада (4684,2 МВт).

Рисунок 5.2 - Вводы генерирующих мощностей
на электростанциях ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 4.

Развитие атомной энергетики в период 2017 - 2023 годов предусматривается на существующих и новых площадках:

ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 (новые энергоблоки Ленинградской АЭС) в Ленинградской области с вводом первых трех энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью по 1198,8 МВт каждый в 2017, 2020 и 2023 годах для обеспечения, в том числе, замены выводимых из эксплуатации в 2018 и 2020 годах энергоблоков N 1 и N 2 на Ленинградской АЭС;

ОЭС Центра - Нововоронежская АЭС-2 (новые энергоблоки Нововоронежской АЭС) в Воронежской области с вводом второго энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1195,4 МВт в 2018 году и Курская АЭС-2 в Курской области с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР мощностью 1250 МВт в 2022 и 2023 годах;

ОЭС Юга - Ростовская АЭС в Ростовской области с вводом энергоблока N 4 типа ВВЭР мощностью 1070 МВт в 2017 году.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов предусматриваются в объеме 743,7 МВт. В ОЭС Востока планируется завершение строительства Нижне-Бурейской ГЭС с вводом четырех гидроагрегатов (4 x 80 МВт) в 2017 году, в ОЭС Юга - Зарамагской ГЭС-1 с вводом двух гидроагрегатов (2 x 171 МВт) в 2019 году.

В ОЭС Юга в период 2017 - 2019 годов предполагается ввод в эксплуатацию генерирующих объектов установленной мощностью 31,9 МВт на малых ГЭС, в ОЭС Северо-Запада - 49,8 МВт в 2019 году.

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в "маневренной" мощности в европейской части России в период до 2019 года предусматривается завершение строительства Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме города Москвы и Московской области в ОЭС Центра (4 x 210 МВт в 2019 году).

В рассматриваемый перспективный период до 2023 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью выше 200 МВт) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью ввода в эксплуатацию:

в ОЭС Центра: на Хуадянь-Тенинской ТЭЦ (Ярославской ТЭС) (ПГУ-450(Т)), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т));

в ОЭС Юга: на Симферопольской ПГУ-ТЭС (2 x ПГУ-235) и Севастопольской ПГУ-ТЭС (2 x ПГУ-235); в ОЭС Урала: на Пермской ГРЭС (ПГУ-800), Челябинской ГРЭС (ПГУ-247,5(Т)), Уфимской ТЭЦ-5 (Затонской ТЭЦ) (2 x ПГУ-210(Т)).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ветровых (ВЭС, 801 МВт в рассматриваемый перспективный период) и солнечных электростанций (СЭС, 1074 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Средней Волги (80 МВт), ОЭС Юга (691 МВт) и ОЭС Урала (30 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (395 МВт) и в ОЭС Урала (354 МВт). В период до 2019 года на СЭС в ОЭС Центра планируется ввести в эксплуатацию 15 МВт, в ОЭС Сибири - 190 МВт, в ОЭС Средней Волги - 120 МВт.

В настоящее время Центральный и Западный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия) работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон Республики Саха (Якутия) работает в составе ОЭС Востока. Завершение присоединения Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) к ЕЭС России планируется к середине 2017 года, Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) в 2018 году.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) учтен в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС Востока, начиная с 2017 года, Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия) - с 2018 года.

Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий (с высокой вероятностью реализации) по модернизации и перемаркировке существующего генерирующего оборудования планируется в объеме 231,6 МВт в период 2017 - 2023 годов.

Объемы модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2017 - 2023 годов приведены в приложениях N 6 и N 7 соответственно.

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2023 году на 14221,8 МВт (6,0%) по сравнению с 2016 годом и составит 250565,4 МВт. К 2023 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2016 годом возрастет доля АЭС с 11,8% до 13,3%, доля ТЭС снизится с 67,8% до 65,5%. Доля ГЭС и ГАЭС останется на уровне 2016 года - 20,3%. Доля ВИЭ возрастет с 0,04% в 2016 году до 0,9% в 2023 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2016 - 2023 годов представлена в таблице 5.4 и на рисунке 5.3. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период с 2016 по 2023 годы показана на рисунке 5.4.

Таблица 5.4 - Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

2016 факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЕЭС России
236343,6
244280,2
247236,1
248584,5
247301,6
247866,6
248116,6
250565,4
АЭС
27929,4
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
46744,8
48072,0
48149,7
48611,1
48648,6
48648,6
48648,6
48648,6
ГАЭС
1340,0
1340,0
1340,0
2180,0
2180,0
2180,0
2180,0
2180,0
ТЭС
160242,2
163498,8
165746,6
165323,6
163544,4
164109,4
164109,4
164109,4
ВИЭ
87,2
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
ОЭС Северо-Запада
23572,1
24698,4
24466,4
24711,2
24892,0
24892,0
24892,0
26090,8
АЭС
5760,0
6958,8
5958,8
5958,8
6157,6
6157,6
6157,6
7356,4
ГЭС
2949,2
2949,2
2949,2
2999,0
2999,0
2999,0
2999,0
2999,0
ТЭС
14856,5
14784,0
15552,0
15747,0
15729,0
15729,0
15729,0
15729,0
ВИЭ
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
ОЭС Центра
52878,6
52930,3
54388,7
54628,7
53403,7
53403,7
53653,7
54903,7
АЭС
13612,4
13597,3
14792,7
14792,7
14792,7
14792,7
15042,7
16292,7
ГЭС
588,9
588,9
598,9
598,9
608,9
608,9
608,9
608,9
ГАЭС
1200,0
1200,0
1200,0
2040,0
2040,0
2040,0
2040,0
2040,0
ТЭС
37477,3
37529,1
37782,1
37182,1
35947,1
35947,1
35947,1
35947,1
ВИЭ
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
ОЭС Средней Волги
27003,2
27582,4
27754,4
27760,4
27512,2
27512,2
27512,2
27512,2
АЭС
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
ГЭС
6938,0
6971,0
6998,0
7004,0
7011,5
7011,5
7011,5
7011,5
ТЭС
15993,2
16379,4
16484,4
16484,4
16228,7
16228,7
16228,7
16228,7
ВИЭ
160,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
ОЭС Юга
20601,6
23399,2
24399,9
25001,9
25236,9
25236,9
25236,9
25236,9
АЭС
3000,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
ГЭС
5791,2
5802,9
5823,6
6175,6
6175,6
6175,6
6175,6
6175,6
ГАЭС
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
ТЭС
11667,1
12617,9
13397,9
13397,9
13372,9
13372,9
13372,9
13372,9
ВИЭ
3,4
768,4
968,4
1218,4
1478,4
1478,4
1478,4
1478,4
ОЭС Урала
51131,7
53122,4
52717,2
52947,8
52781,3
52781,3
52781,3
52781,3
АЭС
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
ГЭС
1856,2
1856,2
1871,2
1919,8
1934,8
1934,8
1934,8
1934,8
ТЭС
47733,3
49600,0
49089,8
49101,8
48920,3
48920,3
48920,3
48920,3
ВИЭ
57,2
181,2
271,2
441,2
441,2
441,2
441,2
441,2
ОЭС Сибири
51969,8
51771,8
52121,7
52176,7
52184,7
52184,7
52184,7
52184,7
ГЭС
25281,4
25286,4
25291,4
25296,4
25301,4
25301,4
25301,4
25301,4
ТЭС
26668,2
26430,2
26670,1
26670,1
26673,1
26673,1
26673,1
26673,1
ВИЭ
20,2
55,2
160,2
210,2
210,2
210,2
210,2
210,2
ОЭС Востока
9186,5
10775,7
11387,8
11357,8
11290,8
11855,8
11855,8
11855,8
ГЭС
3340,0
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
ТЭС
5846,5
6158,2
6770,3
6740,3
6673,3
7238,3
7238,3
7238,3

Рисунок 5.3 - Установленная мощность
на электростанциях ЕЭС России

Рисунок 5.4 - Структура установленной мощности
на электростанциях ЕЭС России

5.1. Территории ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников генерирующих объектов

5.1.1. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края

Юго-Западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края характеризуется летним максимумом потребления мощности. Наиболее критичным с точки зрения режимно-балансовой ситуации является период экстремально высоких температур (ПЭВТ), характеризующийся как дополнительным увеличением потребления мощности, так и дополнительным снижением допустимой токовой нагрузки электросетевых элементов. В летний период 2016 года максимум потребления Юго-Западного энергорайона составил 1144 МВт при температуре наружного воздуха 28 °C.

Электроснабжение потребителей Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края осуществляется по контролируемому сечению "Юго-Запад", состоящему из следующих линий электропередачи:

ВЛ 500 кВ Кубанская - Центральная;

ВЛ 500 кВ Кубанская - Тихорецк;

ВЛ 220 кВ Кубанская - Афипская;

ВЛ 220 кВ Афипский НПЗ - Кирилловская с отпайками;

ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская,

а также ВЛ 110 кВ, не входящим в указанное контролируемое сечение.

Прогнозируемое потребление мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края для ПЭВТ в рассматриваемый период увеличится на 464 МВт с 1144 до 1608 МВт (с 2016 по 2023 год).

Основные показатели баланса мощности Юго-Западного энергорайона для ПЭВТ на перспективу до 2023 года приведены в таблице 5.5.

При определении максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении "Юго-Запад" на 2017 - 2023 годы учтен ввод в эксплуатацию в декабре 2017 года ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань третьего АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар).

Таблица 5.5 - Баланс мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2017 - 2023 годы для ПЭВТ, (МВт)

Показатель
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление мощности
1267
1386
1492
1538
1553
1600
1608
Переток мощности в Крымскую энергосистему
765
805
500
540
580
600
630
Доступная мощность электростанций
48
48
48
48
48
48
48
Требуемый переток по сечению "Юго-Запад"
1984
2143
1944
2030
2085
2152
2190
Максимально допустимый переток (далее - МДП) в сечении "Юго-Запад" в нормальной схеме
1930
2300
2300
2300
2300
2300
2300
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в нормальной схеме
-54
157
356
270
215
148
110
МДП в сечении "Юго-Запад" в ремонтной схеме
890
1620
1620
1620
1620
1620
1620
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в единичной ремонтной схеме
-1094
-523
-324
-410
-465
-532
-570

Анализ баланса мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2017 - 2023 годы показывает, что при прогнозируемом росте потребления мощности указанного энергорайона до 1608 МВт в 2023 году будет иметь место непокрываемый дефицит активной мощности в нормальной схеме в 2017 году и единичной ремонтной схеме во всех годах рассматриваемого периода.

Непокрываемый дефицит мощности снижается после строительства в декабре 2017 года ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань, однако с 2019 года снова начинает расти.

Величина дефицита мощности в единичной ремонтной схеме на этапе 2020 - 2023 годов прогнозируется в объеме 410 - 570 МВт, что выше величины максимального дефицита мощности в аналогичной схемно-режимной ситуации, прогнозировавшийся в 2022 году в утвержденной приказом Минэнерго России от 01.03.2016 N 147 Схеме и программе развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы (493 МВт). Указанное увеличение обусловлено, в первую очередь, поступлением от ФКУ "Ространсмодернизация" в ноябре 2016 года заявки на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Кубаньэнерго" энергопринимающих устройств сухогрузного морского порта "Тамань".

В целях обеспечения покрытия вышеуказанного дефицита дополнительно требуется строительство в Юго-Западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края тепловой электростанции с располагаемой мощностью при температуре наружного воздуха +35,5 °C 410 МВт на этапе 2020 года и 570 МВт на этапе 2023 года с единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт.

Величина установленной мощности электростанция, требуемая на этапе 2023 года, может быть скорректирована в случае изменения планов потребителей по технологическому присоединению к электрическим сетям или строительства дополнительных объектов генерации в смежной энергосистеме.

5.2. Территории ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов с обязательным соблюдением сроков, запланированных собственниками генерирующих объектов

5.2.1. Энергосистема Республики Крым и г. Севастополь

Энергосистема Республики Крым и города Севастополь имеет электрические связи с ОЭС Юга (энергосистема Краснодарского края) и ОЭС Украины.

С энергосистемой Краснодарского края (энергомост "Кубань-Крым"):

- три КВЛ 220 кВ Тамань - Кафа;

- КВЛ 220 кВ Тамань - Камыш-Бурун.

Электрические связи с ОЭС Украины в настоящее время отключены.

Собственный максимум потребления мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в 2016 году составил 1335 МВт при температуре наружного воздуха -3,6 °C. К 2023 году максимум потребления мощности увеличится по сравнению с 2016 годом на 275 МВт и составит 1 610 МВт.

Установленная мощность электростанций энергосистемы на 01.01.2017 составляет 920,33 МВт, при этом более 40% составляют электростанции на возобновляемых источниках энергии (СЭС и ВЭС), нагрузка которых в часы вечернего максимума потребления мощности не гарантирована (ВЭС) или отсутствует (СЭС). При определении перспективной установленной мощности электростанций энергосистемы учтен планируемый ввод мобильной ГТУ установленной мощностью 22,5 МВт на Западно-Крымской МГТЭС.

В декабре 2017 года предполагается ввод в эксплуатацию ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань третьего АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар), что позволит повысить максимально (аварийно) допустимый переток в сечении Кубань - Крым до 860 МВт. В 2017 - 2018 годах на территории энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь предполагается ввод в работу двух ПГУ установленной мощностью по 235 МВт каждый на Симферопольской ПГУ-ТЭС и двух ПГУ установленной мощностью по 235 МВт каждый на Севастопольской ПГУ-ТЭС.

В таблице 5.6 представлен анализ баланса мощности в случае переноса срока ввода генерирующих объектов на Симферопольской ПГУ-ТЭС и Севастопольской ПГУ-ТЭС на 2019 год.

Таблица 5.6. Баланс мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь для условий зимнего максимума потребления мощности при температуре ПЭВТ на 2017 - 2018 годы

Зима
2017
2018
Потребление мощности
1408
1440
Установленная мощность, в т.ч.:
942,8
942,8
Генерация, в т.ч.:
500
500
ТЭС
195
195
Мобильные ГТЭС
305
315
СЭС, ВЭС
0
0
Расчетное сальдо (потребление - генерация)
908
940
А/МДП по энергомосту Кубань - Крым
860
860
Запас по пропускной способности по энергомосту Кубань - Крым (дефицит (-)/избыток (+))
-48
-80
Запас по пропускной способности по энергомосту Кубань - Крым при аварийном отключении турбогенератора 50 МВт (дефицит (-) / избыток (+))
- 98
-130

Анализ режимно-балансовой ситуации показывает, что в случае переноса сроков ввода генерирующих объектов на Севастопольской ПГУ-ТЭС и Симферопольской ПГУ-ТЭС на 2019 год в осенне-зимний период 2017 и 2018 годов возможно превышение максимально допустимого перетока по энергомосту Кубань - Крым, для исключения которого необходим ввод графиков аварийного ограничения потребителей электрической энергии (мощности) в объеме до 98 МВт в осенне-зимний период 2017 года и до 130 МВт в осенне-зимний период 2018 года. Обеспечение покрытия вышеуказанного дефицита мощности возможно за счет сооружения тепловой электростанции, обеспечивающей возможность базового режима работы, установленной мощностью не менее 90 - 100 МВт в 2017 году и не менее 120 - 130 МВт в 2018 году с присоединением ее схемы выдачи мощности к электросетевым объектам энергосистемы Республики Крым и города Севастополь, расположенным западнее 34°30' восточной долготы.

5.2.2. Юго-восточная часть ОЭС Юга

Более 95% установленной мощности электростанций на территории юго-восточной части ОЭС Юга составляют ГЭС, загрузка и длительность работы которых зависит от запасов гидроресурсов. В остальной части ОЭС Юга основную часть генерирующих источников составляют тепловые электростанции.

Электроснабжение потребителей Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия - Алания, Республики Кабардино-Балкария осуществляется по ВЛ, входящим в контролируемое сечение "Терек", состоящее из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

- ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;

- ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик;

- ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

- в нормальной схеме электрической сети - 1300 МВт;

- в схеме отключенного состояния ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик - 690 МВт.

В 2017 году ПАО "ФСК ЕЭС" предполагается ввод в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания). Ввод данной ВЛ увеличивает пропускную способность в сечении "Терек" до 1690 МВт в нормальной схеме и до 1290 МВт в ремонтной схеме (в схеме отключенного состояния ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания)).

В рассматриваемый период предполагается экспорт мощности в энергосистему Южной Осетии в объеме 40 МВт.

Юго-восточная часть ОЭС Юга является дефицитной на протяжении всего рассматриваемого периода. Для прохождения максимума потребления мощности требуется использование резервов мощности ГЭС, объем и возможность продолжительной реализации которых существенно ограничены вследствие недостаточности гидроресурсов на длительном интервале времени, с последующим вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания) не позволит полностью исключить дефицит мощности как в нормальной, так и в единичной ремонтной/послеаварийной схемах. Повышение надежности электроснабжения потребителей юго-восточной части ОЭС Юга возможно за счет сооружения тепловой электростанции, обеспечивающей возможность базового режима работы.

В утвержденных схемах и программах развития ЕЭС России на 2012 - 2018, 2013 - 2019, 2014 - 2020 годы юго-восточная часть ОЭС Юга включалась в перечень территорий ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников генерирующих объектов. После выхода распоряжения Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2015 года N 238-р "О переносе строительства генерирующих объектов из Краснодарского края в Чеченскую Республику", предусматривающего сооружение в г. Грозный двух энергоблоков ТЭС со сроками ввода до 30.06.2018 и 31.12.2018 соответственно, юго-восточная часть ОЭС Юга была исключена из перечня таких территорий ЕЭС России.

Анализ режимно-балансовой ситуации в юго-восточной части ОЭС Юга показывает необходимость реализации существующих планов по строительству Грозненской ТЭС в установленные сроки.

Выводы:

1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2017 - 2023 годы сформирована с учетом планов по вводу новых генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций.

2. Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2017 - 2023 годы составляют 7726,6 МВт, в том числе на АЭС - 3000 МВт, ТЭС - 4726,6 МВт.

3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов предусматриваются в объеме 18895,8 МВт, в том числе на АЭС - 8361,8 МВт, на ГЭС - 743,7 МВт, на ГАЭС - 840 МВт, на ТЭС - 7075,3 МВт и на ВИЭ - 1875 МВт.

4. При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2023 году на 14203,8 МВт (6,0%) по сравнению с 2016 годом и составит 250565,4 МВт, в том числе: АЭС - 33276,1 МВт, ГЭС - 48648,6 МВт, ГАЭС - 2180 МВт, ТЭС - 164109,4 МВт и ВИЭ - 2351,2 МВт.

5. При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) к 2023 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2016 годом возрастет доля АЭС с 11,8% до 13,3%, доля ТЭС снизится с 67,8% до 65,5% доля ГЭС и ГАЭС останется на уровне 2016 года 20,3%, доля ВИЭ возрастет с 0,04% в 2016 году до 0,9% в 2023 году.

6. Юго-Западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края отнесен к территориям ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих мощностей, отсутствующих в планах каких-либо собственников. В целях покрытия возникающего дефицита мощности требуется строительство в Юго-Западном энергорайоне тепловой электростанции с располагаемой мощностью при температуре наружного воздуха +35,5 °C не менее 410 МВт на этапе 2020 года и 570 МВт на этапе 2023 года (с единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт).

7. Юго-восточная часть ОЭС Юга и энергосистема Республики Крым и города Севастополь отнесены к территориям, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов с обязательным соблюдением сроков, запланированных собственниками генерирующих объектов. Анализ режимно-балансовой ситуации в указанных частях ЕЭС России показывает, что проекты по строительству Грозненской ТЭС, Симферопольской ПГУ-ТЭС и Севастопольской ПГУ-ТЭС должны быть реализованы в установленные сроки.

6. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2017 - 2023 годы

6.1. Балансы мощности

Балансы мощности по ОЭС сформированы на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России. По ОЭС Сибири и ОЭС Востока дополнительно рассмотрены перспективные балансы мощности на час прохождения собственного максимума ОЭС. В сводном балансе мощности по ЕЭС России максимум потребления ОЭС Сибири и ОЭС Востока соответствует совмещенному максимуму потребления ЕЭС России.

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 183 705 МВт в 2017 году до 194 652 МВт на уровне 2023 года.

Балансы мощности разработаны для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации (согласно приложениям N 2, N 4, N 6 и N 7).

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей в 2017 - 2023 годах возрастет с фактической величины 236 343,6 МВт в 2016 году на 14 221,8 МВт и составит 250 565,4 МВт в 2023 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,8% в 2016 году до прогнозных 13,3% в 2023 году, доля ТЭС снизится с 67,8% до 65,5%, доля мощности ВИЭ возрастет с 04% до 0,9%. Доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) останется на уровне 2016 года 20,3%.

При расчетах балансов мощности учтены следующие факторы снижения использования установленной мощности электростанций:

ограничения мощности действующих электростанций всех типов в период зимнего максимума потребления;

неучастие в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки;

наличие в отдельные годы невыдаваемой мощности в ряде энергосистем, которая из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть передана в смежные энергосистемы и ОЭС;

отсутствие гарантии использования мощности возобновляемых источников энергии в час максимума потребления (ветровые и солнечные электростанции).

Ограничения установленной мощности на ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования (сооружений) установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением), экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.

Ограничения установленной мощности ГЭС связаны с техническим состоянием оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за проектной сезонной сработки водохранилища, ледового подпора, незавершенностью строительных мероприятий по нижнему бьефу отдельных ГЭС.

Прогнозные объемы вводов генерирующих мощностей после прохождения зимнего максимума в 2017 - 2023 годах составляют максимально 2 690,0 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыдаваемой мощности. В период до 2023 года прогнозируется наличие невыдаваемой мощности в ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми, Архангельской и Мурманской областей), ОЭС Урала (энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов), ОЭС Сибири (энергосистемы Иркутской области, Республики Бурятия, Забайкальского края и восточной части Красноярского края). Величина невыдаваемой мощности с ростом потребления электрической энергии, выводом из эксплуатации генерирующего оборудования и развитием электрических связей снижается с 6 675,0 МВт в 2017 году до 3 544,0 МВт в 2023 году.

В связи с изменением режимно-балансовой ситуации в северо-западной части ЕЭС России, снижением динамики роста потребления электрической энергии и мощности, изменением потокораспределения в энергосистемах стран электрического кольца Беларусь - Россия - Эстония - Латвия - Литва (БРЭЛЛ), строительством новых энергоблоков Ленинградской АЭС-2 (новых энергоблоков Ленинградской АЭС) и нестабильностью фактического экспорта электрической энергии и мощности в Финляндию, в центральной части ОЭС Северо-Запада существует проблема наличия избыточных мощностей, передача которых в направлении ОЭС Центра невозможна из-за ограниченной пропускной способности электрических связей Северо-Запад - Центр. Отчасти проблема решается за счет строительства в 2017 году ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская, а также ограничения одновременно находящихся в эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС не более пяти. Прогнозируется ухудшение ситуации после сооружения в ОЭС Беларуси Белорусской АЭС в составе двух энергоблоков по 1200 МВт каждый в случае невозможности обеспечения исключения выдачи избытков мощности в направлении ЕЭС России.

Величина располагаемой мощности ГЭС, учитываемая в прогнозных балансах мощности, принята на уровне среднемесячной располагаемой мощности ГЭС декабря 2015 года.

Располагаемая мощность электростанций промышленных предприятий учтена исходя из их средней нагрузки за декабрь 2015 - февраль 2016 года.

Располагаемая мощность ветровых и солнечных электростанций в период прохождения максимума потребления мощности принимается равной нулю.

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе мощности на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 25 045,7 - 28 018,3 МВт (10,1 - 11,5% от установленной мощности электростанций ЕЭС России).

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 216 262,3 МВт на уровне 2017 года и 224 099,9 МВт на уровне 2023 года, что превышает спрос на мощность на 29 448,2 - 35 011,4 МВт в рассматриваемый период.

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2023 года складывается с избытком резерва мощности в размере 26 205,6 - 31 308,5 МВт.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2017 - 2023 годах складывается с избытком нормативного резерва мощности в объеме 22 045,6 - 26 785 МВт.

В приложении N 9 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2017 - 2023 годы.

Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации представлены в таблицах 6.1 - 6.3.

В приложении N 10 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2017 - 2023 годы.

Таблица 6.1 - Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Максимум потребления
МВт
154748
156489
158289
159949
161498
163089
164598
Экспорт мощности
МВт
3838,0
3438,0
3338,0
3338,0
3338,0
3338,0
3338,0
Нормативный резерв мощности
МВт
25118,0
25410,0
25684,0
25927,0
26183,0
26453,0
26716,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
16,2
16,2
16,2
16,2
16,2
16,2
16,2
ИТОГО спрос на мощность
МВт
183704
185337
187311
189214
191019
192880
194652
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
МВт
244280,2
247236,1
248584,5
247301,6
247866,6
248116,6
250565,4
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
МВт
49412,0
49489,7
50791,1
50828,6
50828,6
50828,6
50828,6
ТЭС
МВт
163498,8
165746,6
165323,6
163544,4
164109,4
164109,4
164109,4
ВИЭ
МВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки
МВт
18653,3
19494,2
19969,2
20158,7
20472,7
20472,7
20472,7
Вводы мощности после прохождения максимума
МВт
2690,0
1605,4
420,0
1223,8
0,0
1250,0
2448,8
Невыдаваемая мощность
МВт
6675,0
6322,0
5873,0
5020,0
4573,0
3803,0
3544,0
ИТОГО покрытие спроса
МВт
216243,9
219796,5
222304,3
220881,1
222802,9
222572,9
224081,9
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
МВт
32539,5
34459,7
34993,4
31667,5
31784,3
29692,5
29430,2

Таблица 6.2 - Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Максимум потребления
МВт
149466
150836
152522
154107
155550
157009
158259
Экспорт мощности
МВт
3338,0
2938,0
2838,0
2838,0
2838,0
2838,0
2838,0
Нормативный резерв мощности
МВт
23956,0
24166,0
24415,0
24642,0
24874,0
25115,0
25321,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ИТОГО спрос на мощность
МВт
176760
177940
179775
181587
183262
184962
186418
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
МВт
233504,5
235848,3
237226,7
236010,8
236010,8
236260,8
238709,6
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
МВт
44794,5
44872,2
46173,6
46211,1
46211,1
46211,1
46211,1
ТЭС
МВт
157340,6
158976,3
158583,3
156871,1
156871,1
156871,1
156871,1
ВИЭ
МВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки
МВт
18640,0
19375,3
19850,3
20039,8
20039,8
20039,8
20039,8
Вводы мощности после прохождения максимума
МВт
2690,0
1605,4
420,0
1223,8
0,0
1250,0
2448,8
Невыдаваемая мощность
МВт
6675,0
6322,0
5873,0
5020,0
4573,0
3803,0
3544,0
ИТОГО покрытие спроса
МВт
205481,5
208527,6
211065,4
209709,2
211380,0
211150,0
212659,0
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
МВт
28721,1
30587,8
31290,5
28122,6
28118,4
26187,6
26241,3

Таблица 6.3 - Баланс мощности Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Максимум потребления
МВт
120403
121304
122233
122981
124157
125476
126588
Экспорт мощности
МВт
3038,0
2638,0
2538,0
2538,0
2538,0
2538,0
2538,0
Нормативный резерв мощности
МВт
20468,0
20622,0
20780,0
20907,0
21107,0
21331,0
21520,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
ИТОГО спрос на мощность
МВт
143909
144564
145551
146426
147802
149345
150646
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
МВт
181732,7
183726,6
185050
183826,1
183826,1
184076,1
186524,9
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
МВт
19508,1
19580,8
20877,2
20909,7
20909,7
20909,7
20909,7
ТЭС
МВт
130910,4
132306,2
131913,2
130198
130198
130198
130198
ВИЭ
МВт
1131,0
1461,0
1881,0
2141,0
2141,0
2141,0
2141,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки
МВт
7115,7
7741,0
8161,0
8345,5
8345,5
8345,5
8345,5
Вводы мощности после прохождения максимума
МВт
2690,0
1605,4
420,0
1223,8
0,0
1250,0
2448,8
Невыдаваемая мощность
МВт
4211,0
4163,0
4133,0
3819,0
3622,0
3090,0
2891,0
ИТОГО покрытие спроса
МВт
167697,9
170199,1
172317,9
170419,7
171840,5
171372,5
172821,5
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
МВт
23788,5
25635,3
26767,0
23993,4
24038,8
22027,6
22175,8

6.2. Балансы электрической энергии

Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих расчетных условий:

развитие генерирующих мощностей соответствует варианту с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке, имеющими высокую вероятность реализации;

потребность в электрической энергии по ЕЭС России определяется прогнозируемой величиной потребления электрической энергии и экспорта-импорта электрической энергии (сальдо экспорта-импорта);

выработка электрической энергии по ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и ОЭС Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет для условий маловодного года;

выработка АЭС определена с учетом предложений АО "Концерн Росэнергоатом" по объемам выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2017 - 2023 годах и фактического режима работы атомных энергоблоков за пятилетний ретроспективный период;

объем производства электрической энергии ВИЭ определен исходя из числа часов использования установленной мощности вновь вводимых ВЭС (ветровые электростанции) - 2000 часов/год, СЭС (солнечные электростанции) - 1800 часов/год; по действующим ВИЭ величина производства электрической энергии в рассматриваемый перспективный период принята по фактически достигнутому значению (на уровне 2016 года).

Структура производства электрической энергии ЕЭС России и ОЭС приведена в таблице 6.4.

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2016 года (1 048,5 млрд. кВт·ч) возрастет на 63,1 млрд. кВт·ч (до 1 111,6 млрд. кВт·ч) в 2023 году.

Таблица 6.4 - Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России

Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017 год
2023 год
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Всего
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Всего
ОЭС Северо-Запада
млрд. кВт·ч
36,827
12,595
54,143
0,002
103,567
42,161
12,629
55,302
0,003
110,095
%
35,6
12,1
52,3
0
100
38,3
11,5
50,2
0
100
ОЭС Центра
млрд. кВт·ч
93,689
3,277
141,167
0,027
238,160
98,666
4,405
143,469
0,027
246,567
%
39,3
1,4
59,3
0
100
40,0
1,8
58,2
0
100
ОЭС Средней Волги
млрд. кВт·ч
28,300
20,173
55,222
0,035
103,730
28,300
20,310
55,526
0,376
104,512
%
27,3
19,5
53,2
0
100
27,1
19,4
53,1
0,4
100
ОЭС Юга
млрд. кВт·ч
21,000
18,986
53,453
0,794
94,233
28,490
21,810
53,762
2,599
106,661
%
22,3
20,2
56,7
0,8
100
26,7
20,5
50,4
2,4
100
ОЭС Урала
млрд. кВт·ч
9,470
5,134
243,650
0,136
258,390
10,360
4,965
256,028
0,747
272,100
%
3,7
2,0
94,3
0
100
3,8
1,8
94,1
0,3
100
Европейская часть ЕЭС
млрд. кВт·ч
189,286
60,165
547,635
0,9940
798,080
207,977
64,119
564,087
3,752
839,935
%
23,7
7,6
68,6
0,1
100
24,8
7,6
67,2
0,4
100
ОЭС Сибири
млрд. кВт·ч
0
93,556
109,653
0,026
203,235
0
107,377
117,520
0,378
225,275
%
0
46,0
54,0
0
100
0
47,7
52,2
0,1
100
ОЭС Востока
млрд. кВт·ч
0
14,317
23,550
0
37,867
0
16,480
29,918
0
46,398
%
0
37,8
62,2
0
100
0
35,5
64,5
0
100
ЕЭС России, всего
млрд. кВтч
189,286
168,038
680,838
1,020
1039,182
207,977
187,976
711,525
4,130
1111,608
%
18,2
16,2
65,5
0,1
100
18,7
16,9
64,0
0,4
100

Укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период приведена в таблице 6.5 и рисунке 6.1.

Таблица 6.5 Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России

Единицы измерения
Выработка электрической энергии
2016 год
Факт
Изменение за 2017 - 2023 годы
2023 год
Прогноз
Всего, в т.ч.
млрд. кВт·ч
1048,5
63,1
1111,6
%
100,0
100,0
100,0
АЭС
млрд. кВт·ч
196,4
11,6
208,0
%
18,7
18,4
18,7
ГЭС
млрд. кВт·ч
178,3
9,7
188,0
%
17,0
15,4
16,9
ТЭС
млрд. кВт·ч
673,7
37,8
711,5
%
64,3
59,9
64,0
ВИЭ
млрд. кВт·ч
0,1
4,0
4,1
%
0,01
6,3
0,4

Рисунок 6.1 - Укрупненная структура производства
электрической энергии на электростанциях ЕЭС России

В прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС не изменится и составит 18,7% в 2023 году, доля ГЭС снизится с 17% в 2016 году до 16,9% в 2023 году, доля ТЭС - с 64,3% до 64%, доля ВИЭ в 2023 году оценивается 0,4%.

По ОЭС прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2016 по 2023 год:

в ОЭС Северо-Запада планируемое развитие АЭС приведет к росту доли выработки АЭС на 2,8% (с 35,5% в 2016 году до 38,3% к 2023 году) с соответствующим снижением доли ТЭС с 52,1% до 50,2%;

в ОЭС Центра доля АЭС увеличится с 38,9% в отчетном 2016 году до 40% в 2023 году, доля ГЭС (при сооружении Загорской ГАЭС-2) увеличится с 1,4% до 1,8%, доля ТЭС снизится с 59,7% до 58,2%;

в ОЭС Средней Волги доля АЭС снизится с 31,9% в 2016 году до 27,1% в 2023 году, доля ГЭС с 20,1% до 19,4%. Доля ТЭС увеличится с 48% в 2016 году до 53,1% в 2023 году. Долевое участие ВИЭ в 2023 году оценивается 0,4%;

в ОЭС Юга прирост производства электрической энергии на АЭС за рассматриваемый период составит 4,5 млрд. кВт·ч (с 24,9% в 2016 году до 26,7% в 2023 году). Долевое участие ГЭС снизится с 21,9% в 2016 году до 20,5% в 2023 году, доля ТЭС - с 53,2% до 50,4%. Доля ВИЭ в 2023 году оценивается 2,4%;

в ОЭС Урала доля АЭС увеличится с 3,2% (8,4 млрд. кВт·ч) в 2016 году до 3,8% (10,4 млрд. кВт·ч) в 2023 году с соответствующим снижением доли ТЭС с 94,5% в 2016 году до 94,1% в 2023 году. Доля ВИЭ в 2023 году оценивается 0,3%;

в ОЭС Сибири долевое участие ТЭС увеличится с 51,7% в 2016 году до 52,2% в 2023 году, доля ГЭС снизится с 48,3% до 47,7%. Доля ВИЭ в 2023 году оценивается 0,1%;

в ОЭС Востока планируется присоединение Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия). Рост выработки прогнозируется на 9,6 млрд. кВт·ч (с 36,8 млрд. кВт·ч в 2016 году до 46,4 млрд. кВт·ч в 2023 году). Доля выработки ТЭС на уровне 2023 года оценивается 64,5%, ГЭС - 35,5%.

Дополнительно разработаны балансы электрической энергии для условий маловодного года, учитывающие снижение выработки ГЭС ОЭС Сибири, оцениваемое в 12 млрд. кВт·ч, и ГЭС ОЭС Востока - 4 млрд. кВт·ч. Это потребует дополнительной выработки на тепловых электростанциях соответствующих объемов электрической энергии.

В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в 2017 - 2023 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.6).

Таблица 6.6 - Число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Годовое число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России
ФАКТ
ПРОГНОЗ
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
АЭС
7125
7020
6820
6855
7195
7030
6271
6396
6782
6729
6825
6643
6250
ТЭС
4630
4610
4380
4280
4190
4205
4165
4049
4048
4182
4203
4291
4336

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2023 года изменяется в диапазоне 4048 - 4336 часов/год.

По ОЭС число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять: в ОЭС Северо-Запада - 3394 - 3662 часов/год, в ОЭС Центра - 3645 - 3991 часов/год, в ОЭС Юга - 3652 - 4242 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3356 - 3421 часов/год, в ОЭС Урала - 4912 - 5234 часов/год, в ОЭС Сибири - 3798 - 4406 часов/год и в ОЭС Востока - 3779 - 4133 часов/год.

Перспективные балансы электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС на 2017 - 2023 годы представлены в приложении N 11, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 6.7. В приложении N 12 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2017 - 2023 годы.

Таблица 6.7 - Баланс электрической энергии ЕЭС России <*> для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд. кВт·ч
1027,753
1041,082
1054,439
1070,197
1079,667
1090,467
1101,044
в том числе заряд ГАЭС
млрд. кВт·ч
2,660
2,722
3,282
4,072
4,072
4,072
4,072
Экспорт
млрд. кВт·ч
14,419
13,199
12,039
12,039
11,749
11,549
11,554
Импорт
млрд. кВт·ч
2,990
0,990
0,990
0,990
0,990
0,990
0,990
Потребность
млрд. кВт·ч
1039,182
1053,291
1065,488
1081,246
1090,426
1101,026
1111,608
Производство электрической энергии - всего
млрд. кВт·ч
1039,182
1053,291
1065,488
1081,246
1090,426
1101,026
1111,608
ГЭС
млрд. кВт·ч
168,038
185,944
187,391
187,976
187,976
187,976
187,976
АЭС
млрд. кВт·ч
189,286
194,314
206,018
205,766
208,680
204,781
207,977
ТЭС
млрд. кВт·ч
680,838
671,093
669,125
683,894
689,640
704,139
711,525
ВИЭ
млрд. кВт·ч
1,020
1,940
2,954
3,610
4,130
4,130
4,130
Установленная мощность - всего
МВт
244280,2
247236,1
248584,5
247301,6
247866,6
248116,6
250565,4
ГЭС
МВт
49412,0
49489,7
50791,1
50828,6
50828,6
50828,6
50828,6
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ТЭС
МВт
163498,8
165746,6
165323,6
163544,4
164109,4
164109,4
164109,4
ВИЭ
МВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Число часов использования установленной мощности
час/год
4254
4261
4287
4372
4400
4438
4437
АЭС
час/год
6271
6396
6782
6729
6825
6643
6250
ТЭС
час/год
4165
4049
4048
4182
4203
4291
4336
ВИЭ
час/год
859
1196
1413
1535
1757
1757
1757

--------------------------------

<*> В составе ЕЭС России учитываются:

- с 2017 года энергосистема Республики Крым и города Севастополь, Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) с середины 2017 года;

- с 2018 года Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия).

Выводы:

1. Баланс мощности ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации в рассматриваемый перспективный период складывается с превышением нормативного резерва мощности на 29 448,2 - 35 011,4 МВт.

2. Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2023 года также складывается с избытком мощности в размере 26 205,6 - 31 308,5 МВт.

3. Баланс мощности на период до 2023 года показывает наличие избытков нормативного резерва мощности по всем ОЭС. Тем не менее, в территориальном разрезе сохраняются проблемные энергоузлы (энергорайоны), для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в которых требуется реализация мер по строительству сетевых и генерирующих объектов, приводимых в схеме и программе.

4. Наличие существенных избытков мощности связано с условиями замедления прогнозного роста потребления электрической энергии, с продолжением ввода в эксплуатацию генерирующих объектов, проектирование которых в силу инерционности строительства осуществлялось несколько лет назад при более высоких прогнозах роста потребления электрической энергии, при относительно малых заявленных собственниками объемах вывода из эксплуатации устаревших и неэффективных генерирующих мощностей.

Реализация уже начатого строительства объектов электроэнергетики позволяет производителям электрической энергии рассматривать планы по более интенсивному обновлению производственных фондов и выводу из эксплуатации устаревшего и неэффективного генерирующего оборудования.

5. Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2016 года (1 048,5 млрд. кВт·ч) возрастет на 63,1 млрд. кВт·ч (до 1 111,6 млрд. кВт·ч) в 2023 году.

6. Доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России не изменится и составит 18,7% в 2023 году, доля ГЭС снизится с 17% в 2016 году до 16,9% в 2023 году, доля ТЭС - с 64,3% до 64% и доля ВИЭ в 2023 году оценивается 0,4%.

7. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2023 года для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации изменяется в диапазоне 4048 - 4336 часов/год.

Число часов использования установленной мощности ТЭС в энергообъединениях европейской части ЕЭС России (без ОЭС Урала) будет составлять 3541 - 3791 часов/год: в ОЭС Урала - 4912 - 5234 часов/год, в ОЭС Сибири - 3798 - 4406 часов/год и в ОЭС Востока - 3779 - 4133 часов/год.

7. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) на период 2017 - 2023 годы.

Прогноз потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России представлен для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

При определении потребности электростанций в различных видах топлива учитываются режимы работы ТЭС, характеристики действующего и вводимого оборудования, виды установленного для ТЭС топлива, существующее состояние топливоснабжения.

Оценка потребности ТЭС ЕЭС России в органическом топливе формируется исходя из намечаемых уровней производства электрической энергии (таблица 7.1).

Таблица 7.1 - Производство электрической энергии на ТЭС ЕЭС России в 2017 - 2023 годах.

ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Выработка электрической энергии, млрд. кВт.ч
680,84
671,09
669,12
683,90
689,64
704,14
711,53
Выработка электрической энергии при маловодных условиях <*>, млрд. кВт.ч
680,84
686,81
684,84
699,61
705,36
719,85
727,24

--------------------------------

<*> Вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях.

Изменение потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России для рассматриваемого варианта представлено в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Потребность ТЭС ЕЭС России в органическом топливе в 2017 - 2023 годах.

ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребность ТЭС в топливе, тыс. т.у.т.
285987
281376
281132
286317
288308
293005
295477
из них:
газ
202300
202221
200571
203316
204601
208234
209890
нефтетопливо
1547
1436
1415
1399
1400
1407
1411
уголь
71440
67101
68519
70885
71565
72587
73383
прочее топливо
10700
10618
10627
10717
10742
10777
10793
Потребность ТЭС в топливе,%
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
из них
газ
70,74
71,87
71,34
71,01
70,97
71,07
71,03
нефтетопливо
0,54
0,51
0,50
0,49
0,49
0,48
0,48
уголь
24,98
23,85
24,37
24,76
24,82
24,77
24,84
прочее топливо
3,74
3,77
3,78
3,74
3,73
3,68
3,65

Динамика изменения расхода топлива на ТЭС определяется общим уровнем потребления электрической энергии и долей электростанций различных типов в его покрытии. Поскольку доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки электроэнергии по ЕЭС России не изменится и составит 18,7% в 2023 году, доля ГЭС снизится с 17% в 2016 году до 16,9% в 2023 году, доля ТЭС снизится с 64,3% до 64%, то потребность в органическом топливе ТЭС составит 286,0 млн. т.у.т. в 2017 году и 295,5 млн. т.у.т. в 2023 году. Помимо принятого уровня выработки электрической энергии на ТЭС на потребность в органическом топливе значительное влияние будет оказывать изменение состава генерирующих мощностей - ввод в эксплуатацию парогазового и газотурбинного оборудования. Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию снизится с 313,0 г/кВт.ч в 2017 году до 311,1 г/ кВт.ч в 2023 году.

Структура используемого топлива на весь рассматриваемый период не меняется. Доля газа составляет около 71%, угля - 24 - 25%, нефтетоплива и прочего топлива - менее 5%.

При маловодных условиях с гарантированной выработкой на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока потребуется дополнительное топливо для покрытия прогнозируемого уровня электропотребления (таблица 7.3).

Таблица 7.3 - Потребность тепловых электростанций в дополнительном топливе при маловодных условиях в 2017 - 2023 годах, млн. т.у.т.

ОЭС
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ОЭС Сибири
0
4,61
4,46
4,14
4,10
4,12
4,13
ОЭС Востока
0
1,63
1,60
1,56
1,64
1,63
1,57

Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 7.4.

Таблица 7.4 - Потребность ТЭС в органическом топливе по ОЭС в 2017 - 2023 годах, тыс. т.у.т.

ОЭС
Годы
Расход условного топлива, всего
в том числе
Газ
Нефте-топливо
Уголь
Прочее топливо
ОЭС Северо-Запада
2017
24268
19383
698
2050
2136
2018
24263
19400
704
2038
2121
2019
24320
19396
709
2109
2106
2020
24651
19591
712
2220
2128
2021
25013
19917
713
2246
2138
2022
25051
19939
713
2252
2147
2023
25066
19936
713
2265
2152
ОЭС Центра
2017
57914
50575
88
3531
3720
2018
58539
51178
88
3544
3729
2019
55940
49123
85
3011
3721
2020
56568
50063
86
2694
3725
2021
56082
49669
84
2608
3721
2022
58531
51867
87
2844
3732
2023
58535
51882
87
2834
3732
ОЭС Средней Волги
2017
28947
28382
285
58
222
2018
28555
28073
218
58
206
2019
28403
27952
189
57
206
2020
28139
27687
188
58
206
2021
28144
27693
187
58
206
2022
28152
27701
187
58
206
2023
28166
27715
187
58
206
ОЭС Юга
2017
19993
17598
50
2336
9
2018
18453
16285
47
2113
9
2019
18109
16047
46
2007
9
2020
18479
16391
38
2043
7
2021
18714
16600
38
2069
7
2022
19226
17031
39
2149
7
2023
19672
17413
39
2212
7
ОЭС Урала
2017
92000
78551
159
11074
2216
2018
90596
78348
135
9920
2193
2019
90798
78551
135
9913
2199
2020
91927
79367
137
10195
2229
2021
93046
80339
138
10329
2240
2022
94011
81198
139
10428
2245
2023
95132
82130
141
10608
2253
ОЭС Сибири
2017
51989
4255
229
45108
2397
2018
48773
4244
200
41968
2361
2019
51040
4687
207
43758
2386
2020
53773
5124
200
46026
2422
2021
54280
5179
199
46473
2429
2022
54795
5201
201
46955
2438
2023
55039
5206
202
47188
2443
ОЭС Востока
2017
10876
3556
38
7282
0
2018
12196
4693
44
7459
0
2019
12522
4815
44
7664
0
2020
12781
5092
40
7648
0
2021
13028
5206
40
7782
0
2022
13239
5298
41
7900
0
2023
13868
5608
41
8219
0

Выводы:

При заданных уровнях электропотребления потребность в органическом топливе тепловых электростанций ЕЭС России составит 286,0 млн. т.у.т. в 2017 году и 295,5 млн. т.у.т. в 2023 году. Структура топлива на прогнозируемый период 2017 - 2023 гг. не меняется, основную его долю составляет газ - около 71%. Удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию в среднем по ЕЭС России будут снижаться с 313,0 г/кВт.ч в 2017 году до 311,1 г/кВт.ч в 2023 году.

8. Развитие магистральных и распределительных сетей с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2017 - 2023 годы

Развитие электрической сети напряжением 220 кВ и выше ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на улучшение технической и экономической эффективности функционирования ЕЭС России:

обеспечение внешнего электроснабжения новых крупных потребителей, а также обеспечение возможности увеличения роста нагрузок существующих потребителей за счет расширения производственных мощностей и (или) естественного роста нагрузок на перспективу;

обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей;

выдача мощности новых электростанций;

снятие сетевых ограничений в существующей электрической сети, а также исключение возможности появления "узких мест" в перспективе из-за изменения структуры сети и строительства новых электростанций;

развитие межсистемных электрических связей для обеспечения эффективной работы ЕЭС России в целом;

решение проблем, связанных с регулированием напряжения в электрической сети и обеспечением уровней напряжения в допустимых пределах;

обновление силового оборудования, связанное с физическим и моральным старением основных фондов.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше на период 2017 - 2023 годов сформированы на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в ЕЭС России на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС и отдельных территориальных энергосистем, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и предложений АО "СО ЕЭС" и ПАО "ФСК ЕЭС".

При этом необходимо отметить, что в ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов не планируется вывод из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 220 кВ и выше.

При определении объемов вводимого электросетевого хозяйства в период 2017 - 2023 годов за основу приняты материалы инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС", ФЦП, а также инвестиционных программных сетевых организаций, которые предусматривают ввод в эксплуатацию электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше.

Развитие электрических сетей для выдачи мощности АЭС

В ОЭС Северо-Запада: ВЛ 330 кВ Копорская - Гатчинская, ВЛ 330 кВ Копорская - Кингисеппская, ВЛ 330 кВ Копорская - Пулковская - Южная - для выдачи мощности первого энергоблока Ленинградской АЭС-2 (энергоблока N 5 Ленинградской АЭС); сооружение открытого распределительного устройства 750 кВ Ленинградской АЭС-2 с ВЛ 750 кВ ПС Копорская - Ленинградская АЭС и ВЛ 750 кВ Копорская - Ленинградская - для выдачи мощности второго энергоблока Ленинградской АЭС-2 (энергоблока N 6 Ленинградской АЭС); заходы существующей ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС - Ленинградская на ПС 750 кВ Копорская - для выдачи мощности третьего энергоблока Ленинградской АЭС-2 (энергоблока N 7 Ленинградской АЭС). Решение по строительству электрических сетей класса напряжения 750 кВ для выдачи мощности второго и последующих энергоблоков Ленинградской АЭС-2 (новых энергоблоков Ленинградской АЭС) в настоящее время актуализируется в рамках корректировки схемы выдачи мощности электростанции.

В ОЭС Центра: ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС-2 - Бутурлиновка, ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 - для выдачи мощности второго энергоблока Нововоронежской АЭС-2 (энергоблока N 7 Нововоронежской АЭС).

В ОЭС Юга: ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская - для выдачи мощности энергоблока N 4 Ростовской АЭС.

Развитие межсистемных электрических связей 500 кВ и выше

В 2017 - 2023 годах намечается усиление следующих межсистемных связей путем сооружения новых линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше:

ОЭС Центра - ОЭС Северо-Запада: ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская.

Развитие электрических сетей 500 кВ

Сооружение новых линий электропередачи 500 кВ будет связано с необходимостью обеспечения выдачи мощности крупных электростанций (в том числе атомных), усиления основной электрической сети в ОЭС Центра, ОЭС Юга, ОЭС Урала, ОЭС Сибири и ОЭС Востока.

Помимо объектов схемы выдачи мощности Нововоронежской АЭС-2 (новых энергоблоков Нововоронежской АЭС) и Ростовской АЭС, наиболее значимыми вводами электросетевых объектов 500 кВ в период до 2023 года являются:

в ОЭС Центра: две ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС-2 - Ярцево с ПС 500 кВ Ярцево, заходы ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Трубино на ПС 500 кВ Ярцево - для выдачи мощности Загорской ГАЭС-2; комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ: Чагино, Ногинск, Пахра, Трубино; ВЛ 500 кВ Калужская - Обнинская с ПС 500 кВ Обнинская - для обеспечения возможности присоединения новых потребителей в северной части Калужской области; ПС 500 кВ Белобережская с заходами ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая - для обеспечения возможности присоединения новых потребителей Брянской области; установка третьего АТ 500/110 кВ на ПС 500 кВ Старый Оскол - для электроснабжения Стойленского ГОК;

в ОЭС Юга: ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань - для повышения пропускной способности электрических связей в контролируемом сечении "Юго-запад" и передачи мощности из ОЭС Юга в энергосистему Республики Крым и города Севастополь; ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок - для усиления электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга; ВЛ 500 кВ Ростовская - Шахты - для выполнения проектной схемы присоединения ПС 500 кВ Ростовская, обеспечивающей электроснабжение потребителей энергосистемы Ростовской области;

в ОЭС Урала: ПС 500 кВ Преображенская с заходами ВЛ 500 кВ Газовая - Красноармейская - для обеспечения технологического присоединения новых потребителей Западного энергорайона Оренбургской области; ПП 500 кВ Тобол с заходами ВЛ 500 кВ Иртыш - Демьянская и ВЛ 500 кВ Тюмень - Нелым, ПС 500 кВ ЗапСиб с четырьмя ВЛ 500 кВ Тобол - ЗапСиб - для электроснабжения электроустановок ООО "Западно-Сибирский Нефтехимический комбинат";

в ОЭС Сибири: ПС 500 кВ Усть-Кут с переводом на номинальное напряжение 500 кВ ВЛ 220 кВ Усть-Илимская ГЭС - Якурим (в габаритах 500 кВ), ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская - для присоединения новых потребителей северной части энергосистемы Иркутской области, Республики Бурятия и трубопроводной системы "ВСТО", обеспечения развития северобайкальского участка БАМ;

в ОЭС Востока: вторая ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хабаровская - для обеспечения надежности межсистемного транзита мощности между энергосистемами Хабаровского и Приморского краев, снижения объемов отключения потребителей Приморского края действием противоаварийной автоматики в послеаварийных режимах.

Развитие электрических сетей 330 кВ

Электрическая сеть 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности электростанций в ОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра и ОЭС Юга.

В рассматриваемый период намечается сооружение следующих электросетевых объектов 330 кВ:

в ОЭС Северо-Запада: ВЛ 330 кВ Лоухи - РП Путкинский - РП Ондский - Петрозаводская - Тихвин - Литейный - для обеспечения выдачи невыдаваемой мощности Кольской АЭС, обеспечения надежности электроснабжения потребителей Республики Карелия и энергосистемы Ленинградской области, повышения пропускной способности транзита Кольская энергосистема - энергосистема г. Санкт-Петербург и Ленинградской области; ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино, ВЛ 330 кВ Лужская - Псков - для усиления электрических связей между приграничными энергосистемами России; ПС 330 кВ Усть-Луга - для обеспечения электроснабжения портовых комплексов Усть-Луга, Вистино, Горки Ленинградской области; ПС 330 кВ Ручей - для электроснабжения Бабиновской промзоны в Чудовском районе Новгородской области; ПС 330 кВ Ломоносовская - для усиления сети 110 кВ Ломоносовского района и разгрузки АТ 330/110 кВ 2 x 200 МВА на Ленинградской АЭС; ПС 330 кВ Мурманская - для обеспечения надежности электроснабжения северных районов Мурманской области;

в ОЭС Юга: заходы ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на Зарамагскую ГЭС-1 - для выдачи мощности Зарамагской ГЭС-1; ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС - Чирюрт - для обеспечения надежности работы основной электрической сети 330 кВ энергосистемы Республики Дагестан и усиления схемы выдачи мощности Ирганайской ГЭС; ВЛ 330 кВ Артем - Дербент - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей юга Дагестанской энергосистемы, обеспечения возможности технологического присоединения новых потребителей; ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастополь, заходы ВЛ 330 кВ Симферопольская - Севастополь и ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастополь на Севастопольскую ПГУ-ТЭС, заходы ВЛ 330 кВ Симферопольская - Джанкой на Симферопольскую ПГУ-ТЭС - для обеспечения выдачи мощности Севастопольской ПГУ-ТЭС и Симферопольской ПГУ-ТЭС.

Развитие электрических сетей 220 кВ

В рассматриваемый период намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

в ОЭС Северо-Запада: вторая ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта с образованием второй цепи транзита ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь - для исключения ограничения потребителей в зимний максимум нагрузки в энергосистеме Республики Коми и Котласском энергоузле в послеаварийных режимах;

в ОЭС Центра: ВЛ 220 кВ Грибово - Победа - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Ржевско-Нелидовского энергоузла Тверской области; ВЛ 220 кВ Обнинская - Созвездие - для обеспечения технологического присоединения потребителей в северной части Калужской области;

в ОЭС Юга: ВЛ 220 кВ Кубанская - Бужора для обеспечения присоединения новых потребителей, ПС 220 кВ Горный с отпайками от ВЛ 220 кВ Кубанская - Кирилловская и Кубанская - Бужора - для внешнего электроснабжения ЗАО НЦЗ Горный, ПС 220 кВ Восточная Промзона с заходами ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Витаминкомбинат N 1 и N 2 - для присоединения новых потребителей и исключения перегрузки в сети 110 кВ; ПС 220 кВ Генеральская с ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь - для подключения новых потребителей ООО "КЭСК" города Ростов; две ВЛ 220 кВ Шахты - Красносулинский металлургический комбинат (КМК) с ПС 220 кВ КМК - для внешнего электроснабжения КМК;

в ОЭС Средней Волги: КВЛ 220 кВ Бегишево - ТАНЕКО - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Закамского района; КВЛ 220 кВ Щелоков - Центральная I и II цепь - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Казанского энергоузла;

в ОЭС Урала: заходы ВЛ 220 кВ Бекетово - НПЗ с отпайкой на ПС 220 кВ Затон на РУ 220 кВ Затонской ТЭЦ, КВЛ 220 кВ Затонская ТЭЦ - Затон - для выдачи мощности блоков N 1 и N 2 ПГУ-210(Т) Затонской ТЭЦ; ПС 220 кВ Надежда с заходами ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная - для обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей города Екатеринбург и обеспечения технологического присоединения ПАО "МРСК Урала" и АО "Екатеринбургская электросетевая компания";

в ОЭС Сибири: ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская I и II цепь - для электроснабжения строящихся горно-обогатительных комбинатов; транзита 220 кВ Усть-Кут - Пеледуй - Мамакан - Таксимо - для электроснабжения месторождений золота и снятия ограничений на технологическое присоединение новых потребителей в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах Иркутской области, внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы "ВСТО" и обеспечения надежности электроснабжения потребителей Северо-Байкальского участка БАМ; ВЛ 220 кВ Шушенская-опорная - Туран - Кызылская N 2 (сроки сооружения данной ВЛ, а также ответственная за финансирование строительства сторона определяется исходя из дальнейших планов по эксплуатации Кызылской МГТЭС)

в ОЭС Востока: вторая ВЛ 220 кВ Тында - Лопча - Хани - Чара для присоединения энергопринимающих устройств Удоканского ГОК; ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Томмот, ПС НПС-23, ПС НПС-26 и ПС НПС-29 в Амурской области, ПС НПС-32 в Хабаровском крае - для обеспечения внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы "ВСТО"; ВЛ 220 кВ Лесозаводск - Спасск - Дальневосточная - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей юга Приморского края.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей, выполнение которых с учетом результатов использования перспективной расчетной модели ЕЭС России необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) в ЕЭС России, предусмотренного программой развития ЕЭС России, надежности функционирования ЕЭС России и качества электрической энергии в ней, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, а также для обеспечения снижения влияния технологических и системных ограничений на цены, складывающиеся на рынках электрической энергии, и для выполнения требований к обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2017 - 2023 годы приведен в приложении N 13. Информация в отношении объектов реконструкции и реновации, а также объектов схемы выдачи мощности электрических станций и технологическом присоединении потребителей приводится справочно в соответствии с перечнем объектов, включенных в инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 гг. (утвержденную приказом Минэнерго России от 28.12.2016 N 1432) и инвестиционные программы иных сетевых организаций.

Всего за период 2017 - 2023 годов намечается ввод в эксплуатацию ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 16 712,4 км, трансформаторной мощности 55 069 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 593 008,9 млн. руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2023 года.

Карты-схемы размещения линий электропередачи, ПС напряжением 220 кВ и выше и электростанций по ОЭС на 2017 - 2023 годы (с выделением энергосистем г. Москвы и Московской области, г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа, Восточной Сибири, Республики Крым и города Севастополь) представлены в разделе 11.

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше представлены в приложении N 14.

Ниже, в таблице 8.1 приведены целевые показатели надежности и качества оказываемых услуг по передаче электрической энергии в отношении организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью на 2016 - 2020 годы.

Таблица 8.1 - Показатели надежности и качества оказываемых услуг по передаче электрической энергии

N
Наименование показателя
2017
2018
2019
2020
1
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)
0,03495
0,03442
0,03391
0,03340
2
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения (Птпр)
1,2019
1,18415
1,16639
н/д

Выводы:

1. Реализация намеченных планов по развитию электрической сети обеспечит надежное функционирование ЕЭС России в рассматриваемый перспективный период, выдачу мощности намеченных к сооружению новых электростанций, повысит эффективность функционирования ЕЭС России за счет ликвидации "узких мест", развития межсистемных связей, обновления силового оборудования, имеющего высокий физический и моральный износ.

2. Всего за период 2017 - 2023 годов намечается ввод ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 16 712,4 км, трансформаторной мощности 55 069 МВА.

3. Реализация намеченных планов по развитию электросетевого комплекса потребует инвестиции в объеме 593 008,9 млн. руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2023 года.

9. Требования к развитию релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления

9.1. Принятые сокращения

АВР
-
автоматика включения резервного питания или оборудования;
АЛАР
-
автоматика ликвидации асинхронного режима;
АОПН
-
автоматика ограничения повышения напряжения;
АОПО
-
автоматика ограничения перегрузки оборудования;
АПВ
-
автоматическое повторное включение;
АРВ
-
автоматический регулятор возбуждения;
АРПМ
-
автоматика разгрузки при перегрузке по мощности;
АРЧМ
-
автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
АСДУ
-
автоматизированная система диспетчерского управления;
АСТУ
-
автоматизированная система технологического управления;
АТ
-
автотрансформатор;
АЧВР
-
автоматический частотный ввод резерва;
АЧР
-
автоматическая частотная разгрузка;
ВОЛС
-
волоконно-оптическая линия связи;
ДЗШ
-
дифференциальная защита сборных шин;
ГРАМ
-
система группового регулирования активной мощности;
ДРТ
-
длительная разгрузка турбин энергоблоков;
КЗ
-
короткое замыкание;
КЛС
-
кабельная линия связи;
КРТ
-
кратковременная разгрузка турбин энергоблоков;
КПР
-
контроль предшествующего режима;
ЛАПНУ
-
локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости;
ЛЭП
-
линия электропередачи;
ОАПВ
-
однофазное автоматическое повторное включение;
ОГ
-
отключение генераторов;
ОМП
-
определение места повреждения;
ОПРЧ
-
общее первичное регулирование частоты
ПА
-
противоаварийная автоматика;
РА
-
режимная автоматика;
РАСП
-
регистрация аварийных событий и процессов;
РЗ
-
релейная защита
РЗА
-
релейная защита и автоматика;
РРЛ
-
радиорелейная линия;
СА
-
сетевая автоматика;
СМПР
-
система мониторинга переходных режимов в энергосистеме;
ССПИ
-
система сбора и передачи информации;
ТАПВ
-
трехфазное автоматическое повторное включение;
ТИ
-
телеизмерения;
ТС
-
телесигнализация;
ТТ
-
трансформатор тока;
Т
-
трансформатор;
УПАСК
-
устройство передачи аварийных сигналов и команд
УРОВ
-
устройство резервирования отказа выключателя;
УШР
-
управляемый шунтирующий реактор;
ФОБ
-
фиксация отключения блока;
ФОЛ
-
фиксация отключения линии;
ФОТ
-
фиксация отключения трансформатора;
ЦС АРЧМ
-
централизованная система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;
ЦКС АРЧМ
-
центральная координирующая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;
ЦСПА
-
централизованная система противоаварийной автоматики;
ЧАПВ
-
частотное автоматическое повторное включение;
ЧДА
-
частотная делительная автоматика;
ШР
-
шунтирующий реактор;
ШСВ
-
шиносоединительный выключатель.

9.2. При строительстве и реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных Схемой и программой развития ЕЭС России, обеспечиваются:

наблюдаемость и управляемость технологических режимов работы и эксплуатационного состояния объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;

повышение надежности функционирования ЕЭС России путем создания (модернизации) релейной защиты, противоаварийной, режимной, сетевой автоматики и систем регистрации аварийных событий и процессов.

9.3. Требования к организации обмена технологической информацией между электрическими станциями и объектами электросетевого хозяйства, имеющими в своем составе объекты диспетчеризации, с диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС" формализованы в виде технических требований АО "СО ЕЭС" к объемам, качеству, протоколам передачи информации и функционированию следующих систем:

систем телефонной связи для ведения оперативных переговоров диспетчерского и оперативного персонала;

объектовых ССПИ о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии ЛЭП, оборудования и устройств;

системы обмена информацией о составе и параметрах генерирующего оборудования в рамках задач недельного, суточного и оперативного планирования и доведения плановых графиков (MODES-Terminal);

централизованных систем режимной и противоаварийной автоматики;

объектовых систем РАСП.

Техническими требованиями определена необходимость организации и обеспечения функционирования собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики двух независимых (основного и резервного) каналов связи между объектами электроэнергетики, центрами управления сетями сетевых организаций и диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС", для передачи в режиме реального времени диспетчерских команд (разрешений), команд телеуправления и информации о технологическом режиме работы объектов диспетчеризации, необходимой диспетчерским центрам АО "СО ЕЭС" для управления электроэнергетическим режимом работы энергосистем.

Отступления от технических требований допускаются в отношении подстанций, к которым не присоединены ЛЭП, находящиеся в диспетчерском управлении диспетчерского центра АО "СО ЕЭС", либо ответвительных подстанций.

Для повышения наблюдаемости и управляемости режимами работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства продолжается работа по планированию в инвестиционных программах производителей электрической энергии, сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ПАО "Россети", ОАО "РЖД" и других субъектов электроэнергетики, средств на реализацию программ модернизации и расширения ССПИ на принадлежащих им объектах электроэнергетики. Эта работа проводится, в том числе, с учетом оптимизации программ модернизации и расширения ССПИ объектов электроэнергетики, в отношении которых допускаются отступления от технических требований по организации обмена технологической информацией.

Модернизация ССПИ на объектах электроэнергетики производителей электрической энергии, дочерних и зависимых обществ ПАО "Россети" и ряде других сетевых организаций осуществляется по программам модернизации и расширения ССПИ.

Утвержден План поэтапной реализации мероприятий по повышению надежности объектов ОАО "РЖД" с объемами реконструкции первичного оборудования РУ 110 - 220 кВ, модернизации устройств РЗА и обеспечению наблюдаемости со сроками реализации до 2030 года. В целях повышения темпов модернизации и расширения ССПИ объектов электросетевого хозяйства ОАО "РЖД" будут разработаны программы модернизации и расширения ССПИ объектов электросетевого хозяйства ОАО "РЖД".

В настоящее время реализуются пилотные проекты по дистанционному (теле-) управлению из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" оборудованием подстанций ПС 330 кВ Завод Ильич, ПС 220 кВ Проспект Испытателей, ПС 220 кВ Поселковая (ОЭС Северо-Запада), ПС 220 кВ Псоу, ПС 220 кВ Черноморская (ОЭС Юга). Внедрено телеуправление из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" коммутационными аппаратами на ПС 500 кВ Щелоков, ПС 220 кВ Центральная (ОЭС Средней Волги).

В целях повышения эффективности управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России и оптимизации процесса автоматизации оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления будет осуществляться внедрение дистанционного (теле-) управления оборудованием подстанций электросетевого комплекса ДЗО ПАО "Россети" и распространение функций дистанционного (теле-) управления на устройства РЗА в соответствии с требованиями следующих документов:

- типовые принципы переключений в электроустановках при осуществлении телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций (утв. ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети" и АО "СО ЕЭС" 20.09.2016);

- типовой порядок переключений в электроустановках при осуществлении телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций (утв. ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети" и АО "СО ЕЭС" 20.09.2016);

- типовые технические требования к ПТК АСУ ТП подстанций и к обмену технологической информацией для осуществления функций телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" и центров управления сетями сетевых организаций (утв. ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети" и АО "СО ЕЭС" 27.10.2016).

9.4. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2017 - 2023 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 330 - 750 кВ:

создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада;

перевод ЦСПА ОЭС Урала, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА Тюменской энергосистемы на платформу ЦСПА нового поколения;

перевод ЦСПА ОЭС Средней Волги на платформу ЦСПА нового поколения;

модернизация ЦСПА ОЭС Сибири;

ввод в работу ЛАПНУ на Бурейской ГЭС в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Востока;

создание ЛАПНУ на Ленинградской АЭС-2;

модернизация ЛАПНУ ПС 750 кВ Ленинградская, ПС 750 кВ Белозерская;

ввод в работу ЛАПНУ на ПС 750 кВ Ленинградская в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Северо-Запада.

9.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА до 2023 года планируется:

реализация технических решений технико-экономических обоснований реконструкции системы ПА в операционных зонах филиалов АО "СО ЕЭС" РДУ;

реализация проекта реконструкции системы противоаварийной автоматики на участке Усть-Илимская ГЭС - Хани с учетом текущих технических решений по развитию электрической сети 110 - 500 кВ и режимов совместной работы ОЭС Сибири, ОЭС Востока и Западного энергорайона энергосистемы Саха (Якутия);

создание ЛАПНУ на ПС 220 кВ Могоча;

создание ЛАПНУ на Уренгойской ГРЭС;

разработка и реализация технико-экономического обоснования создания (реконструкции) системы релейной защиты и автоматики в операционной зоне Филиала АО "СО ЕЭС" Якутское РДУ.

9.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2017 - 2023 годах планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности:

подключение Цимлянской ГЭС к ЦС АРЧМ ОЭС Юга;

ввод в промышленную эксплуатацию системы ГРАМ Иркутской ГЭС;

подключение энергоблоков ТЭС по результатам конкурентных отборов поставщиков услуг по обеспечению системной надежности к управлению ЦКС АРЧМ ЕЭС (ЦС АРЧМ ОЭС);

подключение ВПТ на ПС 220 кВ Могоча к управлению ЦС АРЧМ ОЭС Востока.

9.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2017 - 2023 годах планируется:

создание программно-технических комплексов СМПР на Верхнетагильской ГРЭС, Гусиноозерской ГРЭС, Зейской ГЭС, Казанской ТЭЦ-3, Кармановской ГРЭС, Конаковской ГРЭС, Ленинградской АЭС-2, ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго", Невинномысской ГРЭС, Нижневартовской ГРЭС, Новосалаватской ТЭЦ, Новочеркасской ГРЭС, Пермской ГРЭС, Пермской ТЭЦ-9, Севостопольской ПГУ-ТЭС, Серовской ГРЭС, Сургутской ГРЭС-1, Челябинской ТЭЦ-3, а также на строящихся подстанциях 500 кВ;

расширение существующих комплексов СМПР на Богучанской ГЭС, Волжской ГЭС, Воткинской ГЭС, Жигулевской ГЭС, Загорской ГАЭС, Киришской ГРЭС, Рефтинской ГРЭС и Уренгойской ГРЭС.

9.8. При проведении расчетов устойчивости учитываются нормативные возмущения, связанные с отключением электросетевого элемента при различных видах коротких замыканий с отказом выключателя и действием УРОВ. Компоновочные решения распределительных устройств ряда электростанций и подстанций связаны с наличием участков РУ (между выключателями и трансформаторами тока), короткие замыкания в которых не могут нормально ликвидироваться действием основных защит и вынужденно ликвидируются действием УРОВ ("мертвая зона"). С учетом возможного отказа выключателя при ликвидации указанного КЗ, что соответствует нормативному возмущению, общая длительность существования короткого замыкания будет превышать двойное время УРОВ, что приведет к рискам отсутствия возможности обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанции.

Для ускорения отключения КЗ в "мертвых зонах" РУ объектов электроэнергетики разработана быстродействующая релейная защита "мертвой зоны" (далее РЗМЗ), позволяющая ликвидировать КЗ в "мертвой зоне" с временем действия основных быстродействующих защит электросетевых элементов распределительных устройств. В настоящее время промышленные образцы устройства РЗМЗ находятся в опытной эксплуатации на ОРУ 750 кВ Калининской АЭС и ОРУ 750 кВ Смоленской АЭС. Начало серийного производства устройства РЗМЗ планируется на 2017 год.

Целесообразно на стадии проектирования новых объектов электроэнергетики производить оценку необходимости применения РЗМЗ с целью обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций.

Для действующих электростанций, на которых существует проблема обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования, а также на некоторых смежных с ними объектах электроэнергетики, целесообразно применение РЗМЗ в краткосрочной перспективе. Среди первоочередных действующих объектов:

Смоленская АЭС;

Калининская АЭС;

Кольская АЭС;

Псковская ГРЭС;

Рязанская ГРЭС;

Нововоронежская АЭС;

Ростовская АЭС;

Костромская ГРЭС;

Нижнекамская ГЭС;

Усть-Илимская ГЭС;

Томь-Усинская ГРЭС;

Березовская ГРЭС;

Харанорская ГРЭС;

ПС 330 кВ Княжегубская;

ПС 330 кВ Лоухи;

Курская АЭС;

ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго";

Череповецкая ГРЭС.

При включении ЛЭП при опробовании или ТАПВ на междуфазное короткое замыкание существуют риски нарушения динамической устойчивости генерирующего оборудования электрических станций. Кроме того, при неуспешном ТАПВ или опробовании на ЛЭП 500 - 750 кВ в отключаемом токе (неповрежденных фаз) возникает апериодическая составляющая, обусловленная подключенными шунтирующими реакторами, которая в условиях, близких к 100% степени компенсации емкостного тока, может привести к отсутствию перехода через нулевое значение тока выключателя на неповрежденной фазе. При этом существует высокая вероятность повреждения выключателя.

Для исключения включения линии на междуфазное КЗ и уменьшения вероятности включения линии на однофазное КЗ при опробовании АО "СО ЕЭС" разработан и апробирован на цифровой модели программно-аппаратного комплекса RTDS алгоритм функционирования устройств поочередного включения фаз линии при осуществлении ТАПВ и опробовании ВЛ (далее - Автоматика опробования ЛЭП 500 - 750 кВ). В 2015 году успешно проведены работы по созданию и испытанию на цифровых моделях ЛЭП 500 - 750 кВ и действующем объекте электроэнергетики - КВЛ 500 кВ Саяно-Шушенская - Новокузнецкая N 1 опытного образца устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ.

На 2018 год планируется установка устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ на ВЛ 750 кВ Смоленская АЭС - Новобрянская, в качестве мероприятия по успешной коммутации элегазовых выключателей.

Целесообразно на стадии проектирования при создании (модернизации) объектов электроэнергетики в качестве одного из мероприятий по обеспечению успешной коммутации элегазовых выключателей реактированных ЛЭП рассматривать применение Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ.

9.9. При создании (модернизации) РЗА, ССПИ выполняются следующие требования:

9.9.1. Основные требования при создании (модернизации) РЗА

Для обеспечения надежности и живучести энергосистемы и предотвращения повреждения ЛЭП и оборудования все ЛЭП, электросетевое и генерирующее оборудование, энергопринимающие устройства, входящие в состав энергосистемы, оснащаются устройствами РЗА.

Быстродействие релейной защиты при отключении коротких замыканий удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости энергосистемы при отключении коротких замыканий и требованиям обеспечения устойчивости нагрузки потребителей.

Устройства релейной защиты обеспечивают селективное отключение только поврежденной ЛЭП или оборудования. В случае отказа в отключении поврежденных ЛЭП или оборудования по любой причине устройства релейной защиты обеспечивают отключение смежных неповрежденных ЛЭП или оборудования, через которые осуществляется подпитка места повреждения токами короткого замыкания.

Для каждого выключателя напряжением 110 кВ и выше и выключателей генераторов, установленных на генераторном напряжении, предусматривается устройство резервирования отказа выключателя. Действие релейной защиты на отключение указанных выключателей сопровождается одновременным пуском УРОВ.

При наличии у выключателя двух электромагнитов отключения каждое устройство РЗА действует на его отключение через оба электромагнита.

Устройства релейной защиты обладают требуемой чувствительностью при всех видах коротких замыканий в защищаемой зоне в различных схемно-режимных ситуациях.

Технологически связанные по принципу своего действия устройства релейной защиты и автоматики обеспечивают полную функциональную совместимость.

Резервные защиты от междуфазных коротких замыканий и от коротких замыканий на землю действуют при коротких замыканиях на защищаемом элементе энергосистемы и в зоне дальнего резервирования.

Во всех случаях, когда не обеспечиваются принципы дальнего резервирования, предусматриваются мероприятия по усилению ближнего резервирования релейной защиты ЛЭП и оборудования, на которых не обеспечивается дальнее резервирование.

Резервные защиты имеют оперативное и автоматическое ускорение ступеней, охватывающих всю длину ЛЭП, а для автотрансформаторов и трансформаторов - примыкающих систем шин.

Параметры настройки устройств релейной защиты учитывают перегрузочную способность ЛЭП и оборудования.

Дистанционные защиты имеют автоматическую блокировку ступеней, которые могут неправильно работать при качаниях в энергосистеме (блокировку при качаниях). Принцип действия блокировки при качаниях не препятствует функционированию дистанционных защит.

Защиты, по принципу действия использующие напряжение от трансформаторов напряжения, неисправность вторичных цепей которых может привести к ложному действию защиты, блокируются при неисправности цепей напряжения.

Резервирование цепей напряжения устройств релейной защиты и сетевой автоматики ЛЭП классом напряжения 500 кВ и выше обеспечивается установкой двух трансформаторов напряжения на каждой из сторон ЛЭП.

Отключение повреждения при действии защит и отказе выключателя ЛЭП или оборудования выполняется действием УРОВ на отключение смежных присоединений, через которые осуществляется подпитка током места повреждения, с запретом автоматического повторного включения всех отключенных выключателей.

Устройство резервирования отказа выключателя действует повторно на отключение выключателя без выдержки времени.

Устройство автоматического повторного включения обеспечивает автоматическое включение в работу отключенных защитами выключателей ЛЭП и оборудования, если автоматическая подача напряжения на них допустима.

При создании (модернизации) РЗА на объектах электроэнергетики устанавливаются микропроцессорные устройства РЗА.

Формирование комплексов РЗА осуществляется таким образом, чтобы при любом событии, требующем работы комплекса РЗА, функции РЗА выполнялись при независимом от исходного события отказе одного любого устройства, входящего в комплекс РЗА, и исключалась возможность отказа функционирования комплекса РЗА по общей причине.

Безошибочная работа устройств РЗА обеспечивается при изменении частоты электрического тока в диапазоне 45 - 55 Гц.

Устройства РЗА не действуют на отключение (включение) ЛЭП и оборудования, разгрузку (загрузку) генерирующего оборудования электростанций или отключение нагрузки потребителей электрической энергии при:

замыкании на землю в цепях оперативного тока;

снятии, подаче оперативного тока, а также при перерывах питания любой длительности и глубины снижения напряжения оперативного тока;

объединении цепей переменного напряжения и цепей оперативного постоянного тока.

После восстановления оперативного тока все функции и параметры настройки устройств РЗА сохраняются в полном объеме.

Функционирование устройств РЗА при наличии на объекте электроэнергетики автоматизированной системы управления технологическим процессом осуществляется автономно и независимо от состояния указанной системы.

Вновь вводимые (модернизированные) комплексы и устройства РЗА предусматривают возможность информационного обмена между собой, а также с автоматизированной системой управления технологическим процессом объекта электроэнергетики.

Ввод (вывод) данных в комплексы и устройства РЗА, организованный по цифровому протоколу, осуществляются через стандартные интерфейсы связи.

На вновь вводимых (комплексно реконструируемых) электростанциях, подстанциях высшим классом напряжения 110 кВ и выше применяется оперативный постоянный ток напряжением 220 В.

Вторичные цепи устройств РЗА защищаются от коротких замыканий и длительных перегрузок.

На электростанциях и подстанциях выполняется сигнализация о срабатывании и возникновении неисправностей устройств РЗА.

Во вторичных цепях устройств РЗА устанавливаются переключающие устройства (испытательные блоки, переключатели, рубильники, накладки), обеспечивающие возможность вывода (ввода) устройств РЗА для оперативного и технического обслуживания.

В одном контрольном кабеле не совмещаются цепи, замыкание которых приводит к несанкционированному изменению эксплуатационного состояния или технологического режима работы оборудования объекта электроэнергетики, формированию сигналов пуска РЗА и (или) управляющих воздействий РЗА или автоматизированной системы управления технологическими процессами объекта электроэнергетики.

При новом строительстве (расширении, реконструкции, техническом перевооружении, модернизации) не применяются высоковольтные элегазовые трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и выключатели, если при снижении давления элегаза внутри оборудования требуется их автоматическое отключение.

При срабатывании датчиков снижения давления (плотности) элегаза:

в высоковольтных элегазовых измерительных трансформаторах тока и трансформаторах напряжения выполняется предупредительная и/или аварийная сигнализация;

в высоковольтных элегазовых выключателях выполняется предупредительная сигнализация и автоматическая блокировка управления выключателем, запрещающая операции включения и отключения выключателя.

9.9.2. Оснащение устройствами РЗ и СА ЛЭП 110 кВ и выше осуществляется с учетом следующего:

Релейная защита на каждой питающей стороне ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше, имеющих питание с двух или более сторон, включает в себя основную и резервную защиту.

В качестве основной защиты ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, предусматривается быстродействующая защита от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

Если на ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, при отсутствии основной защиты время отключения короткого замыкания не удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости энергосистемы или нагрузки потребителей, предусматривается установка двух основных защит.

На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ с односторонним питанием с питающей стороны устанавливаются ступенчатые защиты от всех видов коротких замыканий и токовые защиты без выдержки времени.

На кабельной или кабельно-воздушной ЛЭП предусматривается установка не менее двух устройств релейной защиты, каждое из которых обеспечивает отключение всех видов коротких замыканий с временем, при котором не нарушается термическая стойкость жил и оболочек кабеля (с учетом неуспешного АПВ и действия УРОВ).

На каждой ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше устанавливаются не менее чем два устройства релейной защиты. Каждое устройство релейной защиты реализовывает функцию быстродействующей защиты от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

На каждой стороне ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше как минимум одно из установленных устройств релейной защиты выполняется на принципе ступенчатых защит с реализацией быстродействия с помощью разрешающих (блокирующих) сигналов.

На каждой стороне ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше три устройства релейной защиты устанавливаются в следующих случаях:

на ЛЭП, отходящих от атомных электростанций;

на межгосударственных ЛЭП;

на ЛЭП, при коротком замыкании на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;

на ЛЭП, при коротком замыкании на которых и отказе быстродействующих защит увеличение времени отключения короткого замыкания приводит к нарушению устойчивости.

Каждое устройство релейной защиты этих линий реализует функцию быстродействующей защиты от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

Для ликвидации неполнофазных режимов на ЛЭП, имеющих пофазное управление выключателями, предусматривается защита неполнофазного режима, действующая на отключение трех фаз ЛЭП со всех сторон с запретом автоматического повторного включения.

На каждой ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше предусматривается трехфазное автоматическое повторное включение.

Для ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше трехфазное автоматическое повторное включение обеспечивает возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и включения под нагрузку с контролем синхронизма. На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ необходимость включения под нагрузку с контролем синхронизма обосновывается проектными решениями.

На ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше предусматривается однофазное автоматическое повторное включение. На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ необходимость применения однофазного автоматического повторного включения обосновывается проектными решениями.

На объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих ПАО "ФСК ЕЭС", при новом строительстве (расширении, реконструкции, техническом перевооружении, модернизации), применяются АПВ КВЛ (ЛЭП при наличии на ней хотя бы одного кабельного участка любой длины) 110 кВ и выше:

если кабельные участки используются только для захода КВЛ в КРУЭ;

при отсутствии кабельных участков с непосредственным соприкосновением кабелей разных фаз. Наличие на кабельном участке транспозиционных муфт не оказывает влияния на применение АПВ.

При этом устройства РЗ для выявления КЗ на кабельных участках не применяются.

Если КВЛ имеют кабельные участки с непосредственным соприкосновением кабелей разных фаз, возможность использования АПВ определяется при проектировании.

На кабельных ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше автоматическое повторное включение не предусматривается.

На ЛЭП, при включении которых возможно объединение несинхронно работающих частей энергосистемы, предусматриваются устройства (функция) улавливания синхронизма. Эти устройства (функция) используются для АПВ с улавливанием синхронизма и для ручного включения с улавливанием синхронизма.

При строительстве (реконструкции, модернизации) электростанций, подстанций в распределительных устройствах напряжением 110 - 750 кВ предусматриваются технические решения, обеспечивающие недопущение повреждения элегазовых выключателей при отключении ЛЭП, оснащенных средствами компенсации реактивной мощности, после неуспешного АПВ или неуспешного включения ЛЭП по причине возникновения апериодической составляющей тока в неповрежденных фазах.

9.9.3. Оснащение устройствами РЗ и СА автотрансформаторов (трансформаторов) высшим классом напряжения 110 кВ и выше осуществляется с учетом следующего:

На АТ (Т) устанавливаются защиты от внутренних, внешних КЗ и недопустимых режимов работы.

На автотрансформаторах с высшим классом напряжения 220 кВ и трансформаторах с высшим классом напряжения 110 - 220 кВ мощностью менее 160 МВА устанавливается один комплект дифференциальной защиты трансформатора. Установка второго комплекта дифференциальной защиты трансформатора выполняется при недостаточной чувствительности или недопустимом времени отключения резервными защитами автотрансформатора (трансформатора) или защитами смежных элементов при коротких замыканиях в зоне действия дифференциальной защиты.

На АТ (Т) с высшим классом напряжения 330 кВ и выше, а также на АТ с высшим классом напряжения 220 кВ мощностью 160 МВА и более устанавливаются два комплекта дифференциальной защиты трансформатора.

На стороне высшего и среднего напряжения АТ (Т) устанавливаются резервные защиты от междуфазных коротких замыканий и от коротких замыканий на землю, в том числе для обеспечения согласования резервных защит линий электропередачи смежного напряжения, дальнего резервирования.

На ошиновке 330 кВ АТ (Т) и выше устанавливаются две основные защиты.

9.9.4. Оснащение устройствами РЗ и СА шунтирующих реакторов, управляемых шунтирующих реакторов высшим классом напряжения 330 кВ и выше осуществляется с учетом следующего:

На ШР, УШР устанавливаются защиты от внутренних КЗ и недопустимых режимов работы.

На шунтирующих реакторах, управляемых шунтирующих реакторах напряжением 330 кВ и выше устанавливаются два комплекта быстродействующих защит от внутренних повреждений. В составе каждого комплекта устанавливается продольная дифференциальная токовая защита и поперечная дифференциальная токовая защита, если обмотка реактора расщеплена.

На УШР дополнительно устанавливаются защиты обмотки управления, полупроводниковых преобразователей, компенсационной обмотки, промежуточного и заземляющего трансформаторов. Состав защит определяется типом УШР.

Защита ШР, УШР, подключенных к ЛЭП без выключателя, действует на отключение ЛЭП с двух сторон с запретом АПВ.

9.9.5. Оснащение устройствами РЗ и СА систем (секций) шин, обходных, шиносоединительных и секционных выключателей напряжением 110 кВ и выше осуществляется с учетом следующего.

Для каждой системы (секции) шин напряжением 110 - 220 кВ предусматривается отдельная дифференциальная защита шин. Две дифференциальные защиты шин устанавливаются на системе (секции) шин напряжением 110 - 220 кВ подстанции, непосредственно к которой подключено (подключается) генерирующее оборудование суммарной мощностью 160 МВт и более, и на подстанциях нового поколения, оснащенных оптическими ТТ без постоянного оперативного персонала. На каждой системе (секции) шин напряжением 330 кВ и выше устанавливаются по два комплекта дифференциальной защиты шин.

Для двойной системы шин с одним выключателем на присоединение ДЗШ выполняется по схеме с фиксированным распределением присоединений. При этом в ДЗШ предусматривается возможность изменения фиксации оперативных цепей и цепей трансформаторов тока при изменении фиксации присоединений с одной системы шин на другую.

Выключатели присоединений входят в зону ДЗШ.

При наличии измерительных трансформаторов тока с двух сторон выключателя выключатель входит в зону действия дифференциальной защиты шин и в зону действия защиты присоединения.

Предусматривается возможность выполнения АПВ шин открытых распределительных устройств.

ДЗШ имеет контроль исправности вторичных цепей трансформаторов тока, действующий с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

Выполняются мероприятия, исключающие возможность ложного срабатывания ДЗШ (ДЗО) при выполнении операций в токовых цепях без вывода ее из работы (приведение контура заземления ПС в соответствие с НТД, исключение использования для ДЗШ внешнего суммирования токов присоединений и другие мероприятия).

Устройства РЗ и СА обходного выключателя напряжением 110 кВ и выше обеспечивают все функции релейной защиты и сетевой автоматики любых линий электропередачи и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель. Выходные цепи и цепи переменного тока основных защит указанных линий электропередачи и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель имеют возможность перевода на обходной выключатель. Предусматривается возможность использования в микропроцессорных устройствах РЗ и СА обходного выключателя нескольких групп уставок.

Релейная защита шиносоединительного, секционного и обходного выключателей выполняется так, чтобы ее можно было использовать при опробовании напряжением системы шин и присоединений, а также для повышения эффективности дальнего резервирования.

Устройства АВР используются для восстановления электроснабжения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии путем автоматического присоединения резервного источника питания при обесточении электроустановок потребителя. Устройства АВР используются также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

9.9.6. Оснащение объектов электроэнергетики устройствами ПА и РА.

Противоаварийная автоматика обеспечивает выполнение следующих функций противоаварийного управления:

предотвращение нарушения устойчивости;

ликвидация асинхронных режимов;

ограничение снижения или повышения частоты;

ограничение снижения или повышения напряжения;

предотвращение недопустимых перегрузок оборудования.

Противоаварийное управление осуществляется на основе принципа минимизации управляющих воздействий, направленных на отключение нагрузки потребителей.

На реализацию одних и тех же объемов управляющих воздействий могут действовать разные виды противоаварийной автоматики.

Отсутствует аппаратное совмещение в одном устройстве:

функций РЗ и АПНУ, РЗ и ЧДА;

функции автоматики предотвращения нарушения устойчивости с другими функциями противоаварийной автоматики, обеспечивающими живучесть энергосистемы.

На ЛЭП 330 кВ и выше устанавливаются устройства ФОЛ (с каждой стороны ЛЭП), УПАСК. На ЛЭП 110 - 220 кВ необходимость установки устройств ФОЛ и УПАСК определяется проектными решениями.

Устройства АОПН устанавливаются на всех ЛЭП напряжением 500 кВ и выше длиной 200 км и более с каждой стороны ЛЭП. Необходимость и места установки устройств АОПН на ЛЭП напряжением 500 кВ меньшей длины, а также на ЛЭП напряжением 330 кВ и ниже определяется проектными решениями.

В устройстве АОПН предусматривается функция резервирования отказа выключателя при работе устройства АОПН.

На всех связях, по которым возможен асинхронный режим, устанавливаются устройства АЛАР.

На каждой связи, по которой возможен асинхронный режим, обеспечивается селективное выявление асинхронного режима с электрическим центром качаний в любой точке связи двумя устройствами АЛАР. В электрической сети 150 кВ и ниже допускается применение устройств АЛАР, не обеспечивающих выявление электрического центра качаний.

Устройства АЛАР устанавливаются на всех генераторах атомных электростанций и на всех генераторах установленной мощностью 500 МВт и выше тепловых электростанций и гидроэлектростанций. Необходимость установки устройств АЛАР на генераторах меньшей мощности определяется проектными решениями.

На электростанциях и ПС при необходимости (определяется проектными решениями) устанавливаются устройства и комплексы ЛАПНУ. Указанные устройства и комплексы предусматривают возможность работы в автономном режиме и (или) в качестве низового устройства ЦСПА.

На ЛЭП при необходимости (определяется проектными решениями) устанавливаются устройства КПР, АРПМ, АОПО, АЛАР неполнофазного режима.

На АТ при необходимости (определяется проектными решениями) устанавливаются устройства ФОТ, КПР, АОПО.

На энергоблоках ТЭС и АЭС номинальной мощностью 500 МВт и более предусматриваются КРТ, ДРТ, ОГ, а также устанавливаются устройства ФОБ. Необходимость организации КРТ, ДРТ, ОГ и установки устройств ФОБ на энергоблоках меньшей мощности определяется проектными решениями.

Все гидроэлектростанции и гидроаккумулирующие электростанции установленной мощностью 50 МВт и выше оснащаются устройствами АЧВР.

Устройства ЧДА устанавливаются на всех ТЭС установленной мощностью 25 МВт и выше, за исключением ТЭС, на которых по условиям их работы установка устройств ЧДА невозможна.

При выделении энергоблока на свои собственные нужды действием ЧДА обеспечивается устойчивая работа выделяемого энергоблока в течение не менее 30 минут.

На ПС и электростанциях, от шин которых осуществляется электроснабжение местной нагрузки, устанавливаются устройства АЧР. При этом исключается срабатывание устройств АЧР в переходных режимах, характеризующихся снижением частоты, не связанным с аварийным дефицитом активной мощности, а также при перерыве электроснабжения.

Устройства ЧАПВ устанавливаются, прежде всего, на подстанциях, на которых невозможно осуществить быстрое восстановление электроснабжения потребителей электрической энергии, отключенных АЧР, действиями оперативного персонала.

Устройства АОПЧ устанавливаются на тепловых, атомных и гидроэлектростанциях, расположенных в частях энергосистемы, выделение на изолированную работу которых возможно с большим избытком мощности, приводящим к повышению частоты более 51,0 Гц. Устройства АОПЧ действуют на отключение генераторов.

Режимная автоматика обеспечивает выполнение следующих функций автоматического режимного управления:

регулирование частоты;

регулирование перетоков активной мощности;

регулирование напряжения и реактивной мощности.

Первичное регулирование частоты осуществляется действием первичных регуляторов частоты и мощности, установленных на генерирующем оборудовании электростанций.

Режимная автоматика, осуществляющая функции вторичного регулирования частоты и перетоков активной мощности организуется по централизованному принципу. Режимная автоматика, осуществляющая функции регулирования напряжения и реактивной мощности, выполняется локальной.

Алгоритмы функционирования и параметры настройки режимной автоматики обеспечивают устойчивое регулирование параметров электроэнергетического режима при отклонении контролируемых параметров электроэнергетического режима от заданных значений.

Для обеспечения регулирования напряжения в контрольных пунктах сетевых организаций могут использоваться локальные устройства автоматического управления режимом работы оборудования сетевых организаций.

Все генерирующее оборудование, за исключением энергоблоков атомных электростанций с реакторами типа РБМК и БН, участвует в ОПРЧ с характеристиками и настройками, установленными для ОПРЧ.

На электростанциях в зависимости от технических требований устанавливаются следующие устройства режимной автоматики:

системы автоматического регулирования частоты и активной мощности генерирующих установок;

системы группового регулирования активной мощности ГЭС;

АРВ синхронных и асинхронизированных генераторов;

групповые регуляторы напряжения и реактивной мощности генерирующих установок.

На АТ (Т) устанавливаются автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

Управляемые устройства компенсации реактивной мощности (статические тиристорные компенсаторы, управляемые шунтирующие реакторы, статические компенсаторы реактивной мощности, объединенные регуляторы потоков мощности) оснащаются автоматическими регуляторами напряжения и реактивной мощности.

На синхронных (асинхронизированных) компенсаторах устанавливаются устройства автоматического регулирования возбуждения и форсировки (УФ) возбуждения.

На синхронных генераторах мощностью 60 МВт и более и компенсаторах мощностью 100 Мвар и более устанавливаются быстродействующие системы возбуждения с АРВ сильного действия.

9.9.7. Оснащение объектов электроэнергетики устройствами РАСП.

Регистрация аварийных событий и процессов осуществляется с использованием регистраторов аварийных событий (автономных регистраторов аварийных событий и функций, реализуемых в терминалах РЗА, в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов электроэнергетики), устройств определения места повреждения на ЛЭП и устройств системы мониторинга переходных режимов.

Автономные регистраторы аварийных событий устанавливаются на электростанциях и подстанциях высшим классом напряжения 110 кВ и выше (за исключением объектов электроэнергетики, не оборудованных выключателями на стороне 110 - 220 кВ, а также тупиковых и отпаечных подстанций) и обеспечивают регистрацию аварийных событий и процессов, хранение зарегистрированной информации. Регистрируются параметры электромагнитных переходных процессов ЛЭП и оборудования главной схемы, факты срабатывания устройств РЗА, изменения состояния коммутационных аппаратов, параметры систем оперативного постоянного тока в объеме достаточном для своевременного анализа аварийного процесса и однозначного установления причин возникновения, протекания и ликвидации аварии.

Автономные регистраторы аварийных событий и функции, реализуемые в микропроцессорных терминалах РЗА или в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов электроэнергетики, обеспечивают:

запись параметров аварийных событий и процессов с погрешностью не более 1 миллисекунды относительно точного времени;

запись параметров аварийных событий и процессов при полном обесточении объекта электроэнергетики;

сохранение информации при исчезновении питания регистратора аварийных событий и процессов.

Автономные регистраторы аварийных событий, установленные на объектах электроэнергетики, не обеспечивающие выполнение указанных функций, заменяются (модернизируются) при реконструкции (модернизации) объекта электроэнергетики.

На всех ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше длиной 20 километров и более устанавливаются устройства для определения места повреждения на ЛЭП в случае ее аварийного отключения в результате короткого замыкания (далее - устройства определения места повреждения). Необходимость установки устройств определения места повреждения на ЛЭП длиной менее 20 километров определяется собственником или иным законным владельцем ЛЭП.

На электростанциях и подстанциях высшим классом напряжения 110 кВ и выше обеспечивается передача данных регистрации аварийных событий и процессов, включая показания приборов определения места повреждения на ЛЭП и данные о местах повреждения ЛЭП, в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления и в центры управления сетями сетевых организаций, осуществляющих эксплуатацию данных ЛЭП.

Регистраторы СМПР устанавливаются на следующих объектах электроэнергетики ЕЭС России:

на подстанциях 500 кВ и выше единой национальной (общероссийской) электрической сети;

на электростанциях установленной мощностью 500 МВт и более;

на межгосударственных и входящих в контролируемые сечения Единой энергетической системы России ЛЭП 220 кВ и выше, определяемых АО "СО ЕЭС".

9.9.8. Организация каналов связи для оперативно-диспетчерского, оперативно-технологического управления, для передачи данных РАСП в диспетчерские центры, сигналов и команд РЗА.

Каналы связи, используемые для обмена технологической информацией по п. 9.3, организовываются собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) от объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) до узлов доступа соответствующих диспетчерских центров АО "СО ЕЭС".

Сетевыми организациями, иными собственниками или законными владельцами объектов электросетевого хозяйства организовывается наличие и обеспечивается функционирование двух независимых каналов связи объекта электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и более с центром управления сетями, в технологическом управлении и ведении которого находятся оборудование или устройства указанного объекта электросетевого хозяйства или отходящие от него ЛЭП. При этом наличие и функционирование каналов связи от электрических станций до центров управления сетями обеспечивается за счет средств сетевой организации, в технологическом управлении или ведении центров управления сетями которой находятся отходящие от электростанций ЛЭП.

Требования к каналам связи для организации передачи информации с объектов электроэнергетики их собственникам или иным законным владельцам и (или) собственникам технологически связанных объектов электроэнергетики определяются указанными лицами самостоятельно либо по взаимному согласованию между собственниками и иными законными владельцами технологически связанных объектов электроэнергетики.

Каналы связи, обеспечивающие функционирование автоматизированных систем диспетчерского управления и автоматизированных систем технологического управления, для осуществления оперативных переговоров диспетчерского персонала диспетчерских центров с оперативным персоналом центров управления сетями и объектов электроэнергетики, а также для осуществления оперативных переговоров оперативного персонала центров управления сетями с оперативным персоналом объектов электроэнергетики организуются без коммутации на промежуточных автоматических телефонных станциях.

При новом строительстве, техническом перевооружении, модернизации или реконструкции объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, комплексов и устройств РЗА, проектными решениями предусматривается применение наземных каналов связи.

Передача телеметрической информации между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами, центрами управления сетями осуществляется без промежуточной обработки.

Для передачи информации, обеспечивающей функционирование ПА или РА, с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше и электростанций установленной мощностью 5 МВт и более независимо от класса напряжения их присоединения к электрической сети организуется не менее двух независимых каналов связи в каждом направлении передачи информации.

Для передачи сигналов и команд ПА и РА используется дублированный режим передачи информации.

Передача сигналов и команд с устройств РЗ, осуществляющих функцию основной защиты ЛЭП, организовывается по выделенным каналам, независимым от каналов связи, используемых для передачи сигналов и команд с других устройств РЗ этой же ЛЭП. При выполнении защит ЛЭП с использованием трех комплектов основных защит, допускается использовать один канал связи для обеспечения функционирования двух комплектов основных защит.

Не используется один и тот же канал связи или каналообразующей аппаратуры для обеспечения функционирования основных защит разных ЛЭП, в случае применения для защиты ЛЭП только одной основной быстродействующей защиты. Для устройств РЗ, предусматривающих дублированный режим передачи сигналов, необходимо использование двух независимых каналов связи.

При этом ускоряющие, разрешающие и отключающие команды РЗ ЛЭП могут передаваться в общем канале совместно с командами ПА.

Устройства РЗА обеспечивают автоматический контроль исправности используемых каналов связи. При неисправности канала связи, выявленной в процессе непрерывного автоматического контроля, обеспечивается автоматическая блокировка устройств РЗА, если эта неисправность может привести к неправильным действиям устройств РЗА, с возможностью автоматической и/или ручной деблокировки, а также формирование сигнала неисправности канала соответствующих устройств РЗА.

Передача сигналов и команд РЗ осуществляется без промежуточной обработки.

При организации ВЧ каналов связи по фазным проводам ВЛ с совмещением передачи сигналов и команд РЗА, технологической телефонной связи и телеметрической информации, организуется приоритетная передача команд РЗА.

Каналы радиорелейной связи, ВЧ связи по ВЛ и спутниковой связи выполняются с учетом обеспечения запаса по перекрываемому затуханию с учетом неблагоприятных погодных условий (туман, изморозь, гололед, дождь).

Для передачи команд РЗА ВЧ каналы связи по ВЛ дополнительно обеспечивают запас по перекрываемому затуханию при возможных КЗ на ВЛ, по проводам которой организован ВЧ канал.

При организации каналов связи выполняются условия по обеспечению электромагнитной совместимости.

Суммарное время измерения и передачи телеметрической информации не превышает:

для передачи телеметрической информации с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше и электростанций установленной мощностью 5 МВт и выше независимо от класса напряжения в автоматизированные системы диспетчерского управления, комплексы противоаварийной или режимной автоматики - 1 секунды (для передачи с указанных объектов телеметрической информации о технологическом режиме работы линий электропередачи и оборудования, не являющихся объектами диспетчеризации, - 2 секунды) без учета времени обработки данных в программно-технических комплексах диспетчерского центра, комплексах противоаварийной или режимной автоматики;

для передачи телеметрической информации с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше, относящихся к единой национальной (общероссийской) электрической сети, в автоматизированные системы технологического управления - 1 секунды без учета времени обработки данных в программно-технических комплексах центра управления сетями.

Время передачи сигналов и команд релейной защиты и противоаварийной автоматики составляет:

не более 10 миллисекунд - по каналам связи, организованным по волоконно-оптическим, кабельным или радиорелейным линиям связи;

не более 25 миллисекунд - по каналам связи, организованным по каналам высокочастотной связи на одной ЛЭП.

Время передачи команд управления РА от управляющего вычислительного комплекса ЦС (ЦКС) АРЧМ до системы автоматического регулирования частоты и активной мощности энергоблока ТЭС или ГРАМ ГЭС не превышает 1 секунды.

Время передачи команд дистанционного (теле-) управления из диспетчерских центров, центров управления сетями на объект электроэнергетики с учетом обработки команд в ПТК диспетчерских центров, центров управления сетями и на объекте электроэнергетики (до начала исполнения команд) не превышает 5 секунд.

Каналы связи, обеспечивающие функционирование РЗА, организуемые в цифровых системах передачи по ВОЛС, КЛС или РРЛ, имеют согласованные с устройствами РЗА электрические или оптические интерфейсы. Согласование интерфейсов выполняется как со стороны цифровых систем передачи, так и со стороны устройств РЗА.

Для микропроцессорных устройств РЗА, имеющих линейные оптические интерфейсы, предусматривается возможность организации их работы по выделенным оптическим волокнам волоконно-оптического кабеля при условии соответствия его протяженности ресурсным возможностям оптических интерфейсов.

При превышении допустимой протяженности, или невозможности выделения оптических волокон, организация каналов, обеспечивающих функционирование микропроцессорных устройств РЗА по волоконно-оптическим линиям связи, осуществляется через мультиплексоры цифровых систем передачи.

В случае использования субъектом электроэнергетики, потребителем электрической энергии для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, комплексов и устройств РЗА, каналов связи, организованных в сетях операторов связи или технологических сетях иных лиц, субъектом электроэнергетики (потребителем электрической энергии) обеспечивается соблюдение вышеуказанных требований в отношении таких каналов связи.

В случае потери диспетчерской телефонной связи предусматривается возможность использования диспетчером субъекта оперативно-диспетчерского управления и оперативным персоналом субъекта электроэнергетики производственно-технологической телефонной связи с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и на другие ведомственные телефонные сети путем набора номера.

10. Оценка прогнозных объемов капитальных вложений в сооружение генерирующих мощностей, объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше, на 2017 - 2023 годы

Объемы капитальных вложений в сооружение электроэнергетических объектов на перспективу определены в соответствии с намечаемыми вводами и структурой генерирующих мощностей электростанций.

Оценка капитальных вложений в электростанции и электросетевые объекты в разрезе ОЭС проведена в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2023 года.

Прогнозные цены рассчитывались:

- на период до 2019 года на основе индекс-дефляторов, представленных в документе "Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2017 год и на плановый период 2018 и 2019 годов" (Минэкономразвития, 24.11.2016);

- на период 2020 - 2023 года на основе значения индекс-дефлятора, определенного в прогнозе социально-экономического развития на среднесрочный период для последнего года соответствующего среднесрочного периода прогнозирования - 2019 года (в соответствии с Приказом Минэнерго России от 05.05.2016 N 380 в связи с отсутствием в прогнозе социально-экономического развития индексов-дефляторов на период 2020 - 2023 годы).

Оценка необходимых объемов капитальных вложений в строительство электростанций выполнена исходя из анализа инвестиционных программ генерирующих компаний, а также нормативных документов.

В строительстве электросетевых объектов, намечаемых Схемой и программой развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы, в том числе сооружаемых за счет иных инвесторов, капитальные вложения принимались по материалам инвестиционных программ отдельных субъектов электроэнергетики (или их проектам), по проектам-аналогам, а также по "Укрупненным нормативам цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электросетевого хозяйства", утвержденным Приказом Минэнерго России от 08.02.2016 N 75.

Сроки сооружения электросетевых объектов принимались по стандарту ПАО "ФСК ЕЭС" "Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции ПС и линий электропередачи" (утверждены Советом директоров ПАО "ФСК ЕЭС" 01.06.2012).

Суммарные объемы капиталовложений в развитие электроэнергетики России за период 2017 - 2023 годов оцениваются в 2 299 057,6 млн. руб., в том числе по генерирующим объектам 1 706 048,6 млн. руб. и электрическим сетям 220 кВ и выше 593 008,9 млн. руб.

Прогнозные объемы инвестиций в строительство электростанций в разрезе ОЭС и по типам станций, а также сводные показатели по капитальным вложениям в сооружение электрических сетей напряжением 220 кВ и выше представлены в таблице 10.1.

В таблице 10.2 представлены сводные показатели по прогнозным капитальным вложениям в объекты электросетевого хозяйства по классам напряжения 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2017 - 2023 годы.

Таблица 10.1 - Прогнозные объемы инвестиций в развитие ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов в прогнозных ценах

ОЭС
Тип станции
Инвестиции, млн. руб. (в прогнозных ценах)
Итого за 2017 - 2023 годы
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ОЭС Северо-Запада
98901,3
82839,9
89347,8
86356,0
66028,0
77730,2
57238,5
558441,7
АЭС
57398,6
39004,1
70989,7
86356,0
66028,0
77730,2
57238,5
454745,1
ГЭС и МГЭС
1839,0
7071,9
4031,9
0,0
0,0
0,0
0,0
12942,8
ТЭС
39663,6
36764,0
14326,2
0,0
0,0
0,0
0,0
90753,8
ОЭС Центра
73539,3
81177,0
86942,8
97202,6
96517,7
78273,1
34753,7
548406,4
АЭС
48097,6
71939,4
85771,6
97202,6
96517,7
78273,1
34753,7
512555,7
ГАЭС
3094,6
2499,7
1171,3
0,0
0,0
0,0
0,0
6765,6
ТЭС
21046,5
6738,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
27784,5
НИЭ
1300,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1300,5
ОЭС Средней Волги
36137,1
10097,9
2348,9
3686,9
0,0
0,0
0,0
52270,8
ТЭС
23546,6
6460,7
2348,9
3686,9
0,0
0,0
0,0
36043,0
НИЭ
12590,5
3637,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
16227,8
ОЭС Юга
145457,5
88253,1
61647,0
7865,1
0,0
0,0
0,0
303222,7
АЭС
24704,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
24704,1
ГЭС и МГЭС
11586,6
13413,5
14261,7
0,0
0,0
0,0
0,0
39261,8
ТЭС
48911,1
17140,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
66051,0
НИЭ
60255,8
57699,7
47385,3
7865,1
0,0
0,0
0,0
173205,8
ОЭС Урала
53060,2
24443,4
16157,8
0,0
0,0
0,0
0,0
93661,4
ТЭС
36288,8
801,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
37090,1
НИЭ
16771,5
23642,1
16157,8
0,0
0,0
0,0
0,0
56571,4
ОЭС Сибири
20520,9
25817,0
6489,0
2605,0
0,0
0,0
0,0
55431,9
ТЭС
7815,1
11722,7
1736,7
2605,0
0,0
0,0
0,0
23879,5
НИЭ
12705,8
14094,4
4752,3
0,0
0,0
0,0
0,0
31552,4
ОЭС Востока
20561,5
0,0
10562,7
44212,4
19277,1
0,0
0,0
94613,7
ГЭС и МГЭС
7363,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
7363,6
ТЭС
13197,9
0,0
10562,7
44212,4
19277,1
0,0
0,0
87250,1
ИТОГО
448177,9
312628,4
273496,0
241928,0
181822,9
156003,2
91992,2
1706048,6
АЭС
130200,4
110943,4
156761,3
183558,6
162545,8
156003,2
91992,2
992004,9
ГЭС и МГЭС
20789,2
20485,3
18293,7
0,0
0,0
0,0
0,0
59568,2
ГАЭС
3094,6
2499,7
1171,3
0,0
0,0
0,0
0,0
6765,6
ТЭС
190469,6
79626,5
28974,5
50504,3
19277,1
0,0
0,0
368851,9
НИЭ
103624,1
99073,4
68295,4
7865,1
0,0
0,0
0,0
278858,0
Эл. сети 220 кВ и выше
164052,7
136161,5
105011,7
73160,3
72838,9
30828,2
10955,7
593008,9
Всего учетом сетей 220 кВ и выше
612230,6
448789,9
378507,7
315088,3
254661,8
186831,4
102947,9
2299057,6

Таблица 10.2 - Сводные показатели по прогнозным капитальным вложениям в объекты электросетевого хозяйства по классам напряжения 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2017 - 2023 годы в прогнозных ценах, млн. руб.

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого за 2017 - 2023 гг.
ОЭС Северо-Запада
16826,3
12916,0
14257,4
7517,7
10225,8
1674,7
843,3
64261,2
750 кВ
7101,1
6267,8
8178,6
0,0
0,0
405,1
0,0
21952,5
330 кВ
9595,1
6082,9
4497,2
6181,6
9245,4
0,0
843,3
36445,5
220 кВ
130,0
565,4
1581,6
1336,2
980,4
1269,7
0,0
5863,2
ОЭС Центра
17670,2
14353,4
13089,8
11091,0
11638,5
3102,5
1608,5
72553,8
500 кВ
6229,8
5613,3
5763,8
1994,3
0,0
0,0
0,0
19601,1
330 кВ
587,4
43,5
40,6
51,5
53,9
1537,1
1608,5
3922,4
220 кВ
10853,0
8696,5
7285,4
9045,2
11584,6
1565,4
0,0
49030,3
ОЭС Юга
24142,6
28928,8
9393,5
7013,0
7189,9
4654,6
2590,7
83913,2
500 кВ
13349,6
16998,5
4119,9
3674,7
3322,2
0,0
0,0
41464,8
330 кВ
1522,4
3407,0
3461,4
1647,0
1718,9
2802,8
0,0
14559,4
220 кВ
9270,7
8523,3
1812,2
1691,3
2148,9
1851,9
2590,7
27888,9
Энергосистема Республики Крым и г. Севастополь
2678,4
653,5
691,2
612,0
0,0
0,0
0,0
4635,1
330 кВ
2678,4
653,5
500,0
423,7
0,0
0,0
0,0
4255,5
220 кВ
0,0
0,0
191,2
188,3
0,0
0,0
0,0
379,6
ОЭС Средней Волги
1372,2
1960,6
2916,8
821,7
779,7
400,0
233,3
8484,4
500 кВ
130,0
184,2
0,0
0,0
0,0
0,0
5,3
319,5
220 кВ
1242,2
1776,3
2916,8
821,7
779,7
400,0
228,1
8164,9
ОЭС Урала
26585,0
21726,1
3493,7
4121,9
2615,2
4780,7
4987,9
68310,4
500 кВ
5770,2
3854,2
501,0
1824,4
320,3
4780,7
4987,9
22038,6
220 кВ
20814,8
17872,0
2992,6
2297,5
2294,9
0,0
0,0
46271,8
ОЭС Сибири
47807,9
30208,9
34624,7
28310,2
31807,9
4247,8
0,0
177007,5
500 кВ
1209,3
3100,2
8224,3
17944,4
13462,0
0,0
0,0
43940,2
220 кВ
46598,6
27108,7
26400,4
10365,8
18345,9
4247,8
0,0
133067,3
ОЭС Востока
26970,0
25414,2
26544,6
13672,9
8581,8
11967,8
692,0
113843,4
500 кВ
0,0
0,0
3280,4
3433,8
5391,4
9287,8
0,0
21393,4
220 кВ
26970,0
25414,2
23264,2
10239,1
3190,4
2680,0
692,0
92449,9
ИТОГО
164052,7
136161,5
105011,7
73160,3
72838,9
30828,2
10955,7
593008,9
750 кВ
7101,1
6267,8
8178,6
0,0
0,0
405,1
0,0
21952,5
500 кВ
26688,9
29750,4
21889,4
28871,5
22495,9
14068,5
4993,1
148757,6
330 кВ
14383,3
10186,9
8499,1
8303,7
11018,2
4339,8
2451,7
59182,8
220 кВ
115879,3
89956,5
66444,6
35985,1
39324,8
12014,8
3510,8
363116,0

Вывод:

Суммарные капиталовложения в развитие ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов прогнозируются в объеме 2 299 057,6 млн. руб., в том числе в части генерирующих мощностей электрических станций - 1 706 048,6 млн. руб., объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше - 593 008,9 млн. руб.

9. Схема развития ЕЭС России

Схема развития ЕЭС России состоит из следующих карт-схем:

1. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Северо-Запада на 2017 - 2023 годы;

2. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы города Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2017 - 2023 годы (по городу Санкт-Петербург);

3. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы города Санкт-Петербург и Ленинградской области на 2017 - 2023 годы (по Ленинградской области);

4. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Центра на 2017 - 2023 годы;

5. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы города Москвы и Московской области на 2017 - 2023 годы;

6. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Средней Волги на 2017 - 2023 годы;

7. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Юга на 2017 - 2023 годы;

8. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Республики Крым и г. Севастополь на 2017 - 2023 годы;

9. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Урала на 2017 - 2023 годы;

10. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Тюменской области на 2017 - 2023 годы;

11. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ямало-Ненецкого автономного округа на 2017 - 2023 годы;

12. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа на 2017 - 2023 годы;

13. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Сибири на 2017 - 2023 годы;

14. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Восточной Сибири на 2017 - 2023 годы;

15. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Востока на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Северо-Запада
на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций Ленинградской
энергосистемы на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы
Санкт-Петербурга и Ленинградской области
на 2017 - 2023 годы (по городу Санкт-Петербург)

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Центра
на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы
Москвы и Московской области на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий
электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше
и электростанций ОЭС Средней Волги на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Юга
на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы
Республики Крым и города Севастополь на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Урала
на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы
Тюменской области на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы
Ханты-Мансийского автономного округа на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций Ямало-Ненецкого
автономного округа на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Сибири
на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций Восточной Сибири
на 2017 - 2023 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Востока
на 2017 - 2023 годы

Приложение N 1
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 гг.

ПРОГНОЗ
СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ ПО ОЭС ЕЭС РОССИИ
НА ПЕРИОД 2017 - 2023 ГОДОВ

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада, млрд. кВт·ч

Факт
Базовый вариант
Ср. год. прирост за 2017 - 2023 гг., %
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
ОЭС Северо-Запада
92,880
91,498
92,184
92,591
93,334
93,910
94,949
95,826
годовой темп прироста, %
2,86
-1,49
0,75
0,44
0,80
0,62
1,11
0,92
0,45
Энергосистема Архангельской области
7,310
7,259
7,268
7,277
7,330
7,381
7,451
7,514
годовой темп прироста, %
0,41
-0,70
0,12
0,12
0,73
0,70
0,95
0,85
0,39
Энергосистема Калининградской области
4,459
4,420
4,455
4,473
4,508
4,540
4,583
4,626
годовой темп прироста, %
1,97
-0,87
0,79
0,40
0,78
0,71
0,95
0,94
0,53
Энергосистема Республики Карелия
7,918
7,848
7,875
7,902
7,965
8,002
8,042
8,082
годовой темп прироста, %
2,60
-0,88
0,34
0,34
0,80
0,46
0,50
0,50
0,29
Энергосистема Мурманской области
12,344
12,210
12,249
12,282
12,326
12,334
12,354
12,374
годовой темп прироста, %
0,90
-1,09
0,32
0,27
0,36
0,06
0,16
0,16
0,03
Энергосистема Республики Коми
9,021
8,875
8,884
8,889
8,942
8,982
9,064
9,152
годовой темп прироста, %
2,00
-1,62
0,10
0,06
0,60
0,45
0,91
0,97
0,21
Энергосистема города Санкт-Петербург и Ленинградской области
45,083
44,274
44,775
45,037
45,481
45,858
46,598
47,186
годовой темп прироста, %
3,59
-1,79
1,13
0,59
0,99
0,83
1,61
1,26
0,65
Энергосистема Новгородской области
4,519
4,403
4,442
4,482
4,517
4,535
4,561
4,586
годовой темп прироста, %
7,93
-2,57
0,89
0,90
0,78
0,40
0,57
0,55
0,21
Энергосистема Псковской области
2,226
2,209
2,236
2,249
2,265
2,278
2,296
2,306
годовой темп прироста, %
4,02
-0,76
1,22
0,58
0,71
0,57
0,79
0,44
0,51

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Центра, млрд. кВт·ч

Факт
Базовый вариант
Ср. год. прирост за 2017 - 2023 гг., %
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
ОЭС Центра
237,276
234,660
236,333
238,742
241,184
243,580
245,828
248,537
годовой темп, %
2,38
-1,10
0,71
1,02
1,02
0,99
0,92
1,10
0,66
Энергосистема Белгородской области
15,215
15,307
15,487
15,661
15,868
16,007
16,169
16,336
годовой темп, %
2,18
0,60
1,18
1,12
1,32
0,88
1,01
1,03
1,02
Энергосистема Брянской области
4,420
4,379
4,390
4,399
4,426
4,461
4,491
4,522
годовой темп, %
-1,30
-0,93
0,25
0,21
0,61
0,79
0,67
0,69
0,33
Энергосистема Владимирской области
7,001
6,922
6,946
6,974
7,034
7,083
7,152
7,227
годовой темп, %
1,73
-1,13
0,35
0,40
0,86
0,70
0,97
1,05
0,45
Энергосистема Вологодской области
13,556
13,540
13,573
13,627
13,547
13,717
13,809
13,903
годовой темп, %
-0,40
-0,12
0,24
0,40
-0,59
1,25
0,67
0,68
0,36
Энергосистема Воронежской области
11,003
10,972
11,193
11,579
11,911
11,972
12,118
12,191
годовой темп, %
5,09
-0,28
2,01
3,45
2,87
0,51
1,22
0,60
1,48
Энергосистема Ивановской области
3,553
3,475
3,476
3,506
3,539
3,554
3,577
3,608
годовой темп, %
2,78
-2,20
0,03
0,86
0,94
0,42
0,65
0,87
0,22
Энергосистема Калужской области
6,593
6,444
6,525
6,596
6,699
6,797
6,882
6,979
годовой темп, %
4,67
-2,26
1,26
1,09
1,56
1,46
1,25
1,41
0,82
Энергосистема Костромской области
3,636
3,594
3,599
3,606
3,616
3,633
3,659
3,679
годовой темп, %
1,59
-1,16
0,14
0,19
0,28
0,47
0,72
0,55
0,17
Энергосистема Курской области
8,681
8,587
8,438
8,694
8,573
8,734
8,572
8,750
годовой темп, %
0,84
-1,08
-1,74
3,03
-1,39
1,88
-1,85
2,08
0,11
Энергосистема Липецкой области
12,392
12,295
12,392
12,451
12,544
12,639
12,756
12,881
годовой темп, %
1,12
-0,78
0,79
0,48
0,75
0,76
0,93
0,98
0,55
Энергосистема Орловской области
2,842
2,795
2,803
2,814
2,831
2,848
2,864
2,881
годовой темп, %
1,75
-1,65
0,29
0,39
0,60
0,60
0,56
0,59
0,19
Энергосистема Рязанской области
6,640
6,518
6,547
6,559
6,593
6,635
6,692
6,741
годовой темп, %
3,28
-1,84
0,44
0,18
0,52
0,64
0,86
0,73
0,22
Энергосистема Смоленской области
6,330
6,304
6,058
6,307
6,172
6,319
6,365
6,327
годовой темп, %
-0,19
-0,41
-3,90
4,11
-2,14
2,38
0,73
-0,60
-0,01
Энергосистема Тамбовской области
3,520
3,440
3,444
3,450
3,472
3,484
3,511
3,537
годовой темп, %
3,14
-2,27
0,12
0,17
0,64
0,35
0,77
0,74
0,07
Энергосистема Тверской области
8,312
8,350
8,437
8,066
8,355
8,376
8,310
8,474
годовой темп, %
-0,40
0,46
1,04
-4,40
3,58
0,25
-0,79
1,97
0,28
Энергосистема Тульской области
9,965
9,900
9,985
10,068
10,169
10,240
10,334
10,432
годовой темп, %
1,29
-0,65
0,86
0,83
1,00
0,70
0,92
0,95
0,66
Энергосистема Ярославской области
8,283
8,238
8,267
8,292
8,337
8,381
8,444
8,508
годовой темп, %
2,27
-0,54
0,35
0,30
0,54
0,53
0,75
0,76
0,38
Энергосистема города Москвы и Московской области
105,333
103,600
104,773
106,093
107,498
108,700
110,123
111,561
годовой темп, %
3,29
-1,65
1,13
1,26
1,32
1,12
1,31
1,31
0,82

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги, млрд. кВт·ч

Факт
Базовый вариант
Ср. год. прирост за 2017 - 2023 гг., %
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
ОЭС Средней Волги
106,270
104,700
105,201
105,569
106,350
106,936
107,745
108,482
годовой темп, %
1,93
-1,48
0,48
0,35
0,74
0,55
0,76
0,68
0,29
Энергосистема Нижегородской области
20,132
19,650
19,728
19,779
19,908
20,007
20,155
20,302
годовой темп, %
2,22
-2,39
0,40
0,26
0,65
0,50
0,74
0,73
0,12
Энергосистема Самарской области
23,183
22,861
22,955
23,035
23,230
23,336
23,491
23,641
годовой темп, %
-0,35
-1,39
0,41
0,35
0,85
0,46
0,66
0,64
0,28
Энергосистема Республики Марий-Эл
2,642
2,599
2,606
2,609
2,625
2,638
2,653
2,668
годовой темп, %
2,09
-1,63
0,27
0,12
0,61
0,50
0,57
0,57
0,14
Энергосистема Республики Мордовия
3,160
3,122
3,135
3,148
3,173
3,199
3,230
3,261
годовой темп, %
0,32
-1,20
0,42
0,41
0,79
0,82
0,97
0,96
0,45
Энергосистема Пензенской области
4,871
4,842
4,856
4,875
4,916
4,946
4,982
5,012
годовой темп, %
-1,10
-0,60
0,29
0,39
0,84
0,61
0,73
0,60
0,41
Энергосистема Саратовской области
12,909
12,689
12,781
12,791
12,917
13,013
13,139
13,258
годовой темп, %
1,54
-1,70
0,73
0,08
0,99
0,74
0,97
0,91
0,38
Энергосистема Ульяновской области
5,913
5,851
5,887
5,915
5,959
5,988
6,032
6,070
годовой темп, %
-0,07
-1,05
0,62
0,48
0,74
0,49
0,73
0,63
0,38
Энергосистема Чувашской Республики
5,028
4,986
5,001
5,011
5,044
5,074
5,114
5,153
годовой темп, %
0,98
-0,84
0,30
0,20
0,66
0,59
0,79
0,76
0,35
Энергосистема Республики Татарстан
28,432
28,100
28,252
28,406
28,578
28,735
28,949
29,117
годовой темп, %
5,21
-1,17
0,54
0,55
0,61
0,55
0,74
0,58
0,34

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Юга, млрд. кВт·ч

Факт
Базовый вариант
Ср. год. прирост за 2017 - 2023 гг., %
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
ОЭС Юга <1>
90,703
96,813
98,535
100,445
102,061
103,310
104,918
106,336
годовой темп, %
3,21
6,74
1,78
1,94
1,61
1,22
1,56
1,35
2,30
Энергосистема Астраханской области
4,396
4,336
4,341
4,347
4,383
4,418
4,474
4,518
годовой темп, %
0,27
-1,36
0,12
0,14
0,83
0,80
1,27
0,98
0,39
Энергосистема Волгоградской области
15,178
14,998
15,138
15,264
15,469
15,622
15,790
15,965
годовой темп, %
0,78
-1,19
0,93
0,83
1,34
0,99
1,08
1,11
0,72
Энергосистема Чеченской Республики
2,636
2,594
2,675
2,777
2,821
2,858
2,901
2,950
годовой темп, %
1,46
-1,59
3,12
3,81
1,58
1,31
1,50
1,69
1,62
Энергосистема Республики Дагестан
6,403
6,243
6,299
6,383
6,457
6,533
6,626
6,712
годовой темп, %
3,68
-2,50
0,90
1,33
1,16
1,18
1,42
1,30
0,68
Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики
1,679
1,656
1,673
1,700
1,724
1,739
1,761
1,783
годовой темп, %
2,94
-1,37
1,03
1,61
1,41
0,87
1,27
1,25
0,86
Энергосистема Республики Калмыкия
0,536
0,566
0,586
0,591
0,598
0,602
0,606
0,620
годовой темп, %
0,94
5,60
3,53
0,85
1,18
0,67
0,66
2,31
2,10
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
26,962
26,798
27,418
28,278
28,876
29,237
29,903
30,294
годовой темп, %
5,73
-0,61
2,31
3,14
2,11
1,25
2,28
1,31
1,68
Энергосистема Ростовской области
18,530
18,247
18,450
18,714
18,959
19,215
19,497
19,830
годовой темп, %
3,11
-1,53
1,11
1,43
1,31
1,35
1,47
1,71
0,97
Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания
2,129
2,149
2,186
2,214
2,233
2,251
2,265
2,286
годовой темп, %
0,80
0,94
1,72
1,28
0,86
0,81
0,62
0,93
1,02
Энергосистема Карачаево-Черкесской Республики
1,275
1,348
1,427
1,439
1,454
1,463
1,475
1,486
годовой темп, %
-0,55
5,73
5,86
0,84
1,04
0,62
0,82
0,75
2,21
Энергосистема Ставропольского края
10,264
10,139
10,291
10,445
10,583
10,703
10,817
10,957
годовой темп, %
3,09
-1,22
1,50
1,50
1,32
1,13
1,07
1,29
0,94
Энергосистема Республики Ингушетия
0,715
0,707
0,722
0,737
0,755
0,761
0,773
0,778
годовой темп, %
4,84
-1,12
2,12
2,08
2,44
0,79
1,58
0,65
1,21
Энергосистема Республики Крым и города Севастополь
7,154
7,032
7,329
7,556
7,749
7,908
8,030
8,157
годовой темп, %
6,02
-1,71
4,22
3,10
2,55
2,05
1,54
1,58
1,89

--------------------------------

<1> ОЭС Юга с учетом присоединения энергосистемы Республики Крым и города Севастополь с 2017 г.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала, млрд. кВт·ч

Факт
Базовый вариант
Ср. год. прирост за 2017 - 2023 гг., %
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
ОЭС Урала
259,383
258,760
259,976
261,818
264,127
266,544
269,580
212,110
годовой темп, %
0,42
-0,24
0,47
0,71
0,88
0,92
1,14
0,96
0,69
Энергосистема Республики Башкортостан
26,933
26,685
26,874
27,051
27,252
27,448
27,707
27,974
годовой темп, %
1,87
-0,92
0,71
0,66
0,74
0,72
0,94
0,96
0,54
Энергосистема Кировской области
7,312
7,267
7,292
7,325
7,393
7,415
7,450
7,487
годовой темп, %
-0,85
-0,62
0,34
0,45
0,93
0,30
0,47
0,50
0,34
Энергосистема Курганской области
4,448
4,372
4,379
4,387
4,400
4,412
4,431
4,443
годовой темп, %
1,32
-1,71
0,16
0,18
0,30
0,27
0,43
0,27
-0,02
Энергосистема Оренбургской области
15,685
15,534
15,659
15,854
16,092
16,239
16,427
16,572
годовой темп, %
0,35
-0,96
0,80
1,25
1,50
0,91
1,16
0,88
0,79
Энергосистема Пермского края
23,557
23,524
23,613
23,686
23,866
23,993
24,115
24,221
годовой темп, %
0,55
-0,14
0,38
0,31
0,76
0,53
0,51
0,44
0,40
Энергосистема Свердловской области
42,426
42,259
42,465
42,780
43,103
43,374
43,751
44,131
годовой темп, %
-1,20
-0,39
0,49
0,74
0,76
0,63
0,87
0,87
0,56
Энергосистема Удмуртской Республики
9,721
9,590
9,610
9,634
9,662
9,705
9,778
9,838
годовой темп, %
2,24
-1,35
0,21
0,25
0,29
0,45
0,75
0,61
0,17
Энергосистема Челябинской области
35,150
35,050
35,196
35,536
36,034
36,277
36,532
36,823
годовой темп, %
-1,53
-0,28
0,42
0,97
1,40
0,67
0,70
0,80
0,67
Энергосистема Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа Ханты-Мансийского автономного округа - Югра
94,151
94,479
94,888
95,565
96,325
97,681
99,389
100,681
годовой темп, %
1,36
0,35
0,43
0,71
0,80
1,41
1,75
1,30
0,96

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири, млрд. кВт·ч

Факт
Базовый вариант
Ср. год. прирост за 2017 - 2023 гг., %
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
ОЭС Сибири
207,167
206,755
210,091
215,771
222,980
224,376
225,873
226,595
годовой темп, %
1,79
-0,20
1,61
2,70
3,34
0,63
0,67
0,32
1,29
Энергосистема Алтайского края и Республики Алтай
10,836
10,720
10,732
10,743
10,784
10,780
10,791
10,795
годовой темп, %
1,45
-1,07
0,11
0,10
0,38
-0,04
0,10
0,04
-0,05
Энергосистема Республики Бурятия
5,395
5,396
5,409
5,452
5,485
5,522
5,565
5,600
годовой темп, %
0,58
0,02
0,24
0,79
0,61
0,67
0,78
0,63
0,53
Энергосистема Иркутской области
53,210
52,682
52,918
55,625
57,846
59,396
60,766
61,723
годовой темп, %
1,42
-0,99
0,45
5,12
3,99
2,68
2,31
1,57
2,14
Энергосистема Красноярского края
45,398
45,803
48,626
48,736
50,757
50,668
50,865
50,714
годовой темп, %
5,59
0,89
6,16
0,23
4,15
-0,18
0,39
-0,30
1,59
Энергосистема Республики Тыва
0,808
0,825
0,845
0,863
0,906
0,921
0,937
0,961
годовой темп, %
3,99
2,10
2,42
2,13
4,98
1,66
1,74
2,56
2,51
Энергосистема Новосибирской области
15,939
15,855
15,923
15,994
16,111
16,162
16,221
16,288
годовой темп, %
1,98
-0,53
0,43
0,45
0,73
0,32
0,37
0,41
0,31
Энергосистема Омской области
10,862
10,924
10,979
11,032
11,111
11,149
11,194
11,232
годовой темп, %
-0,17
0,57
0,50
0,48
0,72
0,34
0,40
0,34
0,48
Энергосистема Томской области
8,627
8,514
8,562
8,575
8,607
8,598
8,593
8,587
годовой темп, %
0,88
-1,31
0,56
0,15
0,37
-0,10
-0,06
-0,07
-0,07
Энергосистема Забайкальского края
7,863
7,853
7,867
7,887
7,920
7,948
7,984
8,016
годовой темп, %
1,42
-0,13
0,18
0,25
0,42
0,35
0,45
0,40
0,28
Энергосистема Республики Хакасия
16,781
16,745
16,111
19,514
22,127
22,063
21,985
21,908
годовой темп, %
0,82
-0,21
0,19
16,31
13,39
-0,29
-0,35
-0,35
3,88
Энергосистема Кемеровской области
31,447
31,438
31,453
31,350
31,326
31,169
30,972
30,771
годовой темп, %
-1,05
-0,03
0,05
-0,33
-0,08
-0,50
-0,63
-0,65
-0,31

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Востока, млрд. кВт·ч

Факт
Базовый вариант
Ср. год. прирост за 2017 - 2023 гг., %
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
ОЭС Востока <1>
33,177
34,567
38,762
39,503
40,161
41,011
41,574
43,098
годовой темп прироста, %
2,96
4,19
12,14
1,91
1,67
2,12
1,37
3,67
3,81
Энергосистема Амурской области
8,370
8,240
8,364
8,490
8,579
8,667
8,771
8,887
годовой темп, %
3,73
-1,55
1,50
1,51
1,05
1,03
1,20
1,32
0,86
Энергосистема Приморского края
13,109
13,050
13,382
13,560
13,672
13,763
13,964
14,590
годовой темп, %
2,59
-0,45
2,54
1,33
0,83
0,67
1,46
4,48
1,54
Энергосистема Хабаровского края и Еврейского автономного округа
9,785
9,753
9,882
10,018
10,165
10,258
10,320
10,416
годовой темп, %
1,37
-0,33
1,32
1,38
1,47
0,91
0,60
0,93
0,90
Южный, Центральный и Западный энергорайоны Республики Саха (Якутия)
1,913
3,524
7,134
7,435
7,745
8,323
8,519
9,205
годовой темп прироста, %
11,09
84,21
102,44
4,22
4,17
7,46
2,35
8,05
25,16

--------------------------------

<1> С учетом присоединения Западного энергорайона с середины 2017 г. и Центрального энергорайона с 2018 г. Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока.

Приложение N 2
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ОБЪЕМЫ
ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ
И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ
НА 2017 - 2023 ГОДЫ

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)
Генерирующая компания
Вид топлива
Тип демонтажа
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
2017 - 2023 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Калининградской области
МГТЭС Правобережная
АО "Мобильные ГТЭС"
1 ГТ КЭС
моторное топливо
окончательный
22,5
22,5
Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
Ленинградская АЭС
АО "Концерн "Росэнергоатом"
1 РБМК-1000
Ядерное топливо
окончательный
1000,0
1000,0
2 РБМК-1000
Ядерное топливо
окончательный
1000,0
1000,0
Всего по станции
1000,0
1000,0
2000,0
Центральная ТЭЦ
ПАО "ТГК-1"
5 Т-23-90
Газ природный
окончательный
23,0
23,0
7 Т-30-90
Газ природный
окончательный
30,0
30,0
11 Р-2-29
Газ природный
окончательный
2,0
2,0
Всего по станции
55,0
55,0
Всеволожская ГТ-ТЭЦ
АО "ГТ Энерго"
1 ГТ-009
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
2 ГТ-009
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
Всего по станции
18,0
18,0
Автовская ТЭЦ
ПАО "ТГК-1"
1 Т-22-90
Газ природный
окончательный
22,0
22,0
4 Т-20-90
Газ природный
окончательный
20,0
20,0
Всего по станции
42,0
42,0
Энергосистема Мурманской области
Апатитская ТЭЦ
ПАО "ТГК-1"
3 ПР-28-90/10/2,0
Уголь
28,0
28,0
ОЭС Северо-Запада, всего
Демонтаж всего
147,5
1000,0
1018,0
2165,5
АЭС
1000,0
1000,0
2000,0
ТЭС
147,5
18,0
165,5
ОЭС Центра
Энергосистема Брянской области
Клинцовская ТЭЦ
ПАО "ККС-Групп"
3 Р-6-35/5-М1
Газ природный
окончательный
6,0
6,0
4 Р-6-35/5Б
Газ природный
окончательный
6,0
6,0
Всего по станции
12,0
12,0
Энергосистема Воронежской области
Воронежская ТЭЦ-1
ПАО "Квадра"
4 ПТ-30-90
Газ природный
окончательный
30,0
30,0
5 ПТ-30-90
Газ природный
окончательный
30,0
30,0
6 ПТ-30-90
Газ природный
окончательный
30,0
30,0
7 Р-14-90
Уголь Донецкий
окончательный
14,0
14,0
8 Р-14-90
Газ природный
окончательный
14,0
14,0
9 ПР-20-90
Газ природный
окончательный
20,0
20,0
Всего по станции
30,0
108,0
138,0
Энергосистема Костромской области
Шарьинская ТЭЦ
ОАО "Шарьинская ТЭЦ"
1 ПР-6-35(5)1,2
Мазут
окончательный
3,0
3,0
2 ПР-6-35(15)5
Мазут
окончательный
6,0
6,0
3 Р-12-35
Мазут
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
21,0
21,0
Энергосистема Курской области
Курская АЭС
АО "Концерн "Росэнергоатом"
1 РБМК-1000
Ядерное топливо
окончательный
1000,0
1000,0
Курская ТЭЦ-4
ПАО "Квадра"
1 Р-6-35/10
Газ природный
окончательный
4,8
4,8
Энергосистема Липецкой области
Данковская ТЭЦ
ПАО "Квадра"
1 АТ-6-35/1,2
Газ природный
окончательный
6,0
6,0
2 Р-4-35/6
Газ природный
окончательный
4,0
4,0
Всего по станции
10,0
10,0
Энергосистема г. Москвы и Московской области
ТЭЦ-16 Мосэнерго
ПАО "Мосэнерго"
1 Т-30-90
Газ природный
окончательный
30,0
30,0
2 Т-25-90
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
Всего по станции
55,0
55,0
ТЭЦ-20 Мосэнерго
ПАО "Мосэнерго"
2 Т-30-90
Газ природный
окончательный
30,0
30,0
4 ПТ-35-90
Газ природный
окончательный
35,0
35,0
Всего по станции
65,0
65,0
Каширская ГРЭС
АО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
1 К-300-240
Уголь Кузнецкий
окончательный
300,0
300,0
2 К-300-240
Уголь Кузнецкий
окончательный
300,0
300,0
4 К-300-240
Газ природный
замена
300,0
300,0
5 К-300-240
Газ природный
замена
300,0
300,0
6 К-300-240
Газ природный
замена
300,0
300,0
7 ПТ-80-130
Газ природный
окончательный
80,0
80,0
Всего по станции
600,0
980,0
1580,0
Щелковская ГТ-ТЭЦ
АО "ГТ Энерго"
1 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
2 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
Всего по станции
18,0
18,0
ТЭЦ-6
ООО "Орехово-Зуевская теплосеть"
1 П-6-35/5М
Газ природный
окончательный
6,0
6,0
2 П-6-35/5М
Газ природный
окончательный
6,0
6,0
3 П-6-35/5М
Газ природный
окончательный
6,0
6,0
Всего по станции
18,0
18,0
ОАО "ТЭЦ-ЗИЛ"
ОАО "ТЭЦ-ЗИЛ"
1 ДКО-195(АП-25-1)
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
3 Т-100-120-130-3
Газ природный
окончательный
100,0
100,0
Всего по станции
125,0
125,0
ТЭЦ ВТИ
ОАО "ВТИ"
4 ПТ-12-90
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
Энергосистема Орловской области
Орловская ГТ-ТЭЦ
АО "ГТ Энерго"
1 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
2 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
Всего по станции
18,0
18,0
Ливенская ТЭЦ
ПАО "Квадра"
2 АТ-6-35
Газ природный
окончательный
6,0
6,0
Энергосистема Рязанской области
Сасовская ГТ-ТЭЦ
АО "ГТ Энерго"
1 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
2 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
Всего по станции
18,0
18,0
Энергосистема Тамбовской области
Тамбовская ГТ-ТЭЦ
АО "ГТ Энерго"
1 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
2 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
Всего по станции
18,0
18,0
Тамбовская ТЭЦ
ПАО "Квадра"
6 ПТ-25-90/10М
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
Энергосистема Тульской области
Новомосковская ГРЭС
ПАО "Квадра"
1 Т-90-90
Газ природный
окончательный
90,0
90,0
Алексинская ТЭЦ
ПАО "Квадра"
3 Т-50-90
Газ природный
окончательный
50,0
50,0
Ефремовская ТЭЦ
ПАО "Квадра"
4 ПР-25-90/10/0,9
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
Энергосистема Ярославской области
Ярославская ТЭЦ-1
ОАО "ТГК-2"
3 ПТ-25-90/10
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
4 ПТ-25-90/10М
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
Всего по станции
50,0
50,0
ОЭС Центра, всего
Демонтаж всего
523,8
600,0
1235,0
1000,0
3358,8
АЭС
1000,0
1000,0
ТЭС
523,8
600,0
1235,0
2358,8
ОЭС Средней Волги
Энергосистема Самарской области
Самарская ГРЭС
ПАО "Т Плюс"
1 ПТ-12-2,9/0,6
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
3 Р-12-29
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
4 Р-12-29
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
36,0
36,0
Безымянская ТЭЦ
ПАО "Т Плюс"
3 Т-25-29
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
5 Т-46-90
Газ природный
окончательный
46,0
46,0
6 ПТ-25-90
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
8 ПР-...-90
Газ природный
окончательный
23,7
23,7
Всего по станции
119,7
119,7
Энергосистема Саратовской области
Саратовская ГРЭС
ПАО "Т Плюс"
2 ПТР-11-35/10
Газ природный
окончательный
11,0
11,0
3 Р-12-3,4/0,1
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
23,0
23,0
Саратовская ТЭЦ-1
ПАО "Т Плюс"
1 ПР-9-32/10/1,2
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
2 ПР-9-32/10/1,2
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
Всего по станции
18,0
18,0
Энергосистема Республики Татарстан
Казанская ТЭЦ-2
АО "Татэнерго"
6 Р-25-90/1,2
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
Уруссинская ГРЭС
ЗАО "ТГК Уруссинская ГРЭС"
4 ПТ-25-90-ЗПР2
Газ природный
окончательный
30,0
30,0
5 К-25-90-1ПР2
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
7 К-50-90-2
Газ природный
окончательный
53,0
53,0
8 К-50-90-2
Газ природный
окончательный
53,0
53,0
Всего по станции
161,0
161,0
ОЭС Средней Волги, всего
Демонтаж всего
41,0
36,0
305,7
382,7
ТЭС
41,0
36,0
305,7
382,7
ОЭС Юга
Энергосистема Волгоградской области
Волгоградская ГРЭС
ООО "Волгоградская ГРЭС"
1 Т-20-28/1,2
Газ природный
окончательный
20,0
20,0
3 Р-12-90/31М
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
32,0
32,0
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
Краснодарская ТЭЦ
ООО "ЛУКОЙЛ - Кубаньэнерго"
1 ПТ-25-90
Газ природный
замена
25,0
25,0
4 ПТ-50-90
Газ природный
замена
50,0
50,0
Всего по станции
50,0
25,0
75,0
Афипская ТЭЦ
ООО "Краснодартеплосеть"
1 генерирующий агрегат
Газ природный
4,0
4,0
Мобильные ГТЭС ПС "Кирилловская"
АО "Мобильные ГТЭС"
1 FN8-3 MOBILEPAC
Дизельное топливо
окончательный
22,5
22,5
2 FN8-3 MOBILEPAC
Дизельное топливо
окончательный
22,5
22,5
Всего по станции
45,0
45,0
ОЭС Юга, всего
Демонтаж всего
81,0
50,0
25,0
156,0
ТЭС
81,0
50,0
25,0
156,0
ОЭС Урала
Энергосистема Кировской области
Кировская ТЭЦ-1
ПАО "Т Плюс"
2 Р-5-32/10
Газ природный
окончательный
5,0
5,0
Кировская ТЭЦ-3
ПАО "Т Плюс"
3 ПТ-22-90/10
Газ природный
окончательный
22,0
22,0
Энергосистема Курганской области
ТЭЦ АО "ШААЗ"
АО "ШААЗ"
1 Р-1,3-1,2/0,22
Газ природный
окончательный
1,3
1,3
Энергосистема Пермского края
Пермская ТЭЦ-6
ПАО "Т Плюс"
2 Р-25-29
Газ природный
замена
24,5
24,5
Березниковская ТЭЦ-2
ПАО "Т Плюс"
6 Р-6-90
Газ природный
окончательный
6,0
6,0
7 ПТ-50-90
Газ природный
окончательный
50,0
50,0
Всего по станции
56,0
56,0
Березниковская ТЭЦ-4
ПАО "Т Плюс"
1 Р-5,8-56/17
Мазут
окончательный
5,8
5,8
3 Р-3,9-56/17
Мазут
окончательный
3,9
3,9
7 Р-2,1-56/17
Мазут
окончательный
2,1
2,1
Всего по станции
11,8
11,8
Березниковская ТЭЦ-10
ПАО "Т Плюс"
2 ПР-12-3,4/1,0/0,1
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
5 Р-9-35/8
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
Всего по станции
21,0
21,0
Энергосистема Свердловской области
Серовская ГРЭС
ПАО "ОГК-2"
5 Т-88-90
Уголь Экибастузский
окончательный
88,0
88,0
6 К-100-90
Газ природный
окончательный
100,0
100,0
7 К-100-90
Газ природный
окончательный
100,0
100,0
8 К-100-90
Уголь Экибастузский
окончательный
100,0
100,0
Всего по станции
388,0
388,0
Богословская ТЭЦ
ПАО "Т Плюс"
1 Р-20-29/7
Газ природный
окончательный
20,0
20,0
2 Р-20-29/7
Газ природный
окончательный
20,0
20,0
3 Р-10-29/7
Газ природный
окончательный
10,0
10,0
6 Т-33-31,5
Газ природный
окончательный
33,0
33,0
7 Р-41-31,5/1,7
Газ природный
окончательный
41,0
41,0
8 Р-6-31,5/7
Газ природный
окончательный
6,0
6,0
Всего по станции
130,0
130,0
Красногорская ТЭЦ
ПАО "Т Плюс"
1 Р-14-29/1,2
Газ природный
окончательный
14,0
14,0
2 Р-17-29/8
Газ природный
окончательный
17,0
17,0
4 Р-14-29/1,2
Газ природный
окончательный
14,0
14,0
6 Т-25-29/1,2
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
9 Р-17-29/8
Газ природный
окончательный
17,0
17,0
10 Р-20-29/8
Газ природный
окончательный
20,0
20,0
Всего по станции
107,0
107,0
Свердловская ТЭЦ
ПАО "Т Плюс"
5 ПР-12-35-11/1,2
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
Екатеринбургская ГТ-ТЭЦ
АО "ГТ Энерго"
1 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
2 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
Всего по станции
18,0
18,0
Режевская ГТ-ТЭЦ
АО "ГТ Энерго"
1 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
2 ГТЭ-009М
Газ природный
окончательный
9,0
9,0
Всего по станции
18,0
18,0
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
"ПЭС "Уренгой"
ПАО "Передвижная энергетика"
1 ДЦ59Л
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
2 ДЦ59Л
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
3 ДЦ59Л
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
4 ДЦ59Л
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
5 ДЦ59Л
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
6 ДЦ59Л
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
72,0
72,0
ПЭС Надым 05
ООО "Северная ПЛЭС"
1 ГТГ-2БЗ
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
2 ГТГ-2БЗ
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
24,0
24,0
Энергосистема Челябинской области
Троицкая ГРЭС
ПАО "ОГК-2"
1 Т-85-90
Уголь Экибастузский
окончательный
85,0
85,0
2 Т-85-90
Уголь Экибастузский
окончательный
85,0
85,0
3 Т-85-90
Уголь Экибастузский
окончательный
85,0
85,0
Всего по станции
255,0
255,0
Челябинская ТЭЦ-1
ОАО "Фортум"
7 Р-25-29
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
8 Р-25-29
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
Всего по станции
50,0
50,0
ОЭС Урала, всего
Демонтаж всего
391,1
643,0
181,5
1215,6
ТЭС
391,1
643,0
181,5
1215,6
ОЭС Сибири
Энергосистема Забайкальского края
Приаргунская ТЭЦ
ПАО "ТГК-14"
1 ПТ-12-35/10М
Мазут
окончательный
12,0
12,0
2 ПТ-12-35/10
Мазут
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
24,0
24,0
Энергосистема Иркутской области
Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 (ТЭЦ-1)
ПАО "Иркутскэнерго"
1 ПТ-21-90
Уголь Иркутский
окончательный
21,0
21,0
5 П-19-90
Уголь Иркутский
окончательный
19,0
19,0
7 Р-...-90
Уголь Иркутский
окончательный
24,0
24,0
10 ПТ-25-90
Уголь Иркутский
окончательный
25,0
25,0
11 Т-22-90
Уголь Иркутский
окончательный
22,0
22,0
12 Т-25-90
Уголь Иркутский
замена
25,0
25,0
Всего по станции
112,0
24,0
136,0
Энергосистема Красноярского края
Канская ТЭЦ
АО "Канская ТЭЦ"
1 П-6-35/5М
Уголь
окончательный
6,0
6,0
2 Р-12-3,4/0,5-0,1
Уголь
окончательный
12,0
12,0
3 ПР-6-35/5/1,2
Уголь
окончательный
6,0
6,0
Всего по станции
24,0
24,0
Энергосистема Новосибирской области
Барабинская ТЭЦ
АО "СИБЭКО"
5 К-25-90-2
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
Новосибирская ТЭЦ-2
АО "СИБЭКО"
3 Т-20-90
Газ природный
окончательный
20,0
20,0
4 Т-20-90
Газ природный
окончательный
20,0
20,0
Всего по станции
40,0
40,0
Новосибирская ТЭЦ-3
АО "СИБЭКО"
1 Т-16,5-29
Мазут
окончательный
16,5
16,5
Новосибирская ТЭЦ-4
АО "СИБЭКО"
3 ПТ-22-90/13
Газ природный
окончательный
22,0
22,0
Энергосистема Республики Тыва
Мобильные ГТЭС ПС "Кызылская"
АО "Мобильные ГТЭС"
1 FN8-3 MOBILEPAC
Керосин
окончательный
22,5
22,5
ОЭС Сибири, всего
Демонтаж всего
238,0
72,0
310,0
ТЭС
238,0
72,0
310,0
ОЭС Востока
Энергосистема Амурской области
Райчихинская ГРЭС
АО "ДГК"
4 К-12-29
Уголь Райчихинский
окончательный
12,0
12,0
5 Р-7-29
Уголь Райчихинский
окончательный
7,0
7,0
Всего по станции
19,0
19,0
Энергосистема Приморского края
Партизанская ГРЭС
АО "ДГК"
3 К-...-90
Уголь Нерюнгринский
окончательный
41,0
41,0
Энергосистема Хабаровского края
Майская ГРЭС
АО "ДГК"
1 К-12-35
Уголь Ургальский
окончательный
12,0
12,0
3 К-6-35
Уголь Ургальский
окончательный
6,0
6,0
4 К-12-35
Уголь Ургальский
окончательный
12,0
12,0
6 ГТ-12
Дизельное топливо
окончательный
12,0
12,0
7 ГТ-12
Дизельное топливо
окончательный
12,0
12,0
8 ГТ-12
Дизельное топливо
окончательный
12,0
12,0
9 ГТ-12
Дизельное топливо
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
30,0
48,0
78,0
ОЭС Востока, всего
Демонтаж всего
41,0
30,0
67,0
138,0
ТЭС
41,0
30,0
67,0
138,0
ЕЭС России - всего
Демонтаж всего
1422,4
1770,0
630,0
2904,2
1000,0
7726,6
АЭС
1000,0
1000,0
1000,0
3000,0
ТЭС
1422,4
770,0
630,0
1904,2
4726,6

Приложение N 3
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ИНФОРМАЦИЯ
О ПЛАНАХ СОБСТВЕННИКОВ ПО ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ (НЕ УЧИТЫВАЕМАЯ ПРИ РАСЧЕТЕ
РЕЖИМНО-БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ) ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ
НА 2017 - 2023 ГОДЫ

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)
Генерирующая компания
Вид топлива
Тип демонтажа
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
2017 - 2023 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Калининградской области
Зеленоградская ВЭС
ОАО "КГК"
1 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,6
0,6
2 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
3 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
4 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
5 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
6 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
7 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
8 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
9 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
10 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
11 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
12 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
13 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
14 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
15 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
16 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
17 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
18 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,2
0,2
19 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,3
0,3
20 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,4
0,4
21 ветровые агрегаты
нет топлива
окончательный
0,4
0,4
Всего по станции
5,1
5,1
Гусевская ТЭЦ
ОАО "КГК"
2 Р-9-29
Мазут
окончательный
8,5
8,5
Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
ТЭЦ ЗАО "ГСР ТЭЦ"
АО "ГСР ТЭЦ"
1 П-20-29
Газ природный
окончательный
20,0
20,0
Энергосистема Мурманской области
Мурманская ТЭЦ
ПАО "ТГК-1"
3 ПР-6-35
Мазут
окончательный
6,0
6,0
4 ПР-6-35
Мазут
окончательный
6,0
6,0
Всего по станции
12,0
12,0
ОЭС Северо-Запада, всего
Демонтаж всего
20,0
13,6
12,0
45,6
ТЭС
20,0
8,5
12,0
40,5
ВИЭ
5,1
5,1
ветровые
5,1
5,1
ОЭС Центра
Энергосистема Вологодской области
Красавинская ГТ-ТЭЦ
ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго"
1 ГТ ТЭЦ
Газ природный
окончательный
14,4
14,4
2 ГТ ТЭЦ
Газ природный
окончательный
14,4
14,4
3 ГТ ТЭЦ
Газ природный
окончательный
14,4
14,4
4 ПТ-21-90
Газ природный
окончательный
20,6
20,6
Всего по станции
63,8
63,8
Энергосистема Курской области
Курская ТЭЦ-1
ПАО "Квадра"
5 ПТ-50-90
Газ природный
окончательный
50,0
50,0
Энергосистема г. Москвы и Московской области
ГЭС-1 им. Смидовича
ПАО "Мосэнерго"
28 Р-10-35
Газ природный
окончательный
10,0
10,0
ТЭЦ-20 Мосэнерго
ПАО "Мосэнерго"
3 Т-30-90
Газ природный
окончательный
30,0
30,0
5 ПТ-65-90
Газ природный
окончательный
65,0
65,0
Всего по станции
95,0
95,0
Энергосистема Рязанской области
Ново-Рязанская ТЭЦ
ООО "Ново-Рязанская ТЭЦ"
2 ПТ-25-90
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
ОЭС Центра, всего
Демонтаж всего
50,0
120,0
63,8
10,0
243,8
ТЭС
50,0
120,0
63,8
10,0
243,8
ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Автозаводская ТЭЦ
ООО "Автозаводская ТЭЦ"
3 Р-25-90
Мазут
окончательный
25,0
25,0
4 Т-25-29
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
5 Т-25-90
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
6 Т-25-90
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
Всего по станции
75,0
25,0
100,0
Саровская ТЭЦ
АО "Саровская Генерирующая Компания"
51 ТЭЦ разные
Газ природный
окончательный
16,0
16,0
Энергосистема Пензенской области
Пензенская ТЭЦ-1
ПАО "Т Плюс"
3 ПТ-25-90
Газ природный
замена
25,0
25,0
6 ПТ-50-90
Газ природный
окончательный
50,0
50,0
Всего по станции
75,0
75,0
Энергосистема Самарской области
Новокуйбышевская ТЭЦ-1
ПАО "Т Плюс"
7 ПТ-25-90
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
Энергосистема Саратовской области
Саратовская ТЭЦ-2
ПАО "Т Плюс"
7 ПТ-60-130
Газ природный
окончательный
60,0
60,0
Энгельсская ТЭЦ-3
ПАО "Т Плюс"
4 Р-50-130
Газ природный
окончательный
50,0
50,0
Энергосистема Республики Татарстан
Заинская ГРЭС
АО "Татэнерго"
2 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
3 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
4 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
5 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
6 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
7 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
8 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
9 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
10 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
11 К-200-130
Газ природный
замена
200,0
200,0
12 К-205-130
Газ природный
замена
204,9
204,9
Всего по станции
2204,9
2204,9
Казанская ТЭЦ-2
АО "Татэнерго"
9 Т-50-130
Газ природный
окончательный
50,0
50,0
Казанская ТЭЦ-1
АО "Татэнерго"
1 ГТУ-20 (Т)
Газ природный
замена
20,0
20,0
2 ГТУ-20 (Т)
Газ природный
замена
20,0
20,0
5 ПТ-60-130
Газ природный
окончательный
40,0
40,0
6 ПТ-60-130
Газ природный
окончательный
41,0
41,0
7 Р-10-130
Газ природный
окончательный
10,0
10,0
Всего по станции
131,0
131,0
ОЭС Средней Волги, всего
Демонтаж всего
75,0
185,0
41,0
2385,9
25,0
2711,9
ТЭС
75,0
185,0
41,0
2385,9
25,0
2711,9
ОЭС Юга
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
Белореченская ГЭС
ООО "ЛУКОЙЛ - Экоэнерго"
2 гидроагрегат
нет топлива
окончательный
16,0
16,0
ОЭС Юга, всего
Демонтаж всего
16,0
16,0
ГЭС
16,0
16,0
ОЭС Урала
Энергосистема Оренбургской области
Каргалинская ТЭЦ
ПАО "Т Плюс"
1 ПТ-60-130
Газ природный
окончательный
60,0
60,0
6 Р-50-130
Газ природный
окончательный
50,0
50,0
Всего по станции
50,0
60,0
110,0
Сакмарская ТЭЦ
ПАО "Т Плюс"
3 Т-50-130
Газ природный
окончательный
50,0
50,0
Энергосистема Пермского края
Пермская ТЭЦ-9
ПАО "Т Плюс"
3 Р-25-90
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
6 ПТ-65-130
Газ природный
замена
65,0
65,0
Всего по станции
90,0
90,0
Пермская ТЭЦ-6
ПАО "Т Плюс"
3 Р-5-35
Газ природный
окончательный
5,2
5,2
4 Р-4-35
Газ природный
замена
4,0
4,0
5 Р-...-90
Газ природный
замена
23,0
23,0
Всего по станции
32,2
32,2
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
Ямбургская ГТЭС (ГТЭС-72)
ОАО "Газпром"
5 ГТ-12
Газ попутный
замена
12,0
12,0
6 ГТ-12
Газ попутный
замена
12,0
12,0
Всего по станции
24,0
24,0
ГТЭС ООО "Лукойл-Западная Сибирь"
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
1 ТЭЦ Газопоршневые
Газ природный
окончательный
6,3
6,3
Энергосистема Республики Удмуртия
Ижевская ТЭЦ-1
ПАО "Т Плюс"
1 ПТ-12-35
Газ природный
замена
12,0
12,0
4 ПТ-12-35
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
7 ПТ-12-35
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
36,0
36,0
ОЭС Урала, всего
Демонтаж всего
86,0
6,3
256,2
348,5
ТЭС
86,0
6,3
256,2
348,5
ОЭС Сибири
Энергосистема Иркутской области
Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 (ТЭЦ-1)
ПАО "Иркутскэнерго"
9 ПТ-30-90
Уголь Иркутский
замена
30,0
30,0
Энергосистема Кемеровской области
Кемеровская ГРЭС
ООО "СГК"
9 Р-35-130
Уголь Кузнецкий
окончательный
35,0
35,0
Ново-Кемеровская ТЭЦ
ООО "СГК"
9 Р-50-130
Уголь Кузнецкий
окончательный
50,0
50,0
13 Р-50-130
Уголь Кузнецкий
окончательный
50,0
50,0
Всего по станции
100,0
100,0
Энергосистема Томской области
ТЭЦ "СХК"
АО "Сибирский Химический Комбинат"
12 ТЭЦ разные
Уголь Кузнецкий
окончательный
100,0
100,0
ОЭС Сибири, всего
Демонтаж всего
130,0
135,0
265,0
ТЭС
130,0
135,0
265,0
ОЭС Востока
Энергосистема Приморского края
Артемовская ТЭЦ
АО "ДГК"
7 К-100-90
Уголь Приморский
окончательный
100,0
100,0
8 К-100-90
Уголь Ургальский
замена
100,0
100,0
Всего по станции
200,0
200,0
Владивостокская ТЭЦ-2
АО "ДГК"
1 Т-80-130
Газ природный
окончательный
80,0
80,0
2 Т-...-130
Газ природный
окончательный
98,0
98,0
3 Т-105-130
Газ природный
окончательный
105,0
105,0
Всего по станции
185,0
98,0
283,0
Энергосистема Хабаровского края
Хабаровская ТЭЦ-1
АО "ДГК"
1 ПР-25-90
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
2 ПТ-30-90
Газ природный
окончательный
30,0
30,0
3 ПР-25-90
Газ природный
окончательный
25,0
25,0
6 ПТ-50-90
Газ природный
окончательный
50,0
50,0
7 Т-100-130
Уголь Ургальский
окончательный
100,0
100,0
8 Т-100-130
Уголь Ургальский
окончательный
100,0
100,0
9 Т-105-130
Уголь Гусино-Озерский
окончательный
105,0
105,0
Всего по станции
130,0
305,0
435,0
Южно-Якутский энергорайон
Чульманская ТЭЦ
АО "ДГК"
3 ПТ-12-35
Уголь Нерюнгринский
окончательный
12,0
12,0
5 К-12-35
Уголь Нерюнгринский
окончательный
12,0
12,0
6 ПТ-12-35
Уголь Нерюнгринский
окончательный
12,0
12,0
7 ПТ-12-35
Уголь Нерюнгринский
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
48,0
48,0
Якутский центральный энергорайон
Якутская ГРЭС-1
ПАО "Якутскэнерго"
1 ГТ-45
Газ природный
окончательный
45,0
45,0
3 ГТ-45
Газ природный
окончательный
45,0
45,0
5 ГТ-35
Газ природный
окончательный
35,0
35,0
9 ГТ-12
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
10 ГТ-12
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
11 ГТ-12
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
12 ГТ-12
Газ природный
окончательный
12,0
12,0
Всего по станции
35,0
45,0
48,0
45,0
173,0
ОЭС Востока, всего
Демонтаж всего
35,0
45,0
178,0
690,0
93,0
98,0
1139,0
ТЭС
35,0
45,0
178,0
690,0
93,0
98,0
1139,0
ЕЭС России - всего
Демонтаж всего
70,0
209,6
252,3
725,2
3139,7
93,0
280,0
4769,8
ТЭС
70,0
204,5
236,3
725,2
3139,7
93,0
280,0
4748,7
ГЭС
16,0
16,0
ВИЭ
5,1
5,1
ветровые
5,1
5,1

Приложение N 4
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
ВВОДОВ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ
ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2017 - 2023 ГОДЫ

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)
Генерирующая компания
Вид топлива
Тип ввода
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
2017 - 2023 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Калининградской области
Объекты генерации на территории Калининградской области
ООО "Калининградская генерация"
768,0
195,0
963,0
Энергосистема Республики Карелия
МГЭС "Белопорожская ГЭС-1"
ООО "НГБП"
51 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
24,9
24,9
МГЭС "Белопорожская ГЭС-2"
ООО "НГБП"
51 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
24,9
24,9
Энергосистема Республики Коми
Энергоцентр "Ярега" ГТУ-ТЭЦ
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
1 ГТУ-25 (Т)
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
2 ГТУ-25 (Т)
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
3 ГТУ-25 (Т)
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
Всего по станции
75,0
75,0
Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
Ленинградская АЭС-2 (новые энергоблоки Ленинградской АЭС)
АО "Концерн Росэнергоатом"
1 ВВЭР-1200 (5 энергоблок ЛАЭС)
Ядерное топливо
новое строительство
1198,8
1198,8
2 ВВЭР-1200 (6 энергоблок ЛАЭС)
Ядерное топливо
новое строительство
1198,8
1198,8
3 ВВЭР-1200 (7 энергоблок ЛАЭС)
Ядерное топливо
новое строительство
1198,8
1198,8
Всего по станции
1198,8
1198,8
1198,8
3596,4
ОЭС Северо-Запада, всего
Вводы мощности - всего
1273,8
768,0
244,8
1198,8
1198,8
4684,2
АЭС
1198,8
1198,8
1198,8
3596,4
ГЭС
49,8
49,8
ТЭС
75,0
768,0
195,0
1038,0
ОЭС Центра
Энергосистема Белгородской области
СЭС "Рудник"
ООО "КомплексИндустрия"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Энергосистема Воронежской области
Воронежская ТЭЦ-1
ПАО "Квадра"
10 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
223,0
223,0
Нововоронежская АЭС-2 (новый энергоблок НВАЭС)
АО "Концерн Росэнергоатом"
2 ВВЭР-1200 (7 энергоблок НВАЭС)
Ядерное топливо
новое строительство
1195,4
1195,4
Энергосистема Курской области
Курская АЭС-2
АО "Концерн Росэнергоатом"
1 ВВЭР-ТОИ
Ядерное топливо
новое строительство
1250,0
1250,0
2 ВВЭР-ТОИ
Ядерное топливо
новое строительство
1250,0
1250,0
Всего по станции
1250,0
1250,0
2500,0
Энергосистема Липецкой области
ГТРС ПАО "НЛМК"
ПАО "НЛМК"
1 ГУБТ-20
Газ искусственный
новое строительство
20,0
20,0
Энергосистема г. Москвы и Московской области
Загорская ГАЭС-2
АО "Загорская ГАЭС-2"
1 ГАЭС
нет топлива
новое строительство
210,0
210,0
2 ГАЭС
нет топлива
новое строительство
210,0
210,0
3 ГАЭС
нет топлива
новое строительство
210,0
210,0
4 ГАЭС
нет топлива
новое строительство
210,0
210,0
Всего по станции
840,0
840,0
Энергосистема Рязанской области
Ново-Рязанская ТЭЦ
ООО "Новорязанская ТЭЦ"
4 Р-30-90
Газ природный
замена
30,0
30,0
Энергосистема Тульской области
Алексинская ТЭЦ
ПАО "Квадра"
5 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
115,0
115,0
Энергосистема Ярославской области
Хуадянь-Тенинская ТЭЦ
ООО "Хуадянь-Тенинская ТЭЦ"
1 ПГУ-450(Т)
Газ природный
новое строительство
450,0
450,0
ОЭС Центра, всего
Вводы мощности - всего
600,0
1448,4
840,0
1250,0
1250,0
5388,4
АЭС
1195,4
1250,0
1250,0
3695,4
ГАЭС
840,0
840,0
ТЭС
585,0
253,0
838,0
ВИЭ - всего
15,0
15,0
солнечные
15,0
15,0
ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Саровская ТЭЦ
АО "Саровская Генерирующая Компания"
8 ПТ-25-90
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
9 ПТ-25-90
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
Всего по станции
50,0
50,0
Энергосистема Самарской области
Самарская СЭС-2
ООО "Солар Системс"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
25,0
25,0
52 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
25,0
25,0
53 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
25,0
25,0
Всего по станции
50,0
25,0
75,0
Энергосистема Саратовской области
АСТ-Саратовская СЭС-4
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
АСТ-Саратовская СЭС-6
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
АСТ-Саратовская СЭС-8
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
Первомайская СЭС
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
5,0
5,0
Энергосистема Республики Татарстан
Казанская ТЭЦ-3
ОАО "ТГК-16"
7 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
388,6
388,6
Казанская ТЭЦ-1
АО "Татэнерго"
8 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
115,0
115,0
9 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
115,0
115,0
Всего по станции
230,0
230,0
Мини-ТЭЦ Кастамону
ООО "Кастамону Интегрейтед Вуд Индастри"
1 LM 2500+G4DLE
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
Энергосистема Ульяновской области
ВЭС "Ишеевка"
ООО "КомплексИндустрия"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
ВЭС "Карсун"
ООО "КомплексИндустрия"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
ВЭС "Новая Майна"
ООО "КомплексИндустрия"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Ульяновская ВЭС
ОАО "Фортум"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
35,0
35,0
ОЭС Средней Волги, всего
Вводы мощности - всего
573,6
270,0
50,0
893,6
ТЭС
413,6
230,0
50,0
693,6
ВИЭ - всего
160,0
40,0
200,0
солнечные
80,0
40,0
120,0
ветровые
80,0
80,0
ОЭС Юга
Энергосистема Астраханской области
СЭС "Володаровка" (МРЦ Энергохолдинг)
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Промстройматериалы"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Енотаевка"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Заводская"
ООО "КомплексИндустрия"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
ВЭС "Фунтово"
ООО "КомплексИндустрия"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
ВЭС "Аксарайская"
ООО "КомплексИндустрия"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Нива"
ООО "КомплексИндустрия"
1 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Казинка"
ООО "КомплексИндустрия"
1 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Доброе"
ООО "КомплексИндустрия"
1 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Михайловская"
ООО "КомплексИндустрия"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Суровикино"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Урюпинское"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Бубновская"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Ерзовка"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Александровская"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Элиста Восточная"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Энергосистема Волгоградской области
Волгоградская СЭС
ООО "Солар Системс"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
25,0
25,0
Энергосистема Республики Дагестан
СЭС "Хунзах-1"
ООО "МЭК-Инжиринг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
5,0
5,0
Энергосистема Республики Кабардино-Балкария
Верхнебалкарская МГЭС
ООО "Верхнебалкарская МГЭС"
1 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
3,3
3,3
2 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
3,3
3,3
3 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
3,4
3,4
Всего по станции
10,0
10,0
Сенгилеевская ГЭС
ПАО "РусГидро"
4 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
Энергосистема Республики Калмыкия
Приютненская ВЭС
ООО "АЛТЭН"
53 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
51,0
51,0
СЭС "Элиста Западная"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС "Элиста Северная"
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Калмыцкая СЭС-1
ООО "Солар Системс"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
25,0
25,0
Энергосистема Республики Карачаево-Черкесия
МГЭС Усть-Джегутинская
ООО "МГЭС Ставрополья и КЧР"
51 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
5,6
5,6
МГЭС Б. Зеленчук
ООО "МГЭС Ставрополья и КЧР"
1 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
0,6
0,6
2 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
0,6
0,6
Всего по станции
1,2
1,2
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
Шовгеновская ВЭС
АО "ВетроОГК"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
32,0
32,0
52 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
70,0
70,0
53 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
48,0
48,0
Всего по станции
150,0
150,0
Пилотная ВЭС
АО "ВетроОГК"
1 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
2 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
3 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
4 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
5 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
6 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
7 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
8 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
9 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
10 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
11 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
12 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
13 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
14 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
15 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
16 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
17 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
18 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
19 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
20 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
21 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
22 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
23 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
20,0
20,0
Всего по станции
200,0
260,0
460,0
Энергосистема Республики Крым и г. Севастополь
МГТЭС Западно-Крымская
5 ГТ КЭС
моторное топливо
новое строительство
22,5
22,5
Севастопольская ПГУ-ТЭС
ООО "ВО "Технопромэкспорт"
1 ПГУ КЭС
Газ природный
новое строительство
235,0
235,0
2 ПГУ КЭС
Газ природный
новое строительство
235,0
235,0
Всего по станции
235,0
235,0
470,0
Симферопольская ПГУ-ТЭС
ООО "ВО "Технопромэкспорт"
1 ПГУ КЭС
Газ природный
новое строительство
235,0
235,0
2 ПГУ КЭС
Газ природный
новое строительство
235,0
235,0
Всего по станции
235,0
235,0
470,0
Энергосистема Ростовской области
Ростовская АЭС
АО "Концерн Росэнергоатом"
4 ВВЭР-1200
Ядерное топливо
новое строительство
1070,0
1070,0
Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания
Зарамагская ГЭС-1
АО "Зарамагские ГЭС"
2 гидроагрегат
нет топлива
новое строительство
171,0
171,0
3 гидроагрегат
нет топлива
новое строительство
171,0
171,0
Всего по станции
342,0
342,0
Энергосистема Ставропольского края
Барсучковская МГЭС
ООО "МГЭС Ставрополья и КЧР"
1 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
1,7
1,7
2 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
1,7
1,7
3 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
новое строительство
1,7
1,7
Всего по станции
5,1
5,1
Старомарьевская СЭС
ООО "Солар Системс"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
50,0
50,0
52 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
25,0
25,0
53 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
54 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Всего по станции
50,0
25,0
25,0
100,0
Энергосистема Чеченской Республики
Грозненская ТЭС
ПАО "ОГК-2"
1 ПГУ-180(Т)
Газ природный
новое строительство
180,0
180,0
2 ПГУ-180(Т)
Газ природный
новое строительство
180,0
180,0
Всего по станции
360,0
360,0
ОЭС Юга, всего
Вводы мощности - всего
1939,7
1050,7
602,0
260,0
3852,4
АЭС
1070,0
1070,0
ГЭС
1,2
20,7
352,0
373,9
ТЭС
492,5
830,0
1322,5
ВИЭ - всего
376,0
200,0
250,0
260,0
1086,0
солнечные
295,0
50,0
50,0
395,0
ветровые
81,0
150,0
200,0
260,0
691,0
ОЭС Урала
Энергосистема Республики Башкортостан
Затонская ТЭЦ
ООО "БГК"
1 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
210,0
210,0
2 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
210,0
210,0
Всего по станции
420,0
420,0
Исянгуловская СЭС
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
9,0
9,0
Бурибаевская СЭС (2 очередь) (Юлдыбаевская СЭС)
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
АСТ-Башкирская СЭС-5
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
АСТ-Башкирская СЭС-10
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
Энергосистема Оренбургской области
Соль-Илецкая СЭС
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
25,0
25,0
Переволоцкая СЭС
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
53 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
Грачевская СЭС
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
Оренбургская СЭС-3
ПАО "Т Плюс"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
60,0
60,0
ВЭС "Новосергиевская"
ООО "КомплексИндустрия"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
ВЭС "Аэропорт"
ООО "КомплексИндустрия"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Державинская СЭС
ПАО "Т Плюс"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
5,0
5,0
АСТ - Оренбургская СЭС-3 (Плешановская СЭС)
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
АСТ-Оренбургская СЭС-4
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
Оренбургская СЭС-5
ПАО "Т Плюс"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
АСТ-Оренбургская СЭС-6
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Оренбургская СЭС-2
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
30,0
30,0
Оренбургская СЭС-1
ПАО "Т Плюс"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
45,0
45,0
АСТ-Оренбургская СЭС-8
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
25,0
25,0
Энергосистема Пермского края
Пермская ГРЭС
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
4 ПГУ-800
Газ природный
новое строительство
800,0
800,0
Энергосистема Свердловской области
Верхнетагильская ГРЭС
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
12 ПГУ-420
Газ природный
новое строительство
420,0
420,0
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
Новоуренгойская ГТЭС
ПАО "Газпром"
1 ПГУ КЭС
Газ природный
новое строительство
120,0
120,0
ГТЭС Шапшинского месторождения
1 ГТУ
Газ природный
новое строительство
11,2
11,2
Энергосистема Челябинской области
Челябинская ГРЭС
ОАО "Фортум"
11 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
247,5
247,5
Аргаяшская ТЭЦ
ОАО "Фортум"
4 Т-...-90
Газ природный
замена
65,0
65,0
Октябрьская СЭС
ООО "КомплексИндустрия"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Чесменская СЭС
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Бородиновская СЭС
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Песчаная СЭС
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
ОЭС Урала, всего
Вводы мощности - всего
2196,5
101,2
170,0
2467,7
ТЭС
2072,5
11,2
2083,7
ВИЭ - всего
124,0
90,0
170,0
384,0
солнечные
94,0
90,0
170,0
354,0
ветровые
30,0
30,0
ОЭС Сибири
Энергосистема Алтайского края и Республики Алтай
АСТ-Алтайская СЭС-6
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
56 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
5,0
5,0
АСТ-Алтайская СЭС-3
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
АСТ-Алтайская СЭС-7
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
АСТ-Омская СЭС-3
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
АСТ-Забайкальская СЭС-3
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
Энергосистема Республики Бурятия
АСТ-Бурятские СЭС-6
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
АСТ-Бурятская СЭС-9
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
10,0
10,0
СЭС Тарбагатай
ООО "КомплексИндустрия"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС Кабанская
ООО "КомплексИндустрия"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС БВС
ООО "КомплексИндустрия"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Энергосистема Забайкальского края
Балей СЭС
ООО "КомплексИндустрия"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
СЭС Орловский ГОК
ООО "КомплексИндустрия"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Энергосистема Иркутской области
Заря СЭС
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
Энергосистема Красноярского края
ГТЭС "Полярная"
АО "Ванкорнефть"
9 ГТ-75
Газ попутный
новое строительство
75,0
75,0
10 ГТ-75
Газ попутный
новое строительство
75,0
75,0
Всего по станции
150,0
150,0
Энергосистема Омской области
АСТ-Омская СЭС-1
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
АСТ-Омская СЭС-2
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
51 солнечные агрегаты
нет топлива
новое строительство
15,0
15,0
ТЭЦ ОАО "Омский Каучук"
ОАО "Омский Каучук"
1 ПТУ
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
2 ГТУ
50,0
50,0
3 ГТУ
50,0
50,0
Всего по станции
75,0
50,0
125,0
ОЭС Сибири, всего
Вводы мощности - всего
35,0
330,0
50,0
50,0
465,0
ТЭС
225,0
50,0
275,0
ВИЭ - всего
35,0
105,0
50,0
190,0
солнечные
35,0
105,0
50,0
190,0
ОЭС Востока
Энергосистема Амурской области
Нижне-Бурейская ГЭС
АО "Нижне-Бурейская ГЭС
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
новое строительство
80,0
80,0
2 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
новое строительство
80,0
80,0
3 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
новое строительство
80,0
80,0
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
новое строительство
80,0
80,0
Всего по станции
320,0
320,0
Энергосистема Приморского края
ТЭС ЗАО "ВНХК"
АО "Восточная нефтехимическая компания"
1 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
113,0
113,0
2 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
113,0
113,0
3 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
113,0
113,0
4 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
113,0
113,0
5 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
113,0
113,0
Всего по станции
565,0
565,0
ГТУ-ТЭЦ на площадке ЦПВБ
ПАО "РАО ЭС Востока"
1 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
46,5
46,5
2 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
46,5
46,5
3 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
46,5
46,5
Всего по станции
139,5
139,5
Энергосистема Хабаровского края
Совгаванская ТЭЦ
ЗАО "ТЭЦ в г. Советская Гавань"
1 Т-60-130
Уголь Ургальский
новое строительство
60,0
60,0
2 Т-60-130
Уголь Ургальский
новое строительство
60,0
60,0
Всего по станции
120,0
120,0
ОЭС Востока, всего
Вводы мощности - всего
579,5
565,0
1144,5
ГЭС
320,0
320,0
ТЭС
259,5
565,0
824,5
ЕЭС России - всего
Вводы мощности - всего
7198,1
3968,3
1906,8
1558,8
565,0
1250,0
2448,8
18895,8
АЭС
2268,8
1195,4
1198,8
1250,0
2448,8
8361,8
ГЭС
321,2
20,7
401,8
743,7
ГАЭС
840,0
840,0
ТЭС - всего
3898,1
2317,2
195,0
100,0
565,0
7075,3
ВИЭ - всего
710,0
435,0
470,0
260,0
1875,0
солнечные
519,0
285,0
270,0
1074,0
ветровые
191,0
150,0
200,0
260,0
801,0

Приложение N 5
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ИНФОРМАЦИЯ
О ПЛАНАХ СОБСТВЕННИКОВ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ ГЕНЕРИРУЮЩИХ
ОБЪЕКТОВ (НЕ УЧИТЫВАЕМАЯ ПРИ РАСЧЕТЕ РЕЖИМНО-БАЛАНСОВОЙ
СИТУАЦИИ) ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2017 - 2023 ГОДЫ

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)
Генерирующая компания
Вид топлива
Тип ввода
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
2017 - 2023 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Калининградской области
Калининградская ТЭЦ-1
ОАО "Калининградская генерирующая компания"
1 ТЭЦ ГПА
Газ природный
новое строительство
17,46
17,46
ВЭС в Калининградской обл.
ОАО "Калининградская генерирующая компания"
1 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
6,9
6,9
Энергосистема Республики Коми
Энергоцентр "Ярега"
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
4 ГТУ-25 (Т)
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
ТЭЦ ГУП "ТЭК СПб"
ГУП "ТЭК СПб"
8 ТЭЦ разные
Газ природный
новое строительство
3,5
3,5
9 ТЭЦ разные
Газ природный
новое строительство
3,5
3,5
10 ТЭЦ разные
Газ природный
новое строительство
2,0
2,0
11 ТЭЦ разные
Газ природный
новое строительство
2,0
2,0
12 ТЭЦ разные
Газ природный
новое строительство
2,0
2,0
13 ТЭЦ разные
Газ природный
новое строительство
2,0
2,0
Всего по станции
7,0
8,0
15,0
Новоколпинская ТЭЦ
АО "ГСР ТЭЦ"
2 ПГУ-110(Т)
Газ природный
новое строительство
110,0
110,0
ОЭС Северо-Запада, всего
Вводы мощности - всего
6,9
24,46
8,0
110,0
25,0
174,36
ТЭС
24,46
8,0
110,0
25,0
167,46
ВИЭ - всего
6,9
6,9
ветровые
6,9
6,9
ОЭС Центра
Энергосистема Вологодской области
ГТЭС ОАО "ФосАгро-Череповец"
АО "ФосАгроЧереповец"
2 ГТУ-25 (Т)
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
УЭС ТСЦ ПАО "Северсталь"
ПАО "Северсталь"
3 ПТ-25-35
Газ искусственный
новое строительство
25,0
25,0
Энергосистема Липецкой области
Липецкая ТЭС
ОАО "Энерготехнологии Липецк"
1 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
196,3
196,3
2 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
196,3
196,3
3 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
196,3
196,3
Всего по станции
588,9
588,9
Энергосистема г. Москвы и Московской
ГТЭС "Городецкая" (Кожухово)
ООО "Росмикс"
1 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
226,0
226,0
ТЭЦ-22 Мосэнерго
ПАО "Мосэнерго"
9 Т-240(250)/290-240
Газ природный
замена
295,0
295,0
Энергосистема Рязанской области
Ново-Рязанская ТЭЦ
ООО "Ново-Рязанская ТЭЦ"
2 Т-30-130
Газ природный
замена
30,0
30,0
Энергосистема Тульской области
ТЭЦ НПО "Тулачермет"
ПАО "Тулачермет"
6 ПТ-...-130
Газ природный
новое строительство
32,0
32,0
Энергосистема Ярославской области
Тутаевская ПГУ
АО "Тутаевская ПГУ"
1 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
52,0
52,0
ОЭС Центра, всего
Вводы мощности - всего
77,0
251,0
620,9
295,0
30,0
1273,9
ТЭС
77,0
251,0
620,9
295,0
30,0
1273,9
ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Автозаводская ТЭЦ
ООО "Автозаводская ТЭЦ"
13 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
220,0
220,0
14 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
220,0
220,0
Всего по станции
440,0
440,0
Нижегородская ПГ-ТЭЦ
АО "Верхне-Волжская генерирующая компания"
1 ПГУ-450(Т)
Газ природный
новое строительство
450,0
450,0
2 ПГУ-450(Т)
Газ природный
новое строительство
450,0
450,0
Всего по станции
450,0
450,0
900,0
Энергосистема Республики Татарстан
Набережночелнинская ТЭЦ
ОАО "Генерирующая компания"
12 ПГУ(Т)
Газ природный
замена
107,0
107,0
Энергосистема Ульяновской области
ИЯУ ОАО "ГНЦ НИИАР"
АО "ГНЦ НИИАР"
52 МБИР
Ядерное топливо
новое строительство
55,8
55,8
ОЭС Средней Волги, всего
Вводы мощности - всего
450,0
55,8
997,0
1502,8
АЭС
55,8
55,8
ТЭС
450,0
997,0
1447,0
ОЭС Юга
Энергосистема Астраханской области
Наримановская ВЭС
ЗАО "ВГК"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
24,0
24,0
Знаменская ПГУ-ТЭЦ
ЗАО "ГК-4"
1 ПГУ-44(Т)
Газ природный
новое строительство
44,0
44,0
ВЭС порт Оля
ЗАО "ВГК"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
24,0
24,0
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
ГТУ-ТЭС Туапсинского НПЗ
ООО "РН-Туапсинский НПЗ"
7 Р-12-35
Газ природный
новое строительство
12,0
12,0
8 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
47,0
47,0
9 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
47,0
47,0
10 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
47,0
47,0
Всего по станции
153,0
153,0
Береговая ВЭС
ЗАО "ВГК"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
30,0
30,0
52 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
30,0
30,0
53 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
30,0
30,0
Всего по станции
90,0
90,0
ВЭС Мирный
ООО "ВЭС-Мирный"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
60,0
60,0
ВЭС "Октябрьский"
ООО "ВЭС-Мирный"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
39,0
39,0
Таманская ВЭС
ЗАО "ВГК"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
50,0
50,0
Энергосистема Республики Крым и г. Севастополь
Симферопольская ТЭЦ
АО "КРЫМТЭЦ"
5 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
248,5
248,5
Камыш-Бурунская ТЭЦ
АО "КРЫМТЭЦ"
6 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
61,0
61,0
7 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
61,0
61,0
Всего по станции
122,0
122,0
Сакская ТЭЦ (Сакские тепловые сети)
АО "КРЫМТЭЦ"
5 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
57,0
57,0
Присивашская ВЭС
ООО "Ветряной парк Присивашский"
1 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
2 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
3 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
4 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
5 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
6 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
7 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
8 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
9 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
10 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
Всего по станции
25,0
25,0
Восточная ВЭС
ООО "Ветряной парк Керченский"
1 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
2 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
3 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
4 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
5 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
6 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
7 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
8 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
9 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
10 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
11 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
12 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
13 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
14 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
15 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
16 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
17 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
18 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
19 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
20 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
21 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
22 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
23 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
24 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
25 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
26 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
27 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
28 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
29 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
30 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
31 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
32 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
33 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
34 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
35 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
36 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
37 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
38 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
39 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
40 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
Всего по станции
100,0
100,0
Степная ВЭС
ООО "Ветряной парк Степной"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
180,0
180,0
52 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
102,0
102,0
Всего по станции
180,0
102,0
282,0
Зольненская ВЭС
ООО "Ветряной парк Сакский"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
52 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
53 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
54 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
55 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
2,5
2,5
Всего по станции
12,5
12,5
Энергосистема Ростовской области
ВЭС Беглица
ЗАО "ВГК"
51 ветровые агрегаты
нет топлива
новое строительство
16,5
16,5
ОЭС Юга, всего
Вводы мощности - всего
435,0
16,5
501,5
100,0
180,0
114,5
1347,5
ТЭС
197,0
427,5
624,5
ВИЭ - всего
238,0
16,5
74,0
100,0
180,0
114,5
723,0
ветровые
238,0
16,5
74,0
100,0
180,0
114,5
723,0
ОЭС Урала
Энергосистема Оренбургской области
ГПЭС Покровского УКПГ
АО "Оренбургнефть"
1 ТЭЦ Газопоршневые
Газ попутный
новое строительство
4,3
4,3
2 ТЭЦ Газопоршневые
Газ попутный
новое строительство
4,3
4,3
Всего по станции
8,6
8,6
Энергосистема Пермского края
Камская ГЭС
ПАО "РусГидро"
24 г/а пов.-лопаст. гор.
нет топлива
замена
24,0
24,0
ГТЭС Жилинского месторождения
ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь"
1 ГТ КЭС
Газ попутный
новое строительство
6,0
6,0
2 ГТ КЭС
Газ попутный
новое строительство
6,0
6,0
3 ГТ КЭС
Газ попутный
новое строительство
6,0
6,0
4 ГТ КЭС
Газ попутный
новое строительство
6,0
6,0
Всего по станции
24,0
24,0
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
ГТЭС-36 МВт Тайловского м/р
ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
51 ГТ КЭС
Газ природный
новое строительство
36,0
36,0
ГТЭС-72 "Ямбургская"
ПАО "Газпром"
7 ГТ КЭС
Газ попутный
новое строительство
20,0
20,0
8 ГТ КЭС
Газ попутный
новое строительство
20,0
20,0
9 ГТ-12
Газ попутный
новое строительство
12,0
12,0
10 ГТ-12
Газ попутный
новое строительство
12,0
12,0
Всего по станции
40,0
24,0
64,0
ГТЭС Южно-Нюрымского м/р
ОАО "Сургутнефтегаз"
1 ГТ-4
Газ попутный
новое строительство
4,0
4,0
2 ГТ-4
Газ попутный
новое строительство
4,0
4,0
Всего по станции
8,0
8,0
ГТЭС Русского м/р
ОА "Тюменнефтегаз"
1 ГТ КЭС
Газ попутный
новое строительство
125,0
125,0
ГТЭС Верхнеколик-Еганского м/р
АО "Варьеганнефтегаз"
1 ГТЭС-5
Газ природный
новое строительство
4,9
4,9
2 ГТЭС-5
Газ природный
новое строительство
4,9
4,9
3 ГТЭС-5
Газ природный
новое строительство
4,9
4,9
4 ГТЭС-5
Газ природный
новое строительство
4,9
4,9
5 ГТ-4
Газ природный
новое строительство
4,4
4,4
Всего по станции
24,0
24,0
Энергосистема Челябинской области
Магнитогорская ТЭЦ
ОАО "ММК"
7 ДГА-4000
Газ природный
новое строительство
4,0
4,0
Магнитогорская ЦЭС
ОАО "ММК"
10 ПТ-15-35
Газ природный
новое строительство
15,0
15,0
Магнитогорская ПВС-2
ОАО "ММК"
5 ПТ-25-90
Газ природный
новое строительство
25,0
25,0
ОЭС Урала, всего
Вводы мощности - всего
40,6
105,0
48,0
164,0
357,6
ГЭС
24,0
24,0
ТЭС
40,6
105,0
48,0
140,0
333,6
ОЭС Сибири
Энергосистема Красноярского края
ТЭЦ АО "АНПЗ ВНК"
АО "Ачинский НПЗ ВНК"
3 Т-12-35
Газ природный
новое строительство
12,0
12,0
4 Т-12-35
Газ природный
новое строительство
12,0
12,0
Всего по станции
24,0
24,0
ОЭС Сибири, всего
Вводы мощности - всего
24,0
24,0
ТЭС
24,0
24,0
ОЭС Востока
Энергосистема Приморского края
Артемовская ТЭЦ
ПАО "РАО ЭС Востока"
1 Т-120-130
Уголь Приморский
новое строительство
120,0
120,0
2 Т-120-130
Уголь Приморский
новое строительство
120,0
120,0
Всего по станции
240,0
240,0
Владивостокская ТЭЦ-2
ПАО "РАО ЭС Востока"
7 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
210,0
210,0
8 ПГУ(Т)
Газ природный
новое строительство
210,0
210,0
Всего по станции
210,0
210,0
420,0
ГТУ-ТЭЦ г. Артем
ПАО "РАО ЭС Востока"
1 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
17,4
17,4
2 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
17,4
17,4
3 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
17,4
17,4
4 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
17,4
17,4
Всего по станции
69,6
69,6
ГТУ-ТЭЦ г. Владивосток
ПАО "РАО ЭС Востока"
1 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
17,4
17,4
2 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
17,4
17,4
3 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
17,4
17,4
Всего по станции
52,2
52,2
Энергосистема Хабаровского края
Хабаровская ТЭЦ-4
ПАО "РАО ЭС Востока"
1 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
172,0
172,0
2 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
172,0
172,0
Всего по станции
172,0
172,0
344,0
Якутский центральный энергорайон
Якутская ГРЭС-2
ПАО "РусГидро"
5 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
48,37
48,37
6 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
48,37
48,37
7 ГТ ТЭЦ
Газ природный
новое строительство
48,37
48,37
Всего по станции
145,11
145,11
ОЭС Востока, всего
Вводы мощности - всего
121,8
172,0
622,0
145,1
210,0
1270,91
ТЭС
121,8
172,0
622,0
145,1
210,0
1270,91
ЕЭС России - всего
Вводы мощности - всего
559,5
518,8
1776,4
825,8
1711,1
445,0
114,5
5951,1
АЭС
55,8
55,8
ГЭС
24,0
24,0
ТЭС - всего
314,6
502,3
1702,4
670,0
1687,1
265,0
5141,4
ВИЭ - всего
244,9
16,5
74,0
100,0
180,0
114,5
729,9
ветровые
244,9
16,5
74,0
100,0
180,0
114,5
729,9

Приложение N 6
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
МОДЕРНИЗАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ
ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2017 - 2023 ГОДЫ

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)
Генерирующая компания
Вид топлива
Тип мощности
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
2017 - 2023 годы
ОЭС Центра
Энергосистема Ярославской области
Рыбинская ГЭС
ПАО "РусГидро"
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
55,0
55,0
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
65,0
65,0
изменение
10,0
10,0
3 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
55,0
55,0
3 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
65,0
65,0
изменение
10,0
10,0
Всего по станции
До модернизации
55,0
55,0
110,0
После модернизации
65,0
65,0
130,0
Изменение мощности
10,0
10,0
20,0
ОЭС Центра, всего
До модернизации
55,0
55,0
110,0
ГЭС
55,0
55,0
110,0
После модернизации
65,0
65,0
130,0
ГЭС
65,0
65,0
130,0
Изменение мощности
10,0
10,0
20,0
ГЭС
10,0
10,0
20,0
ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Нижегородская ГЭС
ПАО "РусГидро"
2 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
65,0
65,0
2 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
72,5
72,5
изменение
7,5
7,5
Энергосистема Самарской области
Жигулевская ГЭС
ПАО "РусГидро"
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
8 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
8 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
11 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
11 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
20 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
20 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
Всего по станции
До модернизации
230,0
230,0
460,0
После модернизации
251,0
251,0
502,0
Изменение мощности
21,0
21,0
42,0
Энергосистема Саратовской области
Саратовская ГЭС
ПАО "РусГидро"
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
60,0
60,0
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
66,0
66,0
изменение
6,0
6,0
11 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
60,0
60,0
11 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
66,0
66,0
изменение
6,0
6,0
13 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
60,0
60,0
13 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
66,0
66,0
изменение
6,0
6,0
21 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
60,0
60,0
21 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
66,0
66,0
изменение
6,0
6,0
Всего по станции
До модернизации
120,0
60,0
60,0
240,0
После модернизации
132,0
66,0
66,0
264,0
Изменение мощности
12,0
6,0
6,0
24,0
Энергосистема Республики Татарстан
Заинская ГРЭС
ОАО "Генерирующая компания"
12 К-200-130
Газ природный
до модернизации
200,0
200,0
12 К-205-130
Газ природный
после модернизации
204,9
204,9
изменение
4,9
4,9
Казанская ТЭЦ-1
ОАО "Генерирующая компания"
1 ГТУ-25 (Т)
Газ природный
до модернизации
25,0
25,0
1 ГТУ-20 (Т)
Газ природный
после модернизации
20,0
20,0
изменение
-5,0
-5,0
2 ГТУ-25 (Т)
Газ природный
до модернизации
25,0
25,0
2 ГТУ-20 (Т)
Газ природный
после модернизации
20,0
20,0
изменение
-5,0
-5,0
7 Р-50-130
Газ природный
до модернизации
50,0
50,0
7 Р-10-130
Газ природный
после модернизации
10,0
10,0
изменение
-40,0
-40,0
Всего по станции
До модернизации
100,0
100,0
После модернизации
50,0
50,0
Изменение мощности
-50,0
-50,0
ОЭС Средней Волги, всего
До модернизации
550,0
390,0
60,0
65,0
1065,0
ГЭС
350,0
290,0
60,0
65,0
765,0
ТЭС
200,0
100,0
300,0
После модернизации
587,9
367,0
66,0
72,5
1093,4
ГЭС
383,0
317,0
66,0
72,5
838,5
ТЭС
204,9
50,0
254,9
Изменение мощности
37,9
-23,0
6,0
7,5
28,4
ГЭС
33,0
27,0
6,0
7,5
73,5
ТЭС
4,9
-50,0
-45,1
ОЭС Юга
Энергосистема Волгоградской области
Волжская ГЭС
ПАО "РусГидро"
6 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
6 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
ОЭС Юга, всего
До модернизации
115,0
115,0
ГЭС
115,0
115,0
После модернизации
125,5
125,5
ГЭС
125,5
125,5
Изменение мощности
10,5
10,5
ГЭС
10,5
10,5
ОЭС Урала
Энергосистема Республики Башкортостан
Кармановская ГРЭС
ООО "БГК"
1 К-...-240
Газ природный
до модернизации
303,2
303,2
1 К-...-240
Газ природный
после модернизации
315,2
315,2
изменение
12,0
12,0
Энергосистема Пермского края
Воткинская ГЭС
ПАО "РусГидро"
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
100,0
100,0
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
115,0
115,0
изменение
15,0
15,0
5 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
100,0
100,0
5 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
115,0
115,0
изменение
15,0
15,0
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
100,0
100,0
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
115,0
115,0
изменение
15,0
15,0
Всего по станции
До модернизации
100,0
100,0
100,0
300,0
После модернизации
115,0
115,0
115,0
345,0
Изменение мощности
15,0
15,0
15,0
45,0
ОЭС Урала, всего
До модернизации
100,0
403,2
100,0
603,2
ГЭС
100,0
100,0
100,0
300,0
ТЭС
303,2
303,2
После модернизации
115,0
430,2
115,0
660,2
ГЭС
115,0
115,0
115,0
345,0
ТЭС
315,2
315,2
Изменение мощности
15,0
27,0
15,0
57,0
ГЭС
15,0
15,0
15,0
45,0
ТЭС
12,0
12,0
ОЭС Сибири
Энергосистема Алтайского края и Республики Алтай
Барнаульская ТЭЦ-2
АО "Барнаульская генерация"
7 Р-25-130
Уголь Кузнецкий
до модернизации
25,0
25,0
7 Р-50-130
Уголь Кузнецкий
после модернизации
50,0
50,0
изменение
25,0
25,0
Бийская ТЭЦ-1
АО "Бийскэнерго"
4 ПТ-50-130
Уголь Кузнецкий
до модернизации
50,0
50,0
4 ПТ-60-130
Уголь Кузнецкий
после модернизации
60,0
60,0
изменение
10,0
10,0
8 Т-110-130
Уголь Кузнецкий
до модернизации
110,0
110,0
8 Т-115-130
Уголь Кузнецкий
после модернизации
114,9
114,9
изменение
4,9
4,9
Всего по станции
До модернизации
160,0
160,0
После модернизации
174,9
174,9
Изменение мощности
14,9
14,9
Энергосистема Новосибирской области
Новосибирская ГЭС
ПАО "РусГидро"
2 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
65,0
65,0
2 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
70,0
70,0
изменение
5,0
5,0
3 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
65,0
65,0
3 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
70,0
70,0
изменение
5,0
5,0
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
65,0
65,0
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
70,0
70,0
изменение
5,0
5,0
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
65,0
65,0
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
70,0
70,0
изменение
5,0
5,0
Всего по станции
До модернизации
65,0
65,0
65,0
65,0
260,0
После модернизации
70,0
70,0
70,0
70,0
280,0
Изменение мощности
5,0
5,0
5,0
5,0
20,0
ОЭС Сибири, всего
До модернизации
65,0
225,0
65,0
90,0
445,0
ГЭС
65,0
65,0
65,0
65,0
260,0
ТЭС
160,0
25,0
185,0
После модернизации
70,0
244,9
70,0
120,0
504,9
ГЭС
70,0
70,0
70,0
70,0
280,0
ТЭС
174,9
50,0
224,9
Изменение мощности
5,0
19,9
5,0
30,0
59,9
ГЭС
5,0
5,0
5,0
5,0
20,0
ТЭС
14,9
25,0
39,9
ЕЭС России - всего
До модернизации
730,0
770,0
528,2
310,0
2338,2
ГЭС
530,0
510,0
225,0
285,0
1550,0
ТЭС
200,0
260,0
303,2
25,0
788,2
После модернизации
783,4
791,9
566,2
372,5
2514,0
ГЭС
578,5
567,0
251,0
322,5
1719,0
ТЭС
204,9
224,9
315,2
50,0
795,0
Изменение мощности
53,4
21,9
38,0
62,5
175,8
ГЭС
48,5
57,0
26,0
37,5
169,0
ТЭС
4,9
-35,1
12,0
25,0
6,8

Приложение N 7
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
ПЕРЕМАРКИРОВКИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ
ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2017 - 2023 ГОДЫ

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)
Генерирующая компания
Вид топлива
Тип мощности
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
2017 - 2023 годы
ОЭС Центра
Энергосистема Вологодской области
Вологодская ТЭЦ
ОАО "ТГК-2"
3 Р-10-35
Газ природный
до перемаркировки
10,0
10,0
3 Р-6-35
Газ природный
после перемаркировки
6,0
6,0
изменение
-4,0
-4,0
Энергосистема Воронежской области
Нововоронежская АЭС
АО "Концерн Росэнергоатом"
6 ВВЭР
Ядерное топливо
до перемаркировки
1195,4
1195,4
6 ВВЭР
Ядерное топливо
после перемаркировки
1180,3
1180,3
изменение
-15,1
-15,1
Энергосистема Рязанской области
Дягилевская ТЭЦ
ПАО "Квадра"
1 ПГУ
Газ природный
до перемаркировки
119,0
119,0
1 ПГУ
Газ природный
после перемаркировки
113,6
113,6
изменение
-5,4
-5,4
ОЭС Центра, всего
До перемаркировки
1324,4
1324,4
АЭС
1195,4
1195,4
ТЭС
129,0
129,0
После перемаркировки
1299,9
1299,9
АЭС
1180,3
1180,3
ТЭС
119,6
119,6
Изменение мощности
-24,5
-24,5
АЭС
-15,1
-15,1
ТЭС
-9,4
-9,4
ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Новогорьковская ТЭЦ
ПАО "Т Плюс"
1 ГТУ GT13E2
Газ природный
до перемаркировки
171,1
171,1
1 ГТУ GT13E2
Газ природный
после перемаркировки
176,2
176,2
изменение
5,1
5,1
2 ГТУ GT13E2
Газ природный
до перемаркировки
172,2
172,2
2 ГТУ GT13E2
Газ природный
после перемаркировки
175,8
175,8
изменение
3,6
3,6
Всего по станции
До перемаркировки
343,3
343,3
После перемаркировки
352,0
352,0
Изменение мощности
8,7
8,7
Энергосистема Республики Татарстан
Казанская ТЭЦ-1
5 ПТ-60/75-130/13/1,2
Газ природный
до модернизации
60,0
60,0
5 ПТ-60/75-130/13/1,2
Газ природный
после модернизации
40,0
40,0
изменение
-20,0
-20,0
6 ПТ-60/75-130/13/1,2
Газ природный
до модернизации
60,0
60,0
6 ПТ-60/75-130/13/1,2
Газ природный
после модернизации
41,0
41,0
изменение
-19,0
-19,0
Всего по станции
До модернизации
120,0
120,0
После модернизации
81,0
81,0
Изменение мощности
-39,0
-39,0
ОЭС Средней Волги, всего
До перемаркировки
343,3
120,0
463,3
ТЭС
343,3
120,0
463,3
После перемаркировки
352,0
81,0
433,0
ТЭС
352,0
81,0
433,0
Изменение мощности
8,7
-39,0
-30,3
ТЭС
8,7
-39,0
-30,3
ОЭС Юга
Энергосистема Ставропольского края
Ставропольская ГРЭС
ПАО "ОГК-2"
Газ природный
5 К-304-240-2
до перемаркировки
300,0
300,0
5 К-304-240-2
после перемаркировки
304,0
304,0
изменение
4,0
4,0
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
Адлерская ТЭС
ПАО "ОГК-2"
Газ природный
2 ПГУ
до перемаркировки
180,0
180,0
2 ПГУ
после перемаркировки
184,0
184,0
изменение
4,0
4,0
ОЭС Юга, всего
До перемаркировки
480,0
480,0
ТЭС
480,0
480,0
После перемаркировки
488,0
488,0
ТЭС
488,0
488,0
Изменение мощности
8,0
8,0
ТЭС
8,0
8,0
ОЭС Урала
Энергосистема Республики Башкортостан
Павловская ГЭС
ООО "БГК"
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до перемаркировки
41,6
41,6
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после перемаркировки
50,0
50,0
изменение
8,4
8,4
2 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до перемаркировки
41,6
41,6
2 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после перемаркировки
50,0
50,0
изменение
8,4
8,4
3 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до перемаркировки
41,6
41,6
3 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после перемаркировки
50,0
50,0
изменение
8,4
8,4
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до перемаркировки
41,6
41,6
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после перемаркировки
50,0
50,0
изменение
8,4
8,4
Всего по станции
До перемаркировки
166,4
166,4
После перемаркировки
200,0
200,0
Изменение мощности
33,6
33,6
Энергосистема Свердловской области
Нижнетуринская ГРЭС
ПАО "Т Плюс"
2 ПГУ-230
Газ природный
до перемаркировки
230,0
230,0
2 ПГУ-230
после перемаркировки
242,0
242,0
изменение
12,0
12,0
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
Тюменская ТЭЦ-1
ОАО "Фортум"
6 Т-...-130
Газ природный
до перемаркировки
72,0
72,0
6 Т-...-130
Газ природный
после перемаркировки
94,0
94,0
изменение
22,0
22,0
ОЭС Урала, всего
До перемаркировки
302,0
166,4
468,4
ГЭС
166,4
166,4
ТЭС
302,0
302,0
После перемаркировки
336,0
200,0
536,0
ГЭС
200,0
200,0
ТЭС
336,0
336,0
Изменение мощности
34,0
33,6
67,6
ГЭС
33,6
33,6
ТЭС
34,0
34,0
ОЭС Востока
Энергосистема Приморского края
Партизанская ГРЭС
АО "ДГК"
1 Т-80-90
Уголь Нерюнгринский
до перемаркировки
80,0
80,0
1 Т-97-90
Уголь Нерюнгринский
после перемаркировки
97,0
97,0
изменение
17,0
17,0
2 К-...-90
Уголь Нерюнгринский
до перемаркировки
82,0
82,0
2 К-100-90
Уголь Нерюнгринский
после перемаркировки
100,0
100,0
изменение
18,0
18,0
Всего по станции
До перемаркировки
162,0
162,0
После перемаркировки
197,0
197,0
Изменение мощности
35,0
35,0
ОЭС Востока, всего
До перемаркировки
162,0
162,0
ТЭС
162,0
162,0
После перемаркировки
197,0
197,0
ТЭС
197,0
197,0
Изменение мощности
35,0
35,0
ТЭС
35,0
35,0
ЕЭС России - всего
До перемаркировки
2449,7
282,0
166,4
2898,1
АЭС
1195,4
1195,4
ГЭС
166,4
166,4
ТЭС
1254,3
282,0
1536,3
После перемаркировки
2475,9
278,0
200,0
2953,9
АЭС
1180,3
1180,3
ГЭС
200,0
200,0
ТЭС
1295,6
278,0
1573,6
Изменение мощности
26,2
-4,0
33,6
55,8
АЭС
-15,1
-15,1
ГЭС
33,6
33,6
ТЭС
41,3
-4,0
37,3

Приложение N 8
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ИНФОРМАЦИЯ
О ПЛАНАХ СОБСТВЕННИКОВ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ
ОБЪЕКТОВ (НЕ УЧИТЫВАЕМАЯ ПРИ РАСЧЕТЕ РЕЖИМНО-БАЛАНСОВОЙ
СИТУАЦИИ) ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2017 - 2023 ГОДЫ

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)
Генерирующая компания
Вид топлива
Тип мощности
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
2017 - 2023 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Мурманской области
Верхне-Туломская ГЭС-12
ОАО "ТГК-1"
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
67,0
67,0
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
73,0
73,0
изменение
6,0
6,0
3 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
67,0
67,0
3 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
73,0
73,0
изменение
6,0
6,0
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
67,0
67,0
4 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
73,0
73,0
изменение
6,0
6,0
Всего по станции
До модернизации
134,0
67,0
201,0
После модернизации
146,0
73,0
219,0
Изменение мощности
12,0
6,0
18,0
ОЭС Северо-Запада, всего
До модернизации
134,0
67,0
201,0
ГЭС
134,0
67,0
201,0
После модернизации
146,0
73,0
219,0
ГЭС
146,0
73,0
219,0
Изменение мощности
12,0
6,0
18,0
ГЭС
12,0
6,0
18,0
ОЭС Центра
Энергосистема Вологодской области
ТЭЦ ПВС-1 ПАО "Северсталь"
ПАО "Северсталь"
5 ПТ-50-90
Газ искусственный
до модернизации
50,0
50,0
5 ПТ-...-90
Газ искусственный
после модернизации
90,0
90,0
изменение
40,0
40,0
7 Т-100-130
Газ искусственный
до модернизации
100,0
100,0
7 Т-120-130
Газ искусственный
после модернизации
120,0
120,0
изменение
20,0
20,0
Всего по станции
До модернизации
50,0
100,0
150,0
После модернизации
90,0
120,0
210,0
Изменение мощности
40,0
20,0
60,0
Энергосистема г. Москвы и Московской области
ГЭС-1 им. Смидовича
ПАО "Мосэнерго"
26 Р-10-35
Газ природный
до модернизации
10,0
10,0
26 Р-12-35
Газ природный
после модернизации
12,0
12,0
изменение
2,0
2,0
27 Р-10-35
Газ природный
до модернизации
10,0
10,0
27 Р-12-35
Газ природный
после модернизации
12,0
12,0
изменение
2,0
2,0
30 Р-...-35
Газ природный
до модернизации
18,0
18,0
30 Р-25-35
Газ природный
после модернизации
25,0
25,0
изменение
7,0
7,0
31 ПТ-...-35
Газ природный
до модернизации
16,0
16,0
31 ПТ-25-35
Газ природный
после модернизации
25,0
25,0
изменение
9,0
9,0
Всего по станции
До модернизации
54,0
54,0
После модернизации
74,0
74,0
Изменение мощности
20,0
20,0
Энергосистема Тульской области
ТЭЦ НПО "Тулачермет"
ПАО "Тулачермет"
5 ПТ-...-90
Газ природный
до модернизации
60,5
60,5
5 ПТ-...-90
Газ природный
после модернизации
80,5
80,5
изменение
20,0
20,0
Энергосистема Ярославской области
Рыбинская ГЭС
ПАО "РусГидро"
5 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
55,0
55,0
5 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
65,0
65,0
изменение
10,0
10,0
ОЭС Центра, всего
До модернизации
50,0
100,0
60,5
55,0
54,0
319,5
ТЭС
50,0
100,0
60,5
54,0
264,5
ГЭС
55,0
55,0
После модернизации
90,0
120,0
80,5
65,0
74,0
429,5
ТЭС
90,0
120,0
80,5
74,0
364,5
ГЭС
65,0
65,0
Изменение мощности
40,0
20,0
20,0
10,0
20,0
110,0
ТЭС
40,0
20,0
20,0
20,0
100,0
ГЭС
10,0
10,0
ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Нижегородская ГЭС
ПАО "РусГидро"
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
65,0
65,0
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
72,5
72,5
изменение
7,5
7,5
Энергосистема Саратовской области
Саратовская ГЭС
ПАО "РусГидро"
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
60,0
60,0
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
66,0
66,0
изменение
6,0
6,0
12 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
60,0
60,0
12 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
66,0
66,0
изменение
6,0
6,0
18 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
60,0
60,0
18 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
66,0
66,0
изменение
6,0
6,0
19 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
60,0
60,0
19 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
66,0
66,0
изменение
6,0
6,0
Всего по станции
До модернизации
60,0
60,0
60,0
60,0
240,0
После модернизации
66,0
66,0
66,0
66,0
264,0
Изменение мощности
6,0
6,0
6,0
6,0
24,0
ОЭС Средней Волги, всего
До модернизации
60,0
60,0
60,0
125,0
305,0
ГЭС
60,0
60,0
60,0
125,0
305,0
После модернизации
66,0
66,0
66,0
138,5
336,5
ГЭС
66,0
66,0
66,0
138,5
336,5
Изменение мощности
6,0
6,0
6,0
13,5
31,5
ГЭС
6,0
6,0
6,0
13,5
31,5
ОЭС Юга
Энергосистема Волгоградской области
Волжская ГЭС
ПАО "РусГидро"
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
14 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
14 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
15 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
15 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
18 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
115,0
115,0
18 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
125,5
125,5
изменение
10,5
10,5
Всего по станции
До модернизации
230,0
115,0
230,0
575,0
После модернизации
251,0
125,5
251,0
627,5
Изменение мощности
21,0
10,5
21,0
52,5
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
Белореченская ГЭС
ООО "ЛУКОЙЛ - Экоэнерго"
1 гидроагрегат
нет топлива
до модернизации
16,0
16,0
1 гидроагрегат
нет топлива
после модернизации
24,0
24,0
изменение
8,0
8,0
3 гидроагрегат
нет топлива
до модернизации
16,0
16,0
3 гидроагрегат
нет топлива
после модернизации
24,0
24,0
изменение
8,0
8,0
Всего по станции
До модернизации
32,0
32,0
После модернизации
48,0
48,0
Изменение мощности
16,0
16,0
Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания
Эзминская ГЭС
ПАО "РусГидро"
1 г/а рад.-осевой
нет топлива
до модернизации
15,0
15,0
1 г/а рад.-осевой
нет топлива
после модернизации
19,5
19,5
изменение
4,5
4,5
Энергосистема Ставропольского края
Сенгилеевская ГЭС
ПАО "РусГидро"
1 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
до модернизации
4,5
4,5
1 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
после модернизации
6,0
6,0
изменение
1,5
1,5
3 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
до модернизации
4,5
4,5
3 агрегаты малых ГЭС
нет топлива
после модернизации
6,0
6,0
изменение
1,5
1,5
Всего по станции
До модернизации
9,0
9,0
После модернизации
12,0
12,0
Изменение мощности
3,0
3,0
ОЭС Юга, всего
До модернизации
230,0
32,0
115,0
254,0
631,0
ГЭС
230,0
32,0
115,0
254,0
631,0
После модернизации
251,0
48,0
125,5
282,5
707,0
ГЭС
251,0
48,0
125,5
282,5
707,0
Изменение мощности
21,0
16,0
10,5
28,5
76,0
ГЭС
21,0
16,0
10,5
28,5
76,0
ОЭС Урала
Энергосистема Республики Башкортостан
Кармановская ГРЭС
ООО "БГК"
2 К-300-240
Газ природный
до модернизации
300,0
300,0
2 К-310-240
Газ природный
после модернизации
310,0
310,0
изменение
10,0
10,0
3 К-...-240
Газ природный
до модернизации
303,2
303,2
3 К-...-240
Газ природный
после модернизации
315,2
315,2
изменение
12,0
12,0
4 К-300-240
Газ природный
до модернизации
300,0
300,0
4 К-310-240
Газ природный
после модернизации
310,0
310,0
изменение
10,0
10,0
5 К-300-240
Газ природный
до модернизации
300,0
300,0
5 К-310-240
Газ природный
после модернизации
310,0
310,0
изменение
10,0
10,0
Всего по станции
До модернизации
1203,2
1203,2
После модернизации
1245,2
1245,2
Изменение мощности
42,0
42,0
Энергосистема Пермского края
Воткинская ГЭС
ПАО "РусГидро"
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
110,0
110,0
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
115,0
115,0
изменение
5,0
5,0
6 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
100,0
100,0
6 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
115,0
115,0
изменение
15,0
15,0
9 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
100,0
100,0
9 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
115,0
115,0
изменение
15,0
15,0
Всего по станции
До модернизации
100,0
110,0
100,0
310,0
После модернизации
115,0
115,0
115,0
345,0
Изменение мощности
15,0
5,0
15,0
35,0
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
Няганская ТЭС
ОАО "Фортум"
3 ПГУ КЭС
Газ природный
до модернизации
424,6
424,6
3 ПГУ КЭС
Газ природный
после модернизации
453,1
453,1
изменение
28,5
28,5
ОЭС Урала, всего
До модернизации
424,6
1203,2
100,0
110,0
100,0
1937,8
ТЭС
424,6
1203,2
1627,8
ГЭС
100,0
110,0
100,0
310,0
После модернизации
453,1
1245,2
115,0
115,0
115,0
2043,3
ТЭС
453,1
1245,2
1698,3
ГЭС
115,0
115,0
115,0
345,0
Изменение мощности
28,5
42,0
15,0
5,0
15,0
105,5
ТЭС
28,5
42,0
70,5
ГЭС
15,0
5,0
15,0
35,0
ОЭС Сибири
Энергосистема Иркутской области
Иркутская ГЭС
ПАО "Иркутскэнерго"
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
82,8
82,8
1 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
104,3
104,3
изменение
21,5
21,5
2 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
82,8
82,8
2 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
104,3
104,3
изменение
21,5
21,5
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
82,8
82,8
7 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
104,3
104,3
изменение
21,5
21,5
8 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
до модернизации
82,8
82,8
8 г/а пов.-лопаст. верт.
нет топлива
после модернизации
104,3
104,3
изменение
21,5
21,5
Всего по станции
До модернизации
165,6
82,8
82,8
331,2
После модернизации
208,5
104,3
104,3
417,0
Изменение мощности
42,9
21,5
21,5
85,8
ОЭС Сибири, всего
До модернизации
165,6
82,8
82,8
331,2
ГЭС
165,6
82,8
82,8
331,2
После модернизации
208,5
104,3
104,3
417,0
ГЭС
208,5
104,3
104,3
417,0
Изменение мощности
42,9
21,5
21,5
85,8
ГЭС
42,9
21,5
21,5
85,8
ЕЭС России - всего
До модернизации
424,6
280,0
1335,2
420,1
424,8
307,8
533,0
3725,5
ГЭС
230,0
32,0
359,6
424,8
307,8
479,0
1833,2
ТЭС
424,6
50,0
1303,2
60,5
54,0
1892,3
После модернизации
453,1
341,0
1413,2
501,0
483,8
350,3
610,0
4152,3
ГЭС
251,0
48,0
420,5
483,8
350,3
536,0
2089,5
ТЭС
453,1
90,0
1365,2
80,5
74,0
2062,8
Изменение мощности
28,5
61,0
78,0
80,9
59,0
42,5
77,0
426,8
ГЭС
21,0
16,0
60,9
59,0
42,5
57,0
256,3
ТЭС
28,5
40,0
62,0
20,0
20,0
170,5

Приложение N 9
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ
МОЩНОСТИ ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ С УЧЕТОМ ВВОДОВ, МЕРОПРИЯТИЙ
ПО ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ, МОДЕРНИЗАЦИИ, РЕКОНСТРУКЦИИ
И ПЕРЕМАРКИРОВКЕ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ

Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
1027753,0
1041082,0
1054439,0
1070197,0
1079667,0
1090467,0
1101044,0
Рост потребления электрической энергии
%
1,0
1,3
1,5
0,9
1,0
0,9
Заряд ГАЭС
млн.кВт.ч
2660,0
2722,0
3282,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
Максимум ЕЭС
тыс.кВт
154748
156489
158289
159949
161498
163089
164598
Число часов использования максимума
час
6624
6635
6641
6665
6660
6661
6665
Экспорт мощности
тыс.кВт
3838,0
3438,0
3338,0
3338,0
3338,0
3338,0
3338,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
25118,0
25410,0
25684,0
25927,0
26183,0
26453,0
26716,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
16,2
16,2
16,2
16,2
16,2
16,2
16,2
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
183704
185337
187311
189214
191019
192880
194652
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
244280,2
247236,1
248584,5
247301,6
247866,6
248116,6
250565,4
АЭС
тыс.кВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
тыс.кВт
49412,0
49489,7
50791,1
50828,6
50828,6
50828,6
50828,6
ТЭС
тыс.кВт
163498,8
165746,6
165323,6
163544,4
164109,4
164109,4
164109,4
ВИЭ
тыс.кВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
18653,3
19494,2
19969,2
20158,7
20472,7
20472,7
20472,7
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
2690,0
1605,4
420,0
1223,8
0,0
1250,0
2448,8
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
6675,0
6322,0
5873,0
5020,0
4573,0
3803,0
3544,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
216243,9
219796,5
222304,3
220881,1
222802,9
222572,9
224081,9
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
32539,5
34459,7
34993,4
31667,5
31784,3
29692,5
29430,2

Примечание: в сводном балансе по ЕЭС России ОЭС Сибири и ОЭС Востока учтены на совмещенный максимум.

Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
993186,0
1002320,0
1014936,0
1030036,0
1038656,0
1048893,0
1057946,0
Рост потребления электрической энергии
%
0,9
1,3
1,5
0,8
1,0
0,9
Заряд ГАЭС
млн.кВт.ч
2660,0
2722,0
3282,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
Максимум ЕЭС
тыс.кВт
149466
150836
152522
154107
155550
157009
158259
Число часов использования максимума
час
6627
6627
6633
6657
6651
6655
6659
Экспорт мощности
тыс.кВт
3338,0
2938,0
2838,0
2838,0
2838,0
2838,0
2838,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
23956,0
24166,0
24415,0
24642,0
24874,0
25115,0
25321,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
176760
177940
179775
181587
183262
184962
186418
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
233504,5
235848,3
237226,7
236010,8
236010,8
236260,8
238709,6
АЭС
тыс.кВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
тыс.кВт
44794,5
44872,2
46173,6
46211,1
46211,1
46211,1
46211,1
ТЭС
тыс.кВт
157340,6
158976,3
158583,3
156871,1
156871,1
156871,1
156871,1
ВИЭ
тыс.кВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
18640,0
19375,3
19850,3
20039,8
20039,8
20039,8
20039,8
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
2690,0
1605,4
420,0
1223,8
0,0
1250,0
2448,8
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
6675,0
6322,0
5873,0
5020,0
4573,0
3803,0
3544,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
205481,5
208527,6
211065,4
209709,2
211380,0
211150,0
212659,0
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
28721,1
30587,8
31290,5
28122,6
28118,4
26187,6
26241,3

Примечание: в сводном балансе по ЕЭС России ОЭС Сибири учтена на совмещенный максимум.

Баланс мощности Европейской части России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
786431,0
792229,0
799165,0
807056,0
814280,0
823020,0
831351,0
Рост потребления электрической энергии
%
0,7
0,9
1,0
0,9
1,1
1,0
Заряд ГАЭС
млн.кВт.ч
2660,0
2722,0
3282,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
Максимум, совмещенный с ЕЭС
тыс.кВт
120403
121304
122233
122981
124157
125476
126588
Число часов использования максимума
час
6510
6509
6511
6529
6526
6527
6535
Экспорт мощности
тыс.кВт
3038,0
2638,0
2538,0
2538,0
2538,0
2538,0
2538,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
20468,0
20622,0
20780,0
20907,0
21107,0
21331,0
21520,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
143909
144564
145551
146426
147802
149345
150646
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
181732,7
183726,6
185050
183826,1
183826,1
184076,1
186524,9
АЭС
тыс.кВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
тыс.кВт
19508,1
19580,8
20877,2
20909,7
20909,7
20909,7
20909,7
ТЭС
тыс.кВт
130910,4
132306,2
131913,2
130198
130198
130198
130198
ВИЭ
тыс.кВт
1131,0
1461,0
1881,0
2141,0
2141,0
2141,0
2141,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
7115,7
7741,0
8161,0
8345,5
8345,5
8345,5
8345,5
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
2690,0
1605,4
420,0
1223,8
0,0
1250,0
2448,8
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
4211,0
4163,0
4133,0
3819,0
3622,0
3090,0
2891,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
167697,9
170199,1
172317,9
170419,7
171840,5
171372,5
172821,5
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
23788,5
25635,3
26767,0
23993,4
24038,8
22027,6
22175,8

Баланс мощности ОЭС Северо-Запада с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
91498,0
92184,0
92591,0
93334,0
93910,0
94949,0
95826,0
Рост потребления электрической энергии
%
0,7
0,4
0,8
0,6
1,1
0,9
Максимум, совмещенный с ЕЭС
тыс.кВт
14335,0
14450,0
14512,0
14594,0
14728,0
14884,0
15021,0
Число часов использования максимума
час
6383
6380
6380
6395
6376
6379
6379
Экспорт мощности
тыс.кВт
1788,0
1788,0
1788,0
1788,0
1788,0
1788,0
1788,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
3069,0
3094,0
3118,0
3136,0
3166,0
3200,0
3229,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
21,4
21,4
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
19192,0
19332,0
19418,0
19518,0
19682,0
19872,0
20038,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
24698,4
24466,4
24711,2
24892,0
24892,0
24892,0
26090,8
АЭС
тыс.кВт
6958,8
5958,8
5958,8
6157,6
6157,6
6157,6
7356,4
ГЭС
тыс.кВт
2949,2
2949,2
2999,0
2999,0
2999,0
2999,0
2999,0
ТЭС
тыс.кВт
14784,0
15552,0
15747,0
15729,0
15729,0
15729,0
15729,0
ВИЭ
тыс.кВт
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
1206,7
1206,7
1206,7
1206,7
1206,7
1206,7
1206,7
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
1198,8
0,0
0,0
1198,8
0,0
0,0
1198,8
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
2100,0
2091,0
2087,0
1875,0
1856,0
1834,0
1812,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
20193,0
21168,8
21417,6
20611,6
21829,4
21851,4
21873,4
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
1001,0
1836,8
1999,6
1093,6
2147,4
1979,4
1835,4

Баланс мощности ОЭС Центра с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
234660,0
236333,0
238742,0
241184,0
243580,0
245828,0
248537,0
Рост потребления электрической энергии
%
0,7
1,0
1,0
1,0
0,9
1,1
Заряд ГАЭС
млн.кВт.ч
2580,0
2580,0
3140,0
3930,0
3930,0
3930,0
3930,0
Максимум, совмещенный с ЕЭС
тыс.кВт
37502
37697
37924
38135
38474
38873
39262
Число часов использования максимума
час
6189
6201
6213
6221
6229
6223
6230
Экспорт мощности
тыс.кВт
500,0
200,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
6550,0
6599,0
6649,0
6690,0
6754,0
6826,0
6886,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
17,5
17,5
17,5
17,5
17,6
17,6
17,5
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
44552
44496
44673
44925
45328
45799
46248
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
52930,3
54388,7
54628,7
53403,7
53403,7
53653,7
54903,7
АЭС
тыс.кВт
13597,3
14792,7
14792,7
14792,7
14792,7
15042,7
16292,7
ГЭС
тыс.кВт
1788,9
1798,9
2638,9
2648,9
2648,9
2648,9
2648,9
ТЭС
тыс.кВт
37529,1
37782,1
37182,1
35947,1
35947,1
35947,1
35947,1
ВИЭ
тыс.кВт
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
860,2
860,2
860,2
844,9
844,9
844,9
844,9
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
0,0
1195,4
420,0
0,0
0,0
1250,0
1250,0
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
52070,1
52333,1
53348,5
52558,8
52558,8
51558,8
52808,8
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
7518,6
7836,7
8675,7
7633,4
7230,4
5760,3
6560,9

Баланс мощности ОЭС Средней Волги с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
104700,0
105201,0
105569,0
106350,0
106936,0
107745,0
108482,0
Рост потребления электрической энергии
%
0,5
0,3
0,7
0,6
0,8
0,7
Максимум, совмещенный с ЕЭС
тыс.кВт
16754
16826
16876
16933
17058
17166
17264
Число часов использования максимума
час
6249
6252
6256
6281
6269
6277
6284
Экспорт мощности
тыс.кВт
10,0
10,0
10,0
10,0
10,0
10,0
10,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
2252,0
2268,0
2286,0
2300,0
2322,0
2346,0
2367,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
13,4
13,5
13,5
13,6
13,6
13,7
13,7
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
19016
19104
19172
19243
19390
19522
19641
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
27582,4
27754,4
27760,4
27512,2
27512,2
27512,2
27512,2
АЭС
тыс.кВт
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
ГЭС
тыс.кВт
6971,0
6998,0
7004,0
7011,5
7011,5
7011,5
7011,5
ТЭС
тыс.кВт
16379,4
16484,4
16484,4
16228,7
16228,7
16228,7
16228,7
ВИЭ
тыс.кВт
160,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
1949,5
1986,1
1986,1
1986,1
1986,1
1986,1
1986,1
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
0,0
230,0
0,0
25,0
0,0
0,0
0,0
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
25632,9
25538,3
25774,3
25501,1
25526,1
25526,1
25526,1
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
6617,0
6433,9
6602,2
6258,3
6136,1
6003,7
5885,3

Баланс мощности ОЭС Юга с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
96813,0
98535,0
100445,0
102061,0
103310,0
104918,0
106336,0
Рост потребления электрической энергии
%
1,8
1,9
1,6
1,2
1,6
1,4
Заряд ГАЭС
млн.кВт.ч
80,0
142,0
142,0
142,0
142,0
142,0
142,0
Максимум, совмещенный с ЕЭС
тыс.кВт
15459,0
15756,0
16056,0
16241
16446,0
16710,0
16853,0
Число часов использования максимума
час
6257
6245
6247
6275
6273
6270
6301
Экспорт мощности
тыс.кВт
450,0
350,0
350,0
350,0
350,0
350,0
350,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
2047,0
2062,0
2078,0
2091,0
2111,0
2133,0
2152,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
13,2
13,1
12,9
12,9
12,8
12,8
12,8
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
17956,0
18168,0
18484,0
18682
18907,0
19193,0
19355,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
23399,2
24399,9
25001,9
25236,9
25236,9
25236,9
25236,9
АЭС
тыс.кВт
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
ГЭС
тыс.кВт
5942,9
5963,6
6315,6
6315,6
6315,6
6315,6
6315,6
ТЭС
тыс.кВт
12617,9
13397,9
13397,9
13372,9
13372,9
13372,9
13372,9
ВИЭ
тыс.кВт
768,4
968,4
1218,4
1478,4
1478,4
1478,4
1478,4
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
1907,5
2395,0
2645,0
2880,0
2880,0
2880,0
2880,0
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
1071,2
180,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
20402,4
21806,8
22338,8
22338,8
22338,8
22338,8
22338,8
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
2446,4
3638,8
3854,8
3656,5
3431,8
3145,8
2983,8

Примечание: с 2017 года в ОЭС Юга учитывается присоединение энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

Баланс мощности ОЭС Урала с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
258760,0
259976,0
261818,0
264127,0
266544,0
269580,0
272170,0
Рост потребления электрической энергии
%
0,5
0,7
0,9
0,9
1,1
1,0
Максимум, совмещенный с ЕЭС
тыс.кВт
36354,0
36574,0
36865,0
37078
37450
37843,0
38188,0
Число часов использования максимума
час
7118
7108
7102
7124
7117
7124
7127
Экспорт мощности
тыс.кВт
290,0
290,0
290,0
290,0
290,0
290,0
290,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
6550,0
6599,0
6649,0
6690,0
6754,0
6826,0
6886,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
43194,0
43463,0
43804,0
44057,8
44494,3
44959,0
45364,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
53122,4
52717,2
52947,8
52781,3
52781,3
52781,3
52781,3
АЭС
тыс.кВт
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
ГЭС
тыс.кВт
1856,2
1871,2
1919,8
1934,8
1934,8
1934,8
1934,8
ТЭС
тыс.кВт
49600,0
49089,8
49101,8
48920,3
48920,3
48920,3
48920,3
ВИЭ
тыс.кВт
181,2
271,2
441,2
441,2
441,2
441,2
441,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
1191,8
1293,0
1463,0
1427,8
1427,8
1427,8
1427,8
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
420,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
2111,0
2072,0
2046,0
1944,0
1766,0
1256,0
1079,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
49399,6
49352,2
49438,8
49409,5
49587,5
50097,5
50274,5
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
6205,6
5889,2
5634,8
5351,7
5093,2
5138,5
4910,5

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения совмещенного максимума с ЕЭС с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
206755,0
210091,0
215771,0
222980,0
224376,0
225873,0
226595,0
Рост потребления электрической энергии
%
1,6
2,7
3,3
0,6
0,7
0,3
Максимум, совмещенный с ЕЭС
тыс.кВт
29063,0
29532,0
30289,0
31125
31393
31534
31671,0
Число часов использования максимума
час
7114
7114
7124
7164
7147
7163
7155
Экспорт мощности
тыс.кВт
300,0
300,0
300,0
300,0
300,0
300,0
300,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
3488,0
3544,0
3635,0
3735,0
3767,0
3784,0
3801,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
32851,0
33376,0
34224,0
35160
35460
35618
35772,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
51771,8
52121,7
52176,7
52184,7
52184,7
52184,7
52184,7
АЭС
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ГЭС
тыс.кВт
25286,4
25291,4
25296,4
25301,4
25301,4
25301,4
25301,4
ТЭС
тыс.кВт
26430,2
26670,1
26670,1
26673,1
26673,1
26673,1
26673,1
ВИЭ
тыс.кВт
55,2
160,2
210,2
210,2
210,2
210,2
210,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
11524,3
11634,3
11689,3
11694,3
11694,3
11694,3
11694,3
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
2464,0
2159,0
1740,0
1201,0
951,0
713,0
653,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
37783,6
38328,5
38747,5
39289,5
39539,5
39777,5
39837,5
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
4932,6
4952,5
4523,5
4129,2
4079,6
4160,0
4065,5

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения собственного максимума с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
206755,0
210091,0
215771,0
222980,0
224376,0
225873,0
226595,0
Рост потребления электрической энергии
%
1,6
2,7
3,3
0,6
0,7
0,3
Собственный максимум
тыс.кВт
30657,0
31131,0
31924,0
32801,0
33078,0
33221,0
33361,0
Число часов использования максимума
час
6744
6749
6759
6798
6783
6799
6792
Экспорт мощности
тыс.кВт
300,0
300,0
300,0
300,0
300,0
300,0
300,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
3679,0
3736,0
3831,0
3936,0
3969,0
3987,0
4003,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
34636,0
35167,0
36055,0
37037,0
37347,0
37508,0
37664,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
51771,8
52121,7
52176,7
52184,7
52184,7
52184,7
52184,7
АЭС
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ГЭС
тыс.кВт
25286,4
25291,4
25296,4
25301,4
25301,4
25301,4
25301,4
ТЭС
тыс.кВт
26430,2
26670,1
26670,1
26673,1
26673,1
26673,1
26673,1
ВИЭ
тыс.кВт
55,2
160,2
210,2
210,2
210,2
210,2
210,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
11524,3
11634,3
11689,3
11694,3
11694,3
11694,3
11694,3
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
1698,0
1382,0
943,0
382,0
125,0
0,0
0,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
38549,6
39105,5
39544,5
40108,5
40365,5
40490,5
40490,5
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
3913,6
3938,5
3489,5
3071,5
3018,5
2982,5
2826,5

Баланс мощности ОЭС Востока на час прохождения совмещенного максимума с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
34567,0
38762,0
39503,0
40161,0
41011,0
41574,0
43098,0
Рост потребления электрической энергии
%
2,1
1,7
1,5
1,4
1,4
3,1
Максимум, совмещенный с ЕЭС
тыс.кВт
5282,0
5653,0
5767,0
5842,0
5948,0
6080,0
6339,0
Число часов использования максимума
час
6544
6857
6850
6875
6895
6838
6799
Экспорт мощности
тыс.кВт
500,0
500,0
500,0
500,0
500,0
500,0
500,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
1162,0
1244,0
1269,0
1285,0
1309,0
1338,0
1395,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
6944,0
7397,0
7536,0
7627,0
7757,0
7918,0
8234,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
10775,7
11387,8
11357,8
11290,8
11855,8
11855,8
11855,8
АЭС
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ГЭС
тыс.кВт
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
ТЭС
тыс.кВт
6158,2
6770,3
6740,3
6673,3
7238,3
7238,3
7238,3
ВИЭ
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
13,3
118,9
118,9
118,9
432,9
432,9
432,9
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
10762,4
11268,9
11238,9
11171,9
11422,9
11422,9
11422,9
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
3818,4
3871,9
3702,9
3544,9
3665,9
3504,9
3188,9

Примечание: с 2017 года в ОЭС Востока учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Западного энергорайона и 2018 года Центрального энергорайона.

Баланс мощности ОЭС Востока на час прохождения собственного максимума с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Потребление электрической энергии
млн.кВт.ч
34567,0
38762,0
39503,0
40161,0
41011,0
41574,0
43098,0
Рост потребления электрической энергии
%
2,1
1,7
1,5
1,4
1,4
3,1
Собственный максимум
тыс.кВт
6111,0
6541,0
6672,0
6758,0
6877,0
7028,0
7327,0
Число часов использования максимума
час
5657
5926
5921
5943
5964
5915
5882
Экспорт мощности
тыс.кВт
500,0
500,0
500,0
500,0
500,0
500,0
500,0
Нормативный резерв мощности
тыс.кВт
1344,0
1439,0
1468,0
1487,0
1513,0
1546,0
1612,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
ИТОГО спрос на мощность
тыс.кВт
7955,0
8480,0
8640,0
8745,0
8890,0
9074,0
9439,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
10775,7
11387,8
11357,8
11290,8
11855,8
11855,8
11855,8
АЭС
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ГЭС
тыс.кВт
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
ТЭС
тыс.кВт
6158,2
6770,3
6740,3
6673,3
7238,3
7238,3
7238,3
ВИЭ
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки
тыс.кВт
13,3
118,9
118,9
118,9
432,9
432,9
432,9
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Невыдаваемая мощность
тыс.кВт
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
10762,4
11268,9
11238,9
11171,9
11422,9
11422,9
11422,9
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
тыс.кВт
2807,4
2788,9
2598,9
2426,9
2532,9
2348,9
1983,9

Примечание: с 2017 года в ОЭС Востока учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Западного энергорайона и 2018 года Центрального энергорайона.

Приложение N 10
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

РЕГИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА
ПЕРСПЕКТИВНЫХ БАЛАНСОВ МОЩНОСТИ С УЧЕТОМ ВВОДОВ
И МЕРОПРИЯТИЙ ПО ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ, МОДЕРНИЗАЦИИ,
РЕКОНСТРУКЦИИ И ПЕРЕМАРКИРОВКЕ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ
РЕАЛИЗАЦИИ НА 2017 - 2023 ГОДЫ

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Северо-Запада с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

МВт

ОЭС Северо-Запада
2016 г. факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
13652,0
14335
14450
14512
14594
14728
14884
15021
ЭС Архангельской области
Потребность (собственный максимум)
1203,0
1197
1200
1201
1207
1218
1229
1240
Покрытие (установленная мощность)
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
1649,5
ВИЭ
ЭС Калининградской области
Потребность (собственный максимум)
778,0
866
872
876
880
888
896
904
Покрытие (установленная мощность)
973,8
951,3
1719,3
1914,3
1914,3
1914,3
1914,3
1914,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
ТЭС
967,0
944,5
1712,5
1907,5
1907,5
1907,5
1907,5
1907,5
ВИЭ
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
ЭС Республики Карелия
Потребность (собственный максимум)
1224,0
1193
1198
1201
1208
1217
1223
1229
Покрытие (установленная мощность)
1098,1
1098,1
1098,1
1147,9
1147,9
1147,9
1147,9
1147,9
в том числе:
АЭС
ГЭС
640,1
640,1
640,1
689,9
689,9
689,9
689,9
689,9
ТЭС
458,0
458,0
458,0
458,0
458,0
458,0
458,0
458,0
ВИЭ
ЭС Республики Коми
Потребность (собственный максимум)
1389,0
1341
1342
1343
1348
1357
1369
1382
Покрытие (установленная мощность)
2460,7
2535,7
2535,7
2535,7
2535,7
2535,7
2535,7
2535,7
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
2460,7
2535,7
2535,7
2535,7
2535,7
2535,7
2535,7
2535,7
ВИЭ
ЭС Ленинградской области и города Санкт-Петербург
Потребность (собственный максимум)
7585,0
7721
7812
7860
7914
8007
8129
8232
Покрытие (установленная мощность)
12915,9
14017,7
13017,7
13017,7
13198,5
13198,5
13198,5
14397,3
в том числе:
АЭС
4000,0
5198,8
4198,8
4198,8
4397,6
4397,6
4397,6
5596,4
ГЭС
709,8
709,8
709,8
709,8
709,8
709,8
709,8
709,8
ТЭС
8206,1
8109,1
8109,1
8109,1
8091,1
8091,1
8091,1
8091,1
ВИЭ
ЭС Мурманской области
Потребность (собственный максимум)
1935,0
1861
1866
1869
1872
1874
1877
1878
Покрытие (установленная мощность)
3605,9
3577,9
3577,9
3577,9
3577,9
3577,9
3577,9
3577,9
в том числе:
АЭС
1760,0
1760,0
1760,0
1760,0
1760,0
1760,0
1760,0
1760,0
ГЭС
1594,6
1594,6
1594,6
1594,6
1594,6
1594,6
1594,6
1594,6
ТЭС
250,0
222,0
222,0
222,0
222,0
222,0
222,0
222,0
ВИЭ
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
ЭС Новгородской области
Потребность (собственный максимум)
699,0
694
702
707
713
719
721
723
Покрытие (установленная мощность)
422,5
422,5
422,5
422,5
422,5
422,5
422,5
422,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
422,5
422,5
422,5
422,5
422,5
422,5
422,5
422,5
ВИЭ
ЭС Псковской области
Потребность (собственный максимум)
413,0
427
430
432
434
439
441
443
Покрытие (установленная мощность)
445,7
445,7
445,7
445,7
445,7
445,7
445,7
445,7
в том числе:
АЭС
ГЭС
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
ТЭС
442,7
442,7
442,7
442,7
442,7
442,7
442,7
442,7
ВИЭ

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Центра с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

МВт

ОЭС Центра
2016 г. факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
35951,8
37502
37697
37924
38135
38474
38873
39262
ЭС Белгородской области
Потребность (собственный максимум)
2219,0
2197
2218
2237
2250
2276
2302
2311
Покрытие (установленная мощность)
251,0
266,0
266,0
266,0
266,0
266,0
266,0
266,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
251,0
251,0
251,0
251,0
251,0
251,0
251,0
251,0
ВИЭ
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
ЭС Брянской области
Потребность (собственный максимум)
755,0
747
749
750
753
761
767
772
Покрытие (установленная мощность)
12,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
12,0
ВИЭ
ЭС Владимирской области
Потребность (собственный максимум)
1201,7
1209
1212
1219
1226
1234
1243
1253
Покрытие (установленная мощность)
608,0
608,0
608,0
608,0
608,0
608,0
608,0
608,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
608,0
608,0
608,0
608,0
608,0
608,0
608,0
608,0
ВИЭ
ЭС Вологодской области
Потребность (собственный максимум)
1968,0
1972
1980
1989
1971
2001
2014
2027
Покрытие (установленная мощность)
1939,8
1935,8
1935,8
1935,8
1935,8
1935,8
1935,8
1935,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
26,3
26,3
26,3
26,3
26,3
26,3
26,3
26,3
ТЭС
1913,5
1909,5
1909,5
1909,5
1909,5
1909,5
1909,5
1909,5
ВИЭ
ЭС Воронежской области
Потребность (собственный максимум)
1745,0
1863
1898
1965
2018
2032
2055
2064
Покрытие (установленная мощность)
2877,4
2832,3
4250,7
4250,7
4142,7
4142,7
4142,7
4142,7
в том числе:
АЭС
2612,4
2597,3
3792,7
3792,7
3792,7
3792,7
3792,7
3792,7
ГЭС
ТЭС
265,0
235,0
458,0
458,0
350,0
350,0
350,0
350,0
ВИЭ
ЭС Ивановской области
Потребность (собственный максимум)
625,0
596
595
600
604
608
611
616
Покрытие (установленная мощность)
982,0
982,0
982,0
982,0
982,0
982,0
982,0
982,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
982,0
982,0
982,0
982,0
982,0
982,0
982,0
982,0
ВИЭ
ЭС Калужской области
Потребность (собственный максимум)
1113,0
1158
1161
1167
1172
1182
1198
1215
Покрытие (установленная мощность)
124,0
124,0
124,0
124,0
124,0
124,0
124,0
124,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
124,0
124,0
124,0
124,0
124,0
124,0
124,0
124,0
ВИЭ
ЭС Костромской области
Потребность (собственный максимум)
645,0
635
635
637
637
642
646
650
Покрытие (установленная мощность)
3824,0
3803,0
3803,0
3803,0
3803,0
3803,0
3803,0
3803,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
3824,0
3803,0
3803,0
3803,0
3803,0
3803,0
3803,0
3803,0
ВИЭ
ЭС Курской области
Потребность (собственный максимум)
1259,0
1248
1250
1253
1258
1262
1268
1275
Покрытие (установленная мощность)
4320,7
4315,9
4315,9
4315,9
4315,9
4315,9
4565,9
5815,9
в том числе:
АЭС
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4250,0
5500,0
ГЭС
ТЭС
320,7
315,9
315,9
315,9
315,9
315,9
315,9
315,9
ВИЭ
ЭС Липецкой области
Потребность (собственный максимум)
1847,0
1803
1824
1828
1833
1851
1868
1887
Покрытие (установленная мощность)
1137,2
1147,2
1147,2
1147,2
1147,2
1147,2
1147,2
1147,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1137,2
1147,2
1147,2
1147,2
1147,2
1147,2
1147,2
1147,2
ВИЭ
ЭС Московской области и города Москва
Потребность (собственный максимум)
17236,0
17863
17922
18007
18113
18283
18526
18772
Покрытие (установленная мощность)
18652,6
18377,6
18377,6
18617,6
17619,6
17619,6
17619,6
17619,6
в том числе:
АЭС
ГЭС
83,4
83,4
83,4
83,4
83,4
83,4
83,4
83,4
ГАЭС
1200,0
1200,0
1200,0
2040,0
2040,0
2040,0
2040,0
2040,0
ТЭС
17369,2
17094,2
17094,2
16494,2
15496,2
15496,2
15496,2
15496,2
ВИЭ
ЭС Орловской области
Потребность (собственный максимум)
483,0
497
501
504
506
508
509
512
Покрытие (установленная мощность)
396,0
390,0
390,0
390,0
372,0
372,0
372,0
372,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
396,0
390,0
390,0
390,0
372,0
372,0
372,0
372,0
ВИЭ
ЭС Рязанской области
Потребность (собственный максимум)
1082,0
1114
1117
1118
1121
1131
1140
1148
Покрытие (установленная мощность)
3795,0
3789,6
3819,6
3819,6
3801,6
3801,6
3801,6
3801,6
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
3795,0
3789,6
3819,6
3819,6
3801,6
3801,6
3801,6
3801,6
ВИЭ
ЭС Смоленской области
Потребность (собственный максимум)
1025,0
1009
1009
1010
1011
1013
1015
1017
Покрытие (установленная мощность)
4033,0
4033,0
4033,0
4033,0
4033,0
4033,0
4033,0
4033,0
в том числе:
АЭС
3000,0
3000,0
3000,0
3000,0
3000,0
3000,0
3000,0
3000,0
ГЭС
ТЭС
1033,0
1033,0
1033,0
1033,0
1033,0
1033,0
1033,0
1033,0
ВИЭ
ЭС Тамбовской области
Потребность (собственный максимум)
616,0
620
620
621
624
628
632
637
Покрытие (установленная мощность)
381,0
356,0
356,0
356,0
338,0
338,0
338,0
338,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
381,0
356,0
356,0
356,0
338,0
338,0
338,0
338,0
ВИЭ
ЭС Тверской области
Потребность (собственный максимум)
1368,0
1420
1424
1428
1432
1433
1436
1443
Покрытие (установленная мощность)
6795,6
6795,6
6795,6
6795,6
6795,6
6795,6
6795,6
6795,6
в том числе:
АЭС
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
ГЭС
2,6
2,6
2,6
2,6
2,6
2,6
2,6
2,6
ТЭС
2793,0
2793,0
2793,0
2793,0
2793,0
2793,0
2793,0
2793,0
ВИЭ
ЭС Тульской области
Потребность (собственный максимум)
1537,0
1526
1536
1537
1546
1560
1577
1591
Покрытие (установленная мощность)
1632,2
1607,2
1607,2
1607,2
1582,2
1582,2
1582,2
1582,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1632,2
1607,2
1607,2
1607,2
1582,2
1582,2
1582,2
1582,2
ВИЭ
ЭС Ярославской области
Потребность (собственный максимум)
1368,0
1413
1418
1422
1426
1437
1448
1459
Покрытие (установленная мощность)
1117,1
1567,1
1577,1
1577,1
1537,1
1537,1
1537,1
1537,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
476,6
476,6
486,6
486,6
496,6
496,6
496,6
496,6
ТЭС
640,5
1090,5
1090,5
1090,5
1040,5
1040,5
1040,5
1040,5
ВИЭ

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Средней Волги с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

МВт

ОЭС Средней Волги
2016 г. факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
16774,0
16754
16826
16876
16933
17058
17166
17264
ЭС Республики Марий-Эл
Потребность (собственный максимум)
464,0
528
530
530
532
536
539
542
Покрытие (установленная мощность)
240,5
240,5
240,5
240,5
240,5
240,5
240,5
240,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
240,5
240,5
240,5
240,5
240,5
240,5
240,5
240,5
ВИЭ
ЭС Республики Мордовия
Потребность (собственный максимум)
535,0
515
518
519
521
526
531
537
Покрытие (установленная мощность)
388,0
388,0
388,0
388,0
388,0
388,0
388,0
388,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
388,0
388,0
388,0
388,0
388,0
388,0
388,0
388,0
ВИЭ
ЭС Нижегородской области
Потребность (собственный максимум)
3444,0
3273
3294
3301
3310
3333
3355
3377
Покрытие (установленная мощность)
2782,3
2791,0
2791,0
2791,0
2848,5
2848,5
2848,5
2848,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
520,0
520,0
520,0
520,0
527,5
527,5
527,5
527,5
ТЭС
2262,3
2271,0
2271,0
2271,0
2321,0
2321,0
2321,0
2321,0
ВИЭ
ЭС Пензенской области
Потребность (собственный максимум)
859,0
855
859
860
863
869
873
877
Покрытие (установленная мощность)
435,0
435,0
435,0
435,0
435,0
435,0
435,0
435,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
435,0
435,0
435,0
435,0
435,0
435,0
435,0
435,0
ВИЭ
ЭС Самарской области
Потребность (собственный максимум)
3637,0
3589
3596
3615
3625
3651
3668
3675
Покрытие (установленная мощность)
5914,8
5985,8
5995,8
5995,8
5876,1
5876,1
5876,1
5876,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
2446,0
2467,0
2488,0
2488,0
2488,0
2488,0
2488,0
2488,0
ТЭС
3468,8
3468,8
3432,8
3432,8
3313,1
3313,1
3313,1
3313,1
ВИЭ
50,0
75,0
75,0
75,0
75,0
75,0
75,0
ЭС Саратовской области
Потребность (собственный максимум)
2085,0
2034
2044
2046
2061
2082
2103
2122
Покрытие (установленная мощность)
6601,0
6602,0
6623,0
6629,0
6629,0
6629,0
6629,0
6629,0
в том числе:
АЭС
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
4000,0
ГЭС
1397,0
1409,0
1415,0
1421,0
1421,0
1421,0
1421,0
1421,0
ТЭС
1204,0
1163,0
1163,0
1163,0
1163,0
1163,0
1163,0
1163,0
ВИЭ
30,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
ЭС Республики Татарстан
Потребность (собственный максимум)
4393,0
4264
4281
4297
4306
4335
4361
4386
Покрытие (установленная мощность)
7510,1
7928,6
8069,6
8069,6
7883,6
7883,6
7883,6
7883,6
в том числе:
АЭС
ГЭС
1205,0
1205,0
1205,0
1205,0
1205,0
1205,0
1205,0
1205,0
ТЭС
6305,1
6723,6
6864,6
6864,6
6678,6
6678,6
6678,6
6678,6
ВИЭ
ЭС Ульяновской области
Потребность (собственный максимум)
1062,0
1022
1028
1031
1035
1041
1045
1051
Покрытие (установленная мощность)
944,5
1024,5
1024,5
1024,5
1024,5
1024,5
1024,5
1024,5
в том числе:
АЭС
72,0
72,0
72,0
72,0
72,0
72,0
72,0
72,0
ГЭС
ТЭС
872,5
872,5
872,5
872,5
872,5
872,5
872,5
872,5
ВИЭ
80,0
80,0
80,0
80,0
80,0
80,0
80,0
ЭС Чувашской Республики
Потребность (собственный максимум)
862,0
843
846
847
850
857
864
871
Покрытие (установленная мощность)
2187,0
2187,0
2187,0
2187,0
2187,0
2187,0
2187,0
2187,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
1370,0
1370,0
1370,0
1370,0
1370,0
1370,0
1370,0
1370,0
ТЭС
817,0
817,0
817,0
817,0
817,0
817,0
817,0
817,0
ВИЭ

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Юга с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

МВт

ОЭС Юга
2016 г. факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
14467,0
15459
15756
16056
16241
16446
16710
16853
ЭС Астраханской области
Потребность (собственный максимум)
744,0
798
799
800
804
813
823
831
Покрытие (установленная мощность)
744,0
984,0
984,0
984,0
984,0
984,0
984,0
984,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
744,0
744,0
744,0
744,0
744,0
744,0
744,0
744,0
ВИЭ
240,0
240,0
240,0
240,0
240,0
240,0
240,0
ЭС Волгоградской области
Потребность (собственный максимум)
2482,0
2391
2414
2434
2460
2491
2518
2545
Покрытие (установленная мощность)
4016,6
3995,1
4020,1
4020,1
4020,1
4020,1
4020,1
4020,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
2682,5
2693,0
2693,0
2693,0
2693,0
2693,0
2693,0
2693,0
ТЭС
1334,1
1302,1
1302,1
1302,1
1302,1
1302,1
1302,1
1302,1
ВИЭ
25,0
25,0
25,0
25,0
25,0
25,0
ЭС Республики Дагестан
Потребность (собственный максимум)
1260,0
1223
1237
1249
1255
1272
1289
1305
Покрытие (установленная мощность)
1904,1
1909,1
1909,1
1909,1
1909,1
1909,1
1909,1
1909,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
1886,1
1886,1
1886,1
1886,1
1886,1
1886,1
1886,1
1886,1
ТЭС
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
ВИЭ
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
ЭС Республики Ингушетия
Потребность (собственный максимум)
136,0
147
148
149
150
150
151
150
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
ЭС Кабардино-Балкарской Республики
Потребность (собственный максимум)
303,0
317
318
323
325
327
330
333
Покрытие (установленная мощность)
210,1
210,1
220,1
230,1
230,1
230,1
230,1
230,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
188,1
188,1
198,1
208,1
208,1
208,1
208,1
208,1
ТЭС
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
22,0
ВИЭ
ЭС Республики Калмыкия
Потребность (собственный максимум)
100,0
112
117
118
119
120
121
124
Покрытие (установленная мощность)
21,4
102,4
102,4
127,4
127,4
127,4
127,4
127,4
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
18,0
ВИЭ
3,4
84,4
84,4
109,4
109,4
109,4
109,4
109,4
ЭС Карачаево-Черкесской Республики
Потребность (собственный максимум)
224,0
227
239
241
243
244
246
247
Покрытие (установленная мощность)
327,8
329,0
334,6
334,6
334,6
334,6
334,6
334,6
в том числе:
АЭС
ГЭС
161,8
163,0
168,6
168,6
168,6
168,6
168,6
168,6
ГАЭС
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
ТЭС
26,0
26,0
26,0
26,0
26,0
26,0
26,0
26,0
ВИЭ
ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея
Потребность (собственный максимум)
4599,0
4726
4857
4996
5079
5134
5227
5275
Покрытие (установленная мощность)
2442,6
2397,6
2497,6
2697,6
2932,6
2932,6
2932,6
2932,6
в том числе:
АЭС
ГЭС
79,4
79,4
79,4
79,4
79,4
79,4
79,4
79,4
ТЭС
2363,2
2318,2
2268,2
2268,2
2243,2
2243,2
2243,2
2243,2
ВИЭ
150,0
350,0
610,0
610,0
610,0
610,0
ЭС Республики Крым и города Севастополь
Потребность (собственный максимум)
1408
1440
1481
1522
1560
1583
1610
Покрытие (установленная мощность)
1412,8
1882,8
1882,8
1882,8
1882,8
1882,8
1882,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1023,8
1493,8
1493,8
1493,8
1493,8
1493,8
1493,8
ВИЭ
389,0
389,0
389,0
389,0
389,0
389,0
389,0
ЭС Ростовской области
Потребность (собственный максимум)
3013,0
3103
3139
3198
3210
3245
3329
3342
Покрытие (установленная мощность)
6186,7
7256,7
7256,7
7256,7
7256,7
7256,7
7256,7
7256,7
в том числе:
АЭС
3000,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
ГЭС
211,5
211,5
211,5
211,5
211,5
211,5
211,5
211,5
ТЭС
2975,2
2975,2
2975,2
2975,2
2975,2
2975,2
2975,2
2975,2
ВИЭ
ЭС Республики Северная Осетия - Алания
Потребность (собственный максимум)
390,0
427
432
437
439
442
443
446
Покрытие (установленная мощность)
106,9
106,9
106,9
448,9
448,9
448,9
448,9
448,9
в том числе:
АЭС
ГЭС
100,9
100,9
100,9
442,9
442,9
442,9
442,9
442,9
ТЭС
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
ВИЭ
ЭС Ставропольского края
Потребность (собственный максимум)
1685,0
1688
1714
1738
1753
1777
1794
1793
Покрытие (установленная мощность)
4640,2
4694,2
4724,3
4749,3
4749,3
4749,3
4749,3
4749,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
479,5
479,5
484,6
484,6
484,6
484,6
484,6
484,6
ТЭС
4160,7
4164,7
4164,7
4164,7
4164,7
4164,7
4164,7
4164,7
ВИЭ
50,0
75,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
ЭС Чеченской Республики
Потребность (собственный максимум)
493,0
509
528
544
548
553
558
565
Покрытие (установленная мощность)
1,3
1,3
361,3
361,3
361,3
361,3
361,3
361,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
ТЭС
360,0
360,0
360,0
360,0
360,0
360,0
ВИЭ

--------------------------------

<*> С 2017 года энергосистема Республики Крым и города Севастополь учитывается в составе ОЭС Юга.

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Урала с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

МВт

ОЭС Урала
2016 г. факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
37444,0
36354
36574
36865
37078
37450
37843
38188
ЭС Республики Башкортостан
Потребность (собственный максимум)
4145,0
4134
4156
4175
4194
4234
4273
4314
Покрытие (установленная мощность)
5121,9
5560,9
5580,9
5626,5
5626,5
5626,5
5626,5
5626,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
223,4
223,4
223,4
257,0
257,0
257,0
257,0
257,0
ТЭС
4871,3
5291,3
5291,3
5303,3
5303,3
5303,3
5303,3
5303,3
ВИЭ
27,2
46,2
66,2
66,2
66,2
66,2
66,2
66,2
Энергосистема Кировской области
Потребность (собственный максимум)
1224,0
1210
1215
1223
1223
1230
1236
1242
Покрытие (установленная мощность)
961,3
934,3
934,3
934,3
934,3
934,3
934,3
934,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
961,3
934,3
934,3
934,3
934,3
934,3
934,3
934,3
ВИЭ
ЭС Курганской области
Потребность (собственный максимум)
757,0
730
731
733
733
737
740
742
Покрытие (установленная мощность)
699,7
698,4
698,4
698,4
698,4
698,4
698,4
698,4
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
699,7
698,4
698,4
698,4
698,4
698,4
698,4
698,4
ВИЭ
ЭС Оренбургской области
Потребность (собственный максимум)
2315,0
2289
2307
2337
2366
2391
2417
2438
Покрытие (установленная мощность)
3649,0
3739,0
3764,0
3934,0
3934,0
3934,0
3934,0
3934,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
ТЭС
3589,0
3589,0
3589,0
3589,0
3589,0
3589,0
3589,0
3589,0
ВИЭ
30,0
120,0
145,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
ЭС Пермского края
Потребность (собственный максимум)
3715,0
3576
3596
3601
3619
3633
3637
3633
Покрытие (установленная мощность)
6906,3
7617,5
7632,5
7647,5
7638,0
7638,0
7638,0
7638,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
1595,8
1595,8
1610,8
1625,8
1640,8
1640,8
1640,8
1640,8
ТЭС
5310,5
6021,7
6021,7
6021,7
5997,2
5997,2
5997,2
5997,2
ВИЭ
ЭС Свердловской области
Потребность (собственный максимум)
6620,0
6311
6334
6389
6415
6471
6527
6584
Покрытие (установленная мощность)
10419,5
10673,5
10285,5
10285,5
10178,5
10178,5
10178,5
10178,5
в том числе:
АЭС
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
ГЭС
7,0
7,0
7,0
7,0
7,0
7,0
7,0
7,0
ТЭС
8927,5
9181,5
8793,5
8793,5
8686,5
8686,5
8686,5
8686,5
ВИЭ
ЭС Тюменской области, ЯНАО, ХМАО
Потребность (собственный максимум)
12795,0
12352
12468
12532
12635
12826
13052
13223
Покрытие (установленная мощность)
16897,5
17094,8
17227,6
17227,6
17227,6
17227,6
17227,6
17227,6
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
16897,5
17094,8
17227,6
17227,6
17227,6
17227,6
17227,6
17227,6
ВИЭ
ЭС Удмуртской Республики
Потребность (собственный максимум)
1592,0
1553
1553
1556
1557
1568
1579
1589
Покрытие (установленная мощность)
741,8
741,8
741,8
741,8
741,8
741,8
741,8
741,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
741,8
741,8
741,8
741,8
741,8
741,8
741,8
741,8
ВИЭ
ЭС Челябинской области
Потребность (собственный максимум)
5113,0
5163
5184
5282
5301
5348
5378
5420
Покрытие (установленная мощность)
5734,7
6062,2
5852,2
5852,2
5802,2
5802,2
5802,2
5802,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
5734,7
6047,2
5792,2
5792,2
5742,2
5742,2
5742,2
5742,2
ВИЭ
15,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Сибири с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

МВт

ОЭС Сибири
2016 г. факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
28178,5
29063
29532
30289
31125
31393
31534
31671
ЭС Республики Алтай и Алтайского края
Потребность (собственный максимум)
1882,0
1913
1917
1921
1924
1929
1933
1933
Покрытие (установленная мощность)
1559,1
1584,1
1599,0
1619,0
1644,0
1644,0
1644,0
1644,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1544,1
1544,1
1559,0
1559,0
1584,0
1584,0
1584,0
1584,0
ВИЭ
15,0
40,0
40,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
ЭС Республики Бурятия
Потребность (собственный максимум)
943,0
949
949
961
965
973
975
986
Покрытие (установленная мощность)
1363,4
1373,4
1433,4
1433,4
1433,4
1433,4
1433,4
1433,4
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1363,4
1363,4
1363,4
1363,4
1363,4
1363,4
1363,4
1363,4
ВИЭ
10,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
ЭС Забайкальского края
Потребность (собственный максимум)
1280,0
1273
1272
1277
1279
1288
1291
1293
Покрытие (установленная мощность)
1593,8
1593,8
1623,8
1623,8
1599,8
1599,8
1599,8
1599,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1593,8
1593,8
1593,8
1593,8
1569,8
1569,8
1569,8
1569,8
ВИЭ
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
ЭС Иркутской области
Потребность (собственный максимум)
7936,0
7863
7889
8304
8591
8829
9029
9130
Покрытие (установленная мощность)
13249,1
13137,1
13152,1
13152,1
13128,1
13128,1
13128,1
13128,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
9088,4
9088,4
9088,4
9088,4
9088,4
9088,4
9088,4
9088,4
ТЭС
4160,7
4048,7
4048,7
4048,7
4024,7
4024,7
4024,7
4024,7
ВИЭ
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
ЭС Красноярского края
Потребность (собственный максимум)
6800,0
6725
7143
7156
7414
7420
7382
7429
Покрытие (установленная мощность)
15841,8
15841,8
15991,8
15991,8
15967,8
15967,8
15967,8
15967,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
9002,0
9002,0
9002,0
9002,0
9002,0
9002,0
9002,0
9002,0
ТЭС
6839,8
6839,8
6989,8
6989,8
6965,8
6965,8
6965,8
6965,8
ВИЭ
ЭС Кемеровской области
Потребность (собственный максимум)
4439,0
4482
4485
4469
4453
4441
4410
4381
Покрытие (установленная мощность)
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
5522,3
ВИЭ
ЭС Новосибирской области
Потребность (собственный максимум)
2734,0
2703
2712
2721
2729
2742
2750
2759
Покрытие (установленная мощность)
2992,5
2894,0
2899,0
2904,0
2909,0
2909,0
2909,0
2909,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
470,0
475,0
480,0
485,0
490,0
490,0
490,0
490,0
ТЭС
2522,5
2419,0
2419,0
2419,0
2419,0
2419,0
2419,0
2419,0
ВИЭ
ЭС Омской области
Потребность (собственный максимум)
1818,0
1831
1840
1849
1857
1868
1875
1882
Покрытие (установленная мощность)
1607,2
1607,2
1682,2
1712,2
1762,2
1762,2
1762,2
1762,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1607,2
1607,2
1682,2
1682,2
1732,2
1732,2
1732,2
1732,2
ВИЭ
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
ЭС Томской области
Потребность (собственный максимум)
1351,0
1316
1323
1325
1326
1328
1327
1327
Покрытие (установленная мощность)
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
1043,9
ВИЭ
ЭС Республики Тыва
Потребность (собственный максимум)
160,0
169
173
178
185
189
192
197
Покрытие (установленная мощность)
39,5
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
39,5
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
ВИЭ
ЭС Республики Хакасская
Потребность (собственный максимум)
2166,0
2166
2170
2523
2855
2854
2844
2834
Покрытие (установленная мощность)
7157,2
7157,2
7157,2
7157,2
7157,2
7157,2
7157,2
7157,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
6721,0
6721,0
6721,0
6721,0
6721,0
6721,0
6721,0
6721,0
ТЭС
431,0
431,0
431,0
431,0
431,0
431,0
431,0
431,0
ВИЭ
5,2
5,2
5,2
5,2
5,2
5,2
5,2
5,2

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

МВт

ОЭС Востока
2016 г. факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
4603,0
5282
5653
5767
5842
5948
6080
6339
ЭС Амурской области
Потребность (собственный максимум)
1397,0
1396
1407
1437
1448
1455
1486
1497
Покрытие (установленная мощность)
3846,0
4166,0
4166,0
4166,0
4147,0
4147,0
4147,0
4147,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
3340,0
3660,0
3660,0
3660,0
3660,0
3660,0
3660,0
3660,0
ТЭС
506,0
506,0
506,0
506,0
487,0
487,0
487,0
487,0
ВИЭ
ЭС Приморского края
Потребность (собственный максимум)
2251,0
2306
2361
2389
2405
2417
2498
2683
Покрытие (установленная мощность)
2616,8
2756,3
2750,3
2750,3
2750,3
3315,3
3315,3
3315,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
2616,8
2756,3
2750,3
2750,3
2750,3
3315,3
3315,3
3315,3
ВИЭ
ЭС Хабаровского края и ЕАО
Потребность (собственный максимум)
1648,0
1718
1739
1766
1786
1805
1815
1823
Покрытие (установленная мощность)
2105,7
2225,7
2225,7
2195,7
2147,7
2147,7
2147,7
2147,7
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
2105,7
2225,7
2225,7
2195,7
2147,7
2147,7
2147,7
2147,7
ВИЭ
ЭС Республики Саха (Якутия) <*>
Потребность (собственный максимум)
298,0
952
1322
1375
1419
1507
1542
1650
Покрытие (установленная мощность)
618,0
1627,7
2245,8
2245,8
2245,8
2245,8
2245,8
2245,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
957,5
957,5
957,5
957,5
957,5
957,5
957,5
ТЭС
618,0
670,2
1288,3
1288,3
1288,3
1288,3
1288,3
1288,3
ВИЭ

--------------------------------

<*> С середины 2017 года учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Западного энергорайона и Центрального энергорайона с 2018 года.

Приложение N 11
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ С УЧЕТОМ ВВОДОВ
С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ НА 2017 - 2023 ГОДЫ

Баланс электрической энергии ЕЭС России с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
1027,753
1041,082
1054,439
1070,197
1079,667
1090,467
1101,044
в том числе заряд ГАЭС
млрд.кВт·ч
2,660
2,722
3,282
4,072
4,072
4,072
4,072
Экспорт
млрд.кВт·ч
14,419
13,199
12,039
12,039
11,749
11,549
11,554
Импорт
млрд.кВт·ч
2,990
0,990
0,990
0,990
0,990
0,990
0,990
Потребность
млрд.кВт·ч
1039,182
1053,291
1065,488
1081,246
1090,426
1101,026
1111,608
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
1039,182
1053,291
1065,488
1081,246
1090,426
1101,026
1111,608
ГЭС
млрд.кВт·ч
168,038
185,944
187,391
187,976
187,976
187,976
187,976
АЭС
млрд.кВт·ч
189,286
194,314
206,018
205,766
208,680
204,781
207,977
ТЭС
млрд.кВт·ч
680,838
671,093
669,125
683,894
689,640
704,139
711,525
ВИЭ
млрд.кВт·ч
1,020
1,940
2,954
3,610
4,130
4,130
4,130
Установленная мощность - всего
МВт
244280,2
247236,1
248584,5
247301,6
247866,6
248116,6
250565,4
ГЭС
МВт
49412,0
49489,7
50791,1
50828,6
50828,6
50828,6
50828,6
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ТЭС
МВт
163498,8
165746,6
165323,6
163544,4
164109,4
164109,4
164109,4
ВИЭ
МВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Число часов использования установленной мощности
час/год
АЭС
час/год
6271
6396
6782
6729
6825
6643
6250
ТЭС
4165
4049
4048
4182
4203
4291
4336
ВИЭ
859
1196
1413
1535
1757
1757
1757

Баланс электрической энергии ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
993,186
1002,320
1014,936
1030,036
1038,656
1048,893
1057,946
в том числе заряд ГАЭС
млрд.кВт·ч
2,660
2,722
3,282
4,072
4,072
4,072
4,072
Экспорт
млрд.кВт·ч
11,119
9,899
8,739
8,739
8,449
8,249
8,254
Импорт
млрд.кВт·ч
2,990
0,990
0,990
0,990
0,990
0,990
0,990
Потребность
млрд.кВт·ч
1001,315
1011,229
1022,685
1037,785
1046,115
1056,152
1065,210
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
1001,315
1011,229
1022,685
1037,785
1046,115
1056,152
1065,210
ГЭС
млрд.кВт·ч
153,721
169,464
170,911
171,496
171,496
171,496
171,496
АЭС
млрд.кВт·ч
189,286
194,314
206,018
205,766
208,680
204,781
207,977
ТЭС
млрд.кВт·ч
657,288
645,511
642,802
656,913
661,809
675,745
681,607
ВИЭ
млрд.кВт·ч
1,020
1,940
2,954
3,610
4,130
4,130
4,130
Установленная мощность - всего
МВт
233504,5
235848,3
237226,7
236010,8
236010,8
236260,8
238709,6
ГЭС
МВт
44794,5
44872,2
46173,6
46211,1
46211,1
46211,1
46211,1
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ТЭС
МВт
157340,6
158976,3
158583,3
156871,1
156871,1
156871,1
156871,1
ВИЭ
МВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Число часов использования установленной мощности
час/год
АЭС
час/год
6271
6396
6782
6729
6825
6643
6250
ТЭС
час/год
4178
4061
4054
4188
4219
4308
4346
ВИЭ
час/год
859
1196
1413
1535
1757
1757
1757

Баланс электрической энергии Европейской части ЕЭС с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
786,431
792,229
799,165
807,056
814,280
823,020
831,351
в том числе заряд ГАЭС
млрд.кВт·ч
2,660
2,722
3,282
4,072
4,072
4,072
4,072
Экспорт
млрд.кВт·ч
10,609
9,389
8,229
8,229
7,939
7,739
7,744
Импорт
млрд.кВт·ч
2,960
0,960
0,960
0,960
0,960
0,960
0,960
Передача электрической энергии в ОЭС Сибири
млрд.кВт·ч
4,000
1,800
1,800
1,800
1,800
1,800
1,800
Потребность
млрд.кВт·ч
798,080
802,458
808,234
816,125
823,059
831,599
839,935
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
798,080
802,458
808,234
816,125
823,059
831,599
839,935
ГЭС
млрд.кВт·ч
60,165
62,087
63,534
64,119
64,119
64,119
64,119
АЭС
млрд.кВт·ч
189,286
194,314
206,018
205,766
208,680
204,781
207,977
ТЭС
млрд.кВт·ч
547,635
544,216
536,016
543,008
546,508
558,947
564,087
ВИЭ
млрд.кВт·ч
0,994
1,841
2,666
3,232
3,752
3,752
3,752
Установленная мощность - всего
МВт
181732,7
183726,6
185050
183826,1
183826,1
184076,1
186524,9
ГЭС
МВт
19508,1
19580,8
20877,2
20909,7
20909,7
20909,7
20909,7
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ТЭС
МВт
130910,4
132306,2
131913,2
130198
130198
130198
130198
ВИЭ
МВт
1131,0
1461,0
1881,0
2141,0
2141,0
2141,0
2141,0
Число часов использования установленной мощности
час/год
АЭС
час/год
6271
6396
6782
6729
6825
6643
6250
ТЭС
час/год
4184
4114
4064
4171
4198
4294
4333
ВИЭ
час/год
879
1260
1417
1509
1752
1752
1752

Баланс электрической энергии ОЭС Северо-Запада с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
91,498
92,184
92,591
93,334
93,910
94,949
95,826
в том числе заряд ГАЭС
млрд.кВт·ч
Экспорт, всего в т.ч
млрд.кВт·ч
7,129
7,029
6,829
6,829
6,529
6,329
6,329
в Балтию
млрд.кВт·ч
2,100
2,000
2,000
2,000
1,700
1,600
1,600
в Норвегию (приграничный)
млрд.кВт·ч
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
в Финляндию
млрд.кВт·ч
4,400
4,400
4,200
4,200
4,200
4,100
4,100
в Финляндию (приграничный)
млрд.кВт·ч
0,599
0,599
0,599
0,599
0,599
0,599
0,599
Импорт из Финляндии
млрд.кВт·ч
0,060
0,060
0,060
0,060
0,060
0,060
0,060
Передача электрической энергии в смежные ОЭС
млрд.кВт·ч
5,000
7,200
6,300
7,400
5,400
7,600
8,000
Потребность
млрд.кВт·ч
103,567
106,353
105,660
107,503
105,779
108,818
110,095
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
103,567
106,353
105,660
107,503
105,779
108,818
110,095
ГЭС
млрд.кВт·ч
12,595
12,429
12,629
12,629
12,629
12,629
12,629
АЭС
млрд.кВт·ч
36,827
40,488
39,583
40,665
37,946
40,899
42,161
ТЭС
млрд.кВт·ч
54,143
53,433
53,445
54,206
55,201
55,287
55,302
ВИЭ
млрд.кВт·ч
0,002
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
Установленная мощность - всего
МВт
24698,4
24466,4
24711,2
24892,0
24892,0
24892,0
26090,8
ГЭС
МВт
2949,2
2949,2
2999,0
2999,0
2999,0
2999,0
2999,0
АЭС
МВт
6958,8
5958,8
5958,8
6157,6
6157,6
6157,6
7356,4
ТЭС
МВт
14784,0
15552,0
15747,0
15729,0
15729,0
15729,0
15729,0
ВИЭ
МВт
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
Число часов использования установленной мощности
час/год
АЭС
час/год
5292
6795
6643
6604
6162
6642
5731
ТЭС
час/год
3662
3436
3394
3446
3510
3515
3516
ВИЭ
час/год
315
455
455
455
455
455
455

Баланс электрической энергии ОЭС Центра с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
234,660
236,333
238,742
241,184
243,580
245,828
248,537
в том числе заряд ГАЭС
млрд.кВт·ч
2,580
2,580
3,140
3,930
3,930
3,930
3,930
Экспорт, всего в т.ч.
млрд.кВт·ч
2,000
1,000
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
в Беларусь
млрд.кВт·ч
2,000
1,000
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
Импорт
млрд.кВт·ч
Передача электрической энергии в смежные ОЭС
млрд.кВт·ч
6,500
7,000
6,300
6,000
5,500
6,300
6,000
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
млрд.кВт·ч
5,000
7,200
6,300
7,400
5,400
7,600
8,000
Потребность
млрд.кВт·ч
238,160
237,133
238,772
239,814
243,710
244,558
246,567
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
238,160
237,133
238,772
239,814
243,710
244,558
246,567
ГЭС
млрд.кВт·ч
3,277
3,405
3,820
4,405
4,405
4,405
4,405
АЭС
млрд.кВт·ч
93,689
90,218
99,382
97,916
103,549
96,767
98,666
ТЭС
млрд.кВт·ч
141,167
143,483
135,543
137,466
135,729
143,359
143,469
ВИЭ
млрд.кВт·ч
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
Установленная мощность - всего
МВт
52930,3
54388,7
54628,7
53403,7
53403,7
53653,7
54903,7
ГЭС
МВт
1788,9
1798,9
2638,9
2648,9
2648,9
2648,9
2648,9
АЭС
МВт
13597,3
14792,7
14792,7
14792,7
14792,7
15042,7
16292,7
ТЭС
МВт
37529,1
37782,1
37182,1
35947,1
35947,1
35947,1
35947,1
ВИЭ
МВт
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
Число часов использования установленной мощности
час/год
АЭС
час/год
6890
6099
6718
6619
7000
6433
6056
ТЭС
час/год
3762
3798
3645
3824
3776
3988
3991
ВИЭ
час/год
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800

Баланс электрической энергии ОЭС Юга с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
96,813
98,535
100,445
102,061
103,310
104,918
106,336
в том числе заряд ГАЭС
млрд.кВт·ч
0,080
0,142
0,142
0,142
0,142
0,142
0,142
Экспорт, всего в т.ч
млрд.кВт·ч
0,420
0,300
0,310
0,310
0,320
0,320
0,325
в Грузию
млрд.кВт·ч
0,240
0,120
0,120
0,120
0,120
0,120
0,120
в Южную Осетию
млрд.кВт·ч
0,150
0,150
0,160
0,160
0,170
0,170
0,175
в Казахстан
млрд.кВт·ч
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
Импорт из Азербайджана
млрд.кВт·ч
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
млрд.кВт·ч
3,000
2,000
Потребность
млрд.кВт·ч
94,233
96,835
100,755
102,371
103,630
105,238
106,661
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
94,233
96,835
100,755
102,371
103,630
105,238
106,661
ГЭС
млрд.кВт·ч
18,986
20,978
21,810
21,810
21,810
21,810
21,810
АЭС
млрд.кВт·ч
21,000
24,983
28,490
28,490
28,490
28,490
28,490
ТЭС
млрд.кВт·ч
53,453
49,672
48,866
49,992
50,731
52,339
53,762
ВИЭ
млрд.кВт·ч
0,794
1,202
1,589
2,079
2,599
2,599
2,599
Установленная мощность всего
МВт
23399,2
24399,9
25001,9
25236,9
25236,9
25236,9
25236,9
ГЭС
МВт
5942,9
5963,6
6315,6
6315,6
6315,6
6315,6
6315,6
АЭС
МВт
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
ТЭС
МВт
12617,9
13397,9
13397,9
13372,9
13372,9
13372,9
13372,9
ВИЭ
МВт
768,4
968,4
1218,4
1478,4
1478,4
1478,4
1478,4
Число часов использования установленной мощности
час/год
АЭС
час/год
5160
6138
7000
7000
7000
7000
7000
ТЭС
час/год
4242
3712
3652
3743
3799
3919
4026
ВИЭ
час/год
1033
1241
1304
1406
1758
1758
1758

Баланс электрической энергии Средней Волги с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
104,700
105,201
105,569
106,350
106,936
107,745
108,482
Экспорт в Казахстан
млрд.кВт·ч
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
Импорт
млрд.кВт·ч
Передача электрической энергии в смежные ОЭС
млрд.кВт·ч
5,500
6,000
5,000
4,000
3,000
3,000
2,000
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
млрд.кВт·ч
6,500
7,000
6,300
6,000
5,500
6,300
6,000
Потребность
млрд.кВт·ч
103,730
104,231
104,299
104,380
104,466
104,475
104,512
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
103,730
104,231
104,299
104,380
104,466
104,475
104,512
ГЭС
млрд.кВт·ч
20,173
20,310
20,310
20,310
20,310
20,310
20,310
АЭС
млрд.кВт·ч
28,300
28,300
28,300
28,300
28,300
28,300
28,300
ТЭС
млрд.кВт·ч
55,222
55,317
55,313
55,394
55,480
55,489
55,526
ВИЭ
млрд.кВт·ч
0,035
0,304
0,376
0,376
0,376
0,376
0,376
Установленная мощность - всего
МВт
27582,4
27754,4
27760,4
27512,2
27512,2
27512,2
27512,2
ГЭС
МВт
6971,0
6998,0
7004,0
7011,5
7011,5
7011,5
7011,5
АЭС
МВт
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
ТЭС
МВт
16379,4
16484,4
16484,4
16228,7
16228,7
16228,7
16228,7
ВИЭ
МВт
160,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
Число часов использования установленной мощности
час/год
АЭС
час/год
6950
6950
6950
6950
6950
6950
6950
ТЭС
час/год
3371
3356
3356
3413
3419
3419
3421
ВИЭ
час/год
217
1518
1878
1878
1878
1878
1878

Баланс электрической энергии ОЭС Урала с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
258,760
259,976
261,818
264,127
266,544
269,580
272,170
в том числе заряд ГАЭС
млрд.кВт·ч
Экспорт в Казахстан
млрд.кВт·ч
1,030
1,030
1,030
1,030
1,030
1,030
1,030
Импорт из Казахстана
млрд.кВт·ч
2,900
0,900
0,900
0,900
0,900
0,900
0,900
Передача электрической энергии в смежные ОЭС
млрд.кВт·ч
4,000
1,800
1,800
1,800
1,800
1,800
1,800
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
млрд.кВт·ч
2,500
4,000
5,000
4,000
3,000
3,000
2,000
Потребность
млрд.кВт·ч
258,390
257,906
258,748
262,057
265,474
268,510
272,100
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
258,390
257,906
258,748
262,057
265,474
268,510
272,100
ГЭС
млрд.кВт·ч
5,134
4,965
4,965
4,965
4,965
4,965
4,965
АЭС
млрд.кВт·ч
9,470
10,325
10,263
10,395
10,395
10,325
10,360
ТЭС
млрд.кВт·ч
243,650
242,311
242,849
245,950
249,367
252,473
256,028
ВИЭ
млрд.кВт·ч
0,136
0,305
0,671
0,747
0,747
0,747
0,747
Установленная мощность - всего
МВт
53122,4
52717,2
52947,8
52781,3
52781,3
52781,3
52781,3
ГЭС
МВт
1856,2
1871,2
1919,8
1934,8
1934,8
1934,8
1934,8
АЭС
МВт
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
ТЭС
МВт
49600,0
49089,8
49101,8
48920,3
48920,3
48920,3
48920,3
ВИЭ
МВт
181,2
271,2
441,2
441,2
441,2
441,2
441,2
Число часов использования установленной мощности
час/год
АЭС
час/год
6377
6953
6911
7000
7000
6953
6976
ТЭС
час/год
4912
4936
4946
5028
5097
5161
5234
ВИЭ
час/год
753
1125
1521
1694
1694
1694
1694

Баланс электрической энергии ОЭС Сибири с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
206,755
210,091
215,771
222,980
224,376
225,873
226,595
в том числе заряд ГАЭС
млрд.кВт·ч
Экспорт, всего в т.ч
млрд.кВт·ч
0,510
0,510
0,510
0,510
0,510
0,510
0,510
в Казахстан
млрд.кВт·ч
0,110
0,110
0,110
0,110
0,110
0,110
0,110
в Монголию
млрд.кВт·ч
0,400
0,400
0,400
0,400
0,400
0,400
0,400
Импорт, всего в т.ч
млрд.кВт·ч
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
из Казахстана
млрд.кВт·ч
из Монголии
млрд.кВт·ч
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
млрд.кВт·ч
4,000
1,800
1,800
1,800
1,800
1,800
1,800
Потребность
млрд.кВт·ч
203,235
208,771
214,451
221,660
223,056
224,553
225,275
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
203,235
208,771
214,451
221,660
223,056
224,553
225,275
ГЭС
млрд.кВт·ч
93,556
107,377
107,377
107,377
107,377
107,377
107,377
ТЭС
млрд.кВт·ч
109,653
101,295
106,786
113,905
115,301
116,798
117,520
ВИЭ
млрд.кВт·ч
0,026
0,099
0,288
0,378
0,378
0,378
0,378
Установленная мощность - всего
МВт
51771,8
52121,7
52176,7
52184,7
52184,7
52184,7
52184,7
ГЭС
МВт
25286,4
25291,4
25296,4
25301,4
25301,4
25301,4
25301,4
ТЭС
МВт
26430,2
26670,1
26670,1
26673,1
26673,1
26673,1
26673,1
ВИЭ
МВт
55,2
160,2
210,2
210,2
210,2
210,2
210,2
Число часов использования установленной мощности
час/год
ТЭС
час/год
4149
3798
4004
4270
4323
4379
4406
ВИЭ
час/год
466
620
1372
1800
1800
1800
1800

Баланс электрической энергии ОЭС Востока с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
34,567
38,762
39,503
40,161
41,011
41,574
43,098
Экспорт в Китай
млрд.кВт·ч
3,300
3,300
3,300
3,300
3,300
3,300
3,300
Потребность
млрд.кВт·ч
37,867
42,062
42,803
43,461
44,311
44,874
46,398
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
37,867
42,062
42,803
43,461
44,311
44,874
46,398
ГЭС
млрд.кВт·ч
14,317
16,480
16,480
16,480
16,480
16,480
16,480
ТЭС
млрд.кВт·ч
23,550
25,582
26,323
26,981
27,831
28,394
29,918
ВИЭ
млрд.кВт·ч
Установленная мощность - всего
МВт
10775,7
11387,8
11357,8
11290,8
11855,8
11855,8
11855,8
ГЭС
МВт
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
ТЭС
МВт
6158,2
6770,3
6740,3
6673,3
7238,3
7238,3
7238,3
ВИЭ
МВт
Число часов использования установленной мощности
час/год
ТЭС
час/год
3824
3779
3905
4043
3845
3923
4133

Баланс электрической энергии ОЭС Сибири для маловодного года с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
206,755
210,091
215,771
222,980
224,376
225,873
226,595
в том числе заряд ГАЭС
млрд.кВт·ч
Экспорт, всего в т.ч
млрд.кВт·ч
0,510
0,510
0,510
0,510
0,510
0,510
0,510
в Казахстан
млрд.кВт·ч
0,110
0,110
0,110
0,110
0,110
0,110
0,110
в Монголию
млрд.кВт·ч
0,400
0,400
0,400
0,400
0,400
0,400
0,400
Импорт, всего в т.ч
млрд.кВт·ч
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
из Казахстана
млрд.кВт·ч
из Монголии
млрд.кВт·ч
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
0,030
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
млрд.кВт·ч
4,000
1,800
1,800
1,800
1,800
1,800
1,800
Потребность
млрд.кВт·ч
203,235
208,771
214,451
221,660
223,056
224,553
225,275
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
203,235
208,771
214,451
221,660
223,056
224,553
225,275
ГЭС
млрд.кВт·ч
93,556
95,673
95,673
95,673
95,673
95,673
95,673
ТЭС
млрд.кВт·ч
109,653
112,999
118,490
125,609
127,005
128,502
129,224
ВИЭ
млрд.кВт·ч
0,026
0,099
0,288
0,378
0,378
0,378
0,378
Установленная мощность - всего
МВт
51771,8
52121,7
52176,7
52184,7
52184,7
52184,7
52184,7
ГЭС
МВт
25286,4
25291,4
25296,4
25301,4
25301,4
25301,4
25301,4
ТЭС
МВт
26430,2
26670,1
26670,1
26673,1
26673,1
26673,1
26673,1
ВИЭ
МВт
55,2
160,2
210,2
210,2
210,2
210,2
210,2
Число часов использования установленной мощности
час/год
ТЭС
час/год
4149
4237
4443
4709
4762
4818
4845
ВИЭ
час/год
466
620
1372
1800
1800
1800
1800

Баланс электрической энергии ОЭС Востока для маловодного года с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд.кВт·ч
34,567
38,762
39,503
40,161
41,011
41,574
43,098
Экспорт в Китай
млрд.кВт·ч
3,300
3,300
3,300
3,300
3,300
3,300
3,300
Потребность
млрд.кВт·ч
37,867
42,062
42,803
43,461
44,311
44,874
46,398
Производство электрической энергии - всего
млрд.кВт·ч
37,867
42,062
42,803
43,461
44,311
44,874
46,398
ГЭС
млрд.кВт·ч
14,317
12,470
12,470
12,470
12,470
12,470
12,470
ТЭС
млрд.кВт·ч
23,550
29,592
30,333
30,991
31,841
32,404
33,928
ВИЭ
млрд.кВт·ч
Установленная мощность - всего
МВт
10775,7
11387,8
11357,8
11290,8
11855,8
11855,8
11855,8
ГЭС
МВт
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
ТЭС
МВт
6158,2
6770,3
6740,3
6673,3
7238,3
7238,3
7238,3
ВИЭ
МВт
Число часов использования установленной мощности
час/год
ТЭС
час/год
3824
4371
4500
4644
4399
4477
4687

Приложение N 12
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

РЕГИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА
ПЕРСПЕКТИВНЫХ БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ УЧЕТОМ ВВОДОВ
С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ НА 2017 - 2023 ГОДЫ

Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Северо-Запада с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2023 годы.

млрд.кВт·ч

ОЭС Северо-Запада
2016 факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Потребление электрической энергии ОЭС
92,8800
91,498
92,184
92,591
93,334
93,910
94,949
95,826
Покрытие
107,3139
103,567
106,353
105,660
107,503
105,779
108,818
110,095
в том числе:
АЭС
38,1306
36,827
40,488
39,583
40,665
37,946
40,899
42,161
ГЭС
13,3180
12,595
12,429
12,629
12,629
12,629
12,629
12,629
ТЭС
55,8641
54,143
53,433
53,445
54,206
55,201
55,287
55,302
ВИЭ
0,0013
0,002
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-14,4339
-12,069
-14,169
-13,069
-14,169
-11,869
-13,869
-14,269
ЭС Архангельской области
Потребность (потребление электрической энергии)
7,3100
7,259
7,268
7,277
7,330
7,381
7,451
7,514
Покрытие (производство электрической энергии)
6,4006
6,259
6,268
6,277
6,330
6,381
6,351
6,414
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
6,4006
6,259
6,268
6,277
6,330
6,381
6,351
6,414
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,9094
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,100
1,100
ЭС Калининградской области
Потребность (потребление электрической энергии)
4,4590
4,420
4,455
4,473
4,508
4,540
4,583
4,626
Покрытие (производство электрической энергии)
6,7068
6,520
4,455
4,473
4,507
4,540
4,583
4,626
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,0102
0,009
0,010
0,010
0,010
0,010
0,010
0,010
ТЭС
6,6953
6,509
4,442
4,460
4,495
4,527
4,570
4,613
ВИЭ
0,0013
0,002
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-2,2478
-2,100
0,000
0,000
0,001
0,000
0,000
0,000
ЭС Республики Карелия
Потребность (потребление электрической энергии)
7,9180
7,848
7,875
7,902
7,965
8,002
8,042
8,082
Покрытие (производство электрической энергии)
4,8569
4,508
4,638
4,836
4,870
4,912
4,906
4,897
в том числе:
АЭС
ГЭС
2,9766
2,659
2,718
2,918
2,918
2,918
2,918
2,918
ТЭС
1,8803
1,849
1,920
1,919
1,952
1,994
1,988
1,979
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,0611
3,340
3,237
3,066
3,095
3,090
3,136
3,185
ЭС Мурманской области
Потребность (потребление электрической энергии)
12,3440
12,210
12,249
12,282
12,326
12,334
12,354
12,374
Покрытие (производство электрической энергии)
17,1210
17,147
17,341
17,341
17,342
17,342
17,342
17,342
в том числе:
АЭС
9,8377
9,985
10,500
10,500
10,500
10,500
10,500
10,500
ГЭС
6,8359
6,610
6,289
6,289
6,289
6,289
6,289
6,289
ТЭС
0,4474
0,552
0,552
0,552
0,553
0,553
0,553
0,553
ВИЭ
0,0000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-4,7770
-4,937
-5,092
-5,059
-5,016
-5,008
-4,988
-4,968
ЭС Республики Коми
Потребность (потребление электрической энергии)
9,0210
8,875
8,884
8,889
8,942
8,982
9,064
9,152
Покрытие (производство электрической энергии)
9,6657
9,875
9,884
9,889
9,942
9,982
10,164
10,252
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
9,6657
9,875
9,884
9,889
9,942
9,982
10,164
10,252
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-0,6447
-1,000
-1,000
-1,000
-1,000
-1,000
-1,100
-1,100
ЭС Ленинградской области и города Санкт-Петербург
Потребность (потребление электрической энергии)
45,0830
44,274
44,775
45,037
45,481
45,858
46,598
47,186
Покрытие (производство электрической энергии)
60,8046
57,082
61,454
60,527
62,177
60,264
63,119
64,217
в том числе:
АЭС
28,2929
26,842
29,988
29,083
30,165
27,446
30,399
31,661
ГЭС
3,4839
3,306
3,400
3,400
3,400
3,400
3,400
3,400
ТЭС
29,0278
26,935
28,066
28,044
28,612
29,418
29,320
29,156
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-15,7216
-12,808
-16,679
-15,490
-16,696
-14,406
-16,521
-17,031
ЭС Новгородской области
Потребность (потребление электрической энергии)
4,5190
4,403
4,442
4,482
4,517
4,535
4,561
4,586
Покрытие (производство электрической энергии)
1,4089
1,560
1,656
1,658
1,660
1,661
1,660
1,660
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1,4089
1,560
1,656
1,658
1,660
1,661
1,660
1,660
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,1101
2,843
2,786
2,824
2,857
2,874
2,901
2,926
ЭС Псковской области
Потребность (потребление электрической энергии)
2,2260
2,209
2,236
2,249
2,265
2,278
2,296
2,306
Покрытие (производство электрической энергии)
0,3495
0,616
0,658
0,658
0,675
0,696
0,693
0,688
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,0113
0,012
0,013
0,013
0,013
0,013
0,013
0,013
ТЭС
0,3382
0,604
0,645
0,645
0,662
0,683
0,680
0,675
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,8765
1,593
1,578
1,591
1,590
1,582
1,603
1,618

--------------------------------

<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.

Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Центра с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2023 годы.

млрд.кВт·ч

ОЭС Центра
2016 факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Потребление электрической энергии ОЭС
237,2760
234,660
236,333
238,742
241,184
243,580
245,828
248,537
Покрытие
236,5754
238,160
237,133
238,772
239,814
243,710
244,558
246,567
в том числе:
АЭС
92,0037
93,689
90,218
99,382
97,916
103,549
96,767
98,666
ГЭС
1,5617
1,417
1,521
1,521
1,521
1,521
1,521
1,521
ГАЭС
1,8754
1,860
1,884
2,299
2,884
2,884
2,884
2,884
ТЭС
141,1348
141,167
143,483
135,543
137,466
135,729
143,359
143,469
ВИЭ
0,0000
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,7006
-3,500
-0,800
-0,030
1,370
-0,130
1,270
1,970
ЭС Белгородской области
Потребность (потребление электрической энергии)
15,2150
15,307
15,487
15,661
15,868
16,007
16,169
16,336
Покрытие (производство электрической энергии)
0,5966
0,820
0,820
0,812
0,812
0,812
0,812
0,812
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
0,5966
0,793
0,793
0,785
0,785
0,785
0,785
0,785
ВИЭ
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
14,6184
14,487
14,668
14,849
15,056
15,195
15,357
15,524
ЭС Брянской области
Потребность (потребление электрической энергии)
4,4200
4,379
4,390
4,399
4,426
4,461
4,491
4,522
Покрытие (производство электрической энергии)
0,0246
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
0,0246
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
4,3954
4,379
4,390
4,399
4,426
4,461
4,491
4,522
ЭС Владимирской области
Потребность (потребление электрической энергии)
7,0010
6,922
6,946
6,974
7,034
7,083
7,152
7,227
Покрытие (производство электрической энергии)
1,8599
2,265
2,261
1,869
1,970
1,829
2,126
2,108
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1,8599
2,265
2,261
1,869
1,970
1,829
2,126
2,108
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
5,1411
4,657
4,685
5,105
5,064
5,254
5,026
5,119
ЭС Вологодской области
Потребность (потребление электрической энергии)
13,5560
13,540
13,573
13,627
13,547
13,717
13,809
13,903
Покрытие (производство электрической энергии)
11,4906
10,202
10,219
9,329
9,538
9,211
9,778
9,737
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,1360
0,097
0,127
0,127
0,127
0,127
0,127
0,127
ТЭС
11,3546
10,105
10,092
9,202
9,411
9,084
9,651
9,610
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
2,0654
3,338
3,354
4,298
4,009
4,506
4,031
4,166
ЭС Воронежской области
Потребность (потребление электрической энергии)
11,0030
10,972
11,193
11,579
11,911
11,972
12,118
12,191
Покрытие (производство электрической энергии)
16,4180
18,658
20,811
25,849
28,435
28,361
28,451
28,467
в том числе:
АЭС
15,0481
17,303
18,600
23,677
26,549
26,549
26,549
26,549
ГЭС
ТЭС
1,3699
1,355
2,211
2,172
1,887
1,812
1,902
1,918
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-5,4150
-7,686
-9,618
-14,270
-16,524
-16,389
-16,333
-16,276
ЭС Ивановской области
Потребность (потребление электрической энергии)
3,5530
3,475
3,476
3,506
3,539
3,554
3,577
3,608
Покрытие (производство электрической энергии)
2,0854
1,508
1,508
1,508
1,508
1,508
1,508
1,508
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
2,0854
1,508
1,508
1,508
1,508
1,508
1,508
1,508
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,4676
1,967
1,969
1,998
2,031
2,046
2,069
2,100
ЭС Калужской области
Потребность (потребление электрической энергии)
6,5930
6,444
6,525
6,596
6,699
6,797
6,882
6,979
Покрытие (производство электрической энергии)
0,2572
0,315
0,314
0,300
0,301
0,297
0,309
0,308
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
0,2572
0,315
0,314
0,300
0,301
0,297
0,309
0,308
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
6,3358
6,129
6,212
6,296
6,398
6,500
6,573
6,671
ЭС Костромской области
Потребность (потребление электрической энергии)
3,6360
3,594
3,599
3,606
3,616
3,633
3,659
3,679
Покрытие (производство электрической энергии)
15,2848
15,933
15,902
13,153
13,855
12,861
14,892
14,767
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
15,2848
15,933
15,902
13,153
13,855
12,861
14,892
14,767
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-11,6488
-12,339
-12,303
-9,547
-10,239
-9,228
-11,233
-11,088
ЭС Курской области
Потребность (потребление электрической энергии)
8,6810
8,587
8,438
8,694
8,573
8,734
8,572
8,750
Покрытие (производство электрической энергии)
28,5429
28,503
25,626
28,634
25,752
29,034
21,770
26,247
в том числе:
АЭС
27,4887
27,386
24,511
27,600
24,718
28,000
20,734
25,213
ГЭС
ТЭС
1,0542
1,117
1,115
1,034
1,034
1,034
1,036
1,034
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-19,8619
-19,916
-17,188
-19,940
-17,179
-20,300
-13,198
-17,497
ЭС Липецкой области
Потребность (потребление электрической энергии)
12,3920
12,295
12,392
12,451
12,544
12,639
12,756
12,881
Покрытие (производство электрической энергии)
5,1910
5,326
5,341
5,115
5,164
5,106
5,293
5,282
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
5,1910
5,326
5,341
5,115
5,164
5,106
5,293
5,282
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
7,2010
6,969
7,051
7,336
7,380
7,533
7,463
7,599
ЭС Московской области и города Москва
Потребность (потребление электрической энергии)
105,3340
103,600
104,773
106,093
107,498
108,700
110,123
111,561
Покрытие (производство электрической энергии)
74,3684
73,637
74,824
75,499
76,454
77,654
79,084
79,484
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,2305
0,207
0,200
0,200
0,200
0,200
0,200
0,200
ГАЭС
1,8754
1,860
1,884
2,299
2,884
2,884
2,884
2,884
ТЭС
72,2625
71,570
72,740
73,000
73,370
74,570
76,000
76,400
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
30,9656
29,963
29,949
30,594
31,044
31,046
31,039
32,077
ЭС Орловской области
Потребность (потребление электрической энергии)
2,8420
2,795
2,803
2,814
2,831
2,848
2,864
2,881
Покрытие (производство электрической энергии)
1,2003
1,105
1,101
0,926
0,939
0,878
1,027
1,019
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1,2003
1,105
1,101
0,926
0,939
0,878
1,027
1,019
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,6417
1,690
1,702
1,888
1,892
1,970
1,837
1,862
ЭС Рязанской области
Потребность (потребление электрической энергии)
6,6400
6,518
6,547
6,559
6,593
6,635
6,692
6,741
Покрытие (производство электрической энергии)
6,9144
7,244
7,356
6,381
6,582
6,263
7,021
6,991
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
6,9144
7,244
7,356
6,381
6,582
6,263
7,021
6,991
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-0,2744
-0,726
-0,809
0,178
0,011
0,372
-0,329
-0,250
ЭС Смоленской области
Потребность (потребление электрической энергии)
6,3300
6,304
6,058
6,307
6,172
6,319
6,365
6,327
Покрытие (производство электрической энергии)
25,0941
24,291
22,392
24,119
21,516
23,667
25,579
21,998
в том числе:
АЭС
22,3129
21,000
19,108
21,389
18,649
21,000
22,459
18,904
ГЭС
ТЭС
2,7812
3,291
3,284
2,730
2,868
2,667
3,120
3,094
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-18,7641
-17,987
-16,334
-17,812
-15,344
-17,348
-19,214
-15,671
ЭС Тамбовской области
Потребность (потребление электрической энергии)
3,5200
3,440
3,444
3,450
3,472
3,484
3,511
3,537
Покрытие (производство электрической энергии)
0,9925
0,953
0,945
0,907
0,894
0,881
0,908
0,905
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
0,9925
0,953
0,945
0,907
0,894
0,881
0,908
0,905
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
2,5275
2,487
2,499
2,543
2,578
2,603
2,603
2,632
ЭС Тверской области
Потребность (потребление электрической энергии)
8,3120
8,350
8,437
8,066
8,355
8,376
8,310
8,474
Покрытие (производство электрической энергии)
36,7378
37,469
37,452
34,609
36,282
35,717
36,059
36,962
в том числе:
АЭС
27,1540
28,000
28,000
26,717
28,000
28,000
27,025
28,000
ГЭС
0,0047
0,005
0,008
0,008
0,008
0,008
0,008
0,008
ТЭС
9,5792
9,464
9,444
7,884
8,274
7,709
9,026
8,954
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-28,4258
-29,119
-29,015
-26,543
-27,927
-27,341
-27,749
-28,488
ЭС Тульской области
Потребность (потребление электрической энергии)
9,9650
9,900
9,985
10,068
10,169
10,240
10,334
10,432
Покрытие (производство электрической энергии)
6,0084
4,735
4,737
4,503
4,510
4,411
4,565
4,565
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
6,0084
4,735
4,737
4,503
4,510
4,411
4,565
4,565
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,9566
5,165
5,248
5,565
5,659
5,829
5,769
5,867
ЭС Ярославской области
Потребность (потребление электрической энергии)
8,2830
8,238
8,267
8,292
8,337
8,381
8,444
8,508
Покрытие (производство электрической энергии)
3,5085
5,196
5,528
5,260
5,300
5,222
5,376
5,407
в том числе:
АЭС
ГЭС
1,1904
1,108
1,186
1,186
1,186
1,186
1,186
1,186
ТЭС
2,3180
4,088
4,342
4,074
4,114
4,036
4,190
4,221
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
4,7745
3,042
2,739
3,032
3,037
3,159
3,068
3,101

--------------------------------

<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.

Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Средней Волги с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2023 годы.

млрд.кВт·ч

ОЭС Средней Волги
2016 факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Потребление электрической энергии ОЭС
106,2700
104,700
105,201
105,569
106,350
106,936
107,745
108,482
Покрытие
106,2592
103,730
104,231
104,299
104,380
104,466
104,475
104,512
в том числе:
АЭС
33,8631
28,300
28,300
28,300
28,300
28,300
28,300
28,300
ГЭС
21,4040
20,173
20,310
20,310
20,310
20,310
20,310
20,310
ТЭС
50,9922
55,222
55,317
55,313
55,394
55,480
55,489
55,526
ВИЭ
0,0000
0,035
0,304
0,376
0,376
0,376
0,376
0,376
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,0108
0,970
0,970
1,270
1,970
2,470
3,270
3,970
ЭС Республики Марий-Эл
Потребность (потребление электрической энергии)
2,6420
2,599
2,606
2,609
2,625
2,638
2,653
2,668
Покрытие (производство электрической энергии)
0,9315
0,932
0,923
0,903
0,922
0,920
0,920
0,921
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
0,9315
0,932
0,923
0,903
0,922
0,920
0,920
0,921
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,7105
1,667
1,684
1,706
1,703
1,718
1,734
1,748
ЭС Республики Мордовия
Потребность (потребление электрической энергии)
3,1600
3,122
3,135
3,148
3,173
3,199
3,230
3,261
Покрытие (производство электрической энергии)
1,3549
1,316
1,303
1,269
1,294
1,289
1,290
1,291
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1,3549
1,316
1,303
1,269
1,294
1,289
1,290
1,291
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,8051
1,806
1,833
1,880
1,879
1,910
1,940
1,971
ЭС Нижегородской области
Потребность (потребление электрической энергии)
20,1320
19,650
19,728
19,779
19,908
20,007
20,155
20,302
Покрытие (производство электрической энергии)
9,9766
10,108
10,081
9,902
10,041
10,296
10,298
10,304
в том числе:
АЭС
ГЭС
1,4916
1,474
1,510
1,510
1,510
1,510
1,510
1,510
ТЭС
8,4850
8,634
8,571
8,392
8,531
8,786
8,788
8,794
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
10,1554
9,542
9,647
9,877
9,867
9,711
9,858
9,998
ЭС Пензенской области
Потребность (потребление электрической энергии)
4,8710
4,842
4,856
4,875
4,916
4,946
4,982
5,012
Покрытие (производство электрической энергии)
1,1771
1,224
1,218
1,192
1,205
1,200
1,200
1,201
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
1,1771
1,224
1,218
1,192
1,205
1,200
1,200
1,201
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,6939
3,618
3,638
3,683
3,711
3,746
3,782
3,811
ЭС Самарской области
Потребность (потребление электрической энергии)
23,1830
22,861
22,955
23,035
23,230
23,336
23,491
23,641
Покрытие (производство электрической энергии)
21,4536
22,465
22,183
21,956
21,688
21,643
21,645
21,653
в том числе:
АЭС
ГЭС
10,6709
9,667
9,600
9,600
9,600
9,600
9,600
9,600
ТЭС
10,7828
12,775
12,493
12,221
11,953
11,908
11,910
11,918
ВИЭ
0,023
0,090
0,135
0,135
0,135
0,135
0,135
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,7294
0,396
0,772
1,079
1,542
1,693
1,846
1,988
ЭС Саратовской области
Потребность (потребление электрической энергии)
12,9090
12,689
12,781
12,791
12,917
13,013
13,139
13,258
Покрытие (производство электрической энергии)
42,7371
36,802
36,936
36,890
36,920
36,909
36,909
36,910
в том числе:
АЭС
33,6108
28,000
28,000
28,000
28,000
28,000
28,000
28,000
ГЭС
5,5125
5,308
5,400
5,400
5,400
5,400
5,400
5,400
ТЭС
3,6138
3,493
3,482
3,409
3,439
3,428
3,428
3,430
ВИЭ
0,000
0,054
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-29,8281
-24,113
-24,155
-24,099
-24,003
-23,896
-23,770
-23,652
ЭС Республики Татарстан
Потребность (потребление электрической энергии)
28,4320
28,100
28,252
28,406
28,578
28,735
28,949
29,117
Покрытие (производство электрической энергии)
21,7435
23,445
24,031
24,763
24,791
24,710
24,714
24,728
в том числе:
АЭС
ГЭС
1,7396
1,641
1,700
1,700
1,700
1,700
1,700
1,700
ТЭС
20,0039
21,804
22,331
23,063
23,091
23,010
23,014
23,028
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
6,6885
4,655
4,221
3,643
3,787
4,025
4,235
4,389
ЭС Ульяновской области
Потребность (потребление электрической энергии)
5,9130
5,851
5,887
5,915
5,959
5,988
6,032
6,070
Покрытие (производство электрической энергии)
2,4936
2,914
3,032
2,961
3,021
3,011
3,012
3,014
в том числе:
АЭС
0,2523
0,300
0,300
0,300
0,300
0,300
0,300
0,300
ГЭС
ТЭС
2,2413
2,602
2,572
2,501
2,561
2,551
2,552
2,554
ВИЭ
0,012
0,160
0,160
0,160
0,160
0,160
0,160
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,4194
2,937
2,855
2,954
2,938
2,977
3,020
3,056
ЭС Чувашской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)
5,0280
4,986
5,001
5,011
5,044
5,074
5,114
5,153
Покрытие (производство электрической энергии)
4,3912
4,525
4,525
4,464
4,499
4,488
4,489
4,490
в том числе:
АЭС
ГЭС
1,9895
2,083
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
ТЭС
2,4018
2,442
2,425
2,364
2,399
2,388
2,389
2,390
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,6368
0,461
0,476
0,547
0,545
0,586
0,625
0,663

--------------------------------

<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.

Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Юга с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2023 годы.

млрд.кВт·ч

ОЭС Юга
2016 факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Потребление электрической энергии ОЭС
90,7030
96,813
98,535
100,445
102,061
103,310
104,918
106,336
Покрытие
96,2412
94,233
96,835
100,755
102,371
103,630
105,238
106,661
в том числе:
АЭС
24,0007
21,000
24,983
28,490
28,490
28,490
28,490
28,490
ГЭС
21,0491
18,921
20,863
21,695
21,695
21,695
21,695
21,695
ГАЭС
0,0000
0,065
0,115
0,115
0,115
0,115
0,115
0,115
ТЭС
51,1886
53,453
49,672
48,866
49,992
50,731
52,339
53,762
ВИЭ
0,0028
0,794
1,202
1,589
2,079
2,599
2,599
2,599
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-5,5382
2,580
1,700
-0,310
-0,310
-0,320
-0,320
-0,325
ЭС Астраханской области
Потребность (потребление электрической энергии)
4,3960
4,336
4,341
4,347
4,383
4,418
4,474
4,518
Покрытие (производство электрической энергии)
4,2607
4,440
4,165
3,936
4,016
4,076
4,209
4,319
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
4,2607
4,173
3,734
3,505
3,586
3,645
3,779
3,888
ВИЭ
0,267
0,431
0,431
0,431
0,431
0,431
0,431
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,1353
-0,104
0,176
0,412
0,367
0,342
0,265
0,199
ЭС Волгоградской области
Потребность (потребление электрической энергии)
15,1780
14,998
15,138
15,264
15,469
15,622
15,790
15,965
Покрытие (производство электрической энергии)
16,6632
15,240
15,331
15,185
15,262
15,316
15,438
15,502
в том числе:
АЭС
ГЭС
11,9956
10,931
11,642
11,642
11,642
11,642
11,642
11,642
ТЭС
4,6676
4,309
3,689
3,501
3,577
3,632
3,754
3,817
ВИЭ
0,000
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-1,4852
-0,242
-0,193
0,079
0,208
0,306
0,352
0,463
ЭС Чеченской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)
2,6360
2,594
2,675
2,777
2,821
2,858
2,901
2,950
Покрытие (производство электрической энергии)
0,0057
0,008
0,367
1,627
1,735
1,735
1,807
1,987
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,0057
0,008
0,007
0,007
0,007
0,007
0,007
0,007
ТЭС
0,000
0,360
1,620
1,728
1,728
1,800
1,980
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
2,6303
2,586
2,309
1,151
1,087
1,124
1,095
0,964
ЭС Республики Дагестан
Потребность (потребление электрической энергии)
6,4030
6,243
6,299
6,383
6,457
6,533
6,626
6,712
Покрытие (производство электрической энергии)
6,1656
4,758
5,276
5,276
5,276
5,280
5,280
5,280
в том числе:
АЭС
ГЭС
6,1159
4,690
5,208
5,208
5,208
5,208
5,208
5,208
ТЭС
0,0498
0,059
0,059
0,059
0,059
0,064
0,064
0,064
ВИЭ
0,009
0,009
0,009
0,009
0,009
0,009
0,009
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,2374
1,485
1,023
1,107
1,181
1,253
1,346
1,432
ЭС Республики Ингушетия
Потребность (потребление электрической энергии)
0,7150
0,707
0,722
0,737
0,755
0,761
0,773
0,778
Покрытие (производство электрической энергии)
0,0000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,7150
0,707
0,722
0,737
0,755
0,761
0,773
0,778
ЭС Кабардино-Балкарской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)
1,6790
1,656
1,673
1,700
1,724
1,739
1,761
1,783
Покрытие (производство электрической энергии)
0,5118
0,594
0,726
0,778
0,778
0,778
0,778
0,778
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,5091
0,584
0,716
0,768
0,768
0,768
0,768
0,768
ТЭС
0,0027
0,010
0,010
0,010
0,010
0,010
0,010
0,010
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,1672
1,062
0,947
0,922
0,946
0,961
0,983
1,005
ЭС Республики Калмыкия
Потребность (потребление электрической энергии)
0,5360
0,566
0,586
0,591
0,598
0,602
0,606
0,620
Покрытие (производство электрической энергии)
0,0286
0,013
0,154
0,154
0,199
0,199
0,199
0,200
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
0,0258
0,005
0,004
0,004
0,004
0,004
0,004
0,004
ВИЭ
0,0028
0,008
0,150
0,150
0,195
0,195
0,195
0,195
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,5074
0,553
0,432
0,437
0,399
0,403
0,407
0,420
ЭС Карачаево-Черкесской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)
1,2750
1,348
1,427
1,439
1,454
1,463
1,475
1,486
Покрытие (производство электрической энергии)
0,1654
0,537
0,610
0,609
0,609
0,610
0,610
0,611
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,1060
0,418
0,445
0,445
0,445
0,445
0,445
0,445
ГАЭС
0,065
0,115
0,115
0,115
0,115
0,115
0,115
ТЭС
0,0593
0,054
0,051
0,049
0,050
0,050
0,051
0,052
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,1096
0,811
0,817
0,830
0,845
0,853
0,865
0,875
ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея
Потребность (потребление электрической энергии)
26,9620
26,798
27,418
28,278
28,876
29,237
29,903
30,294
Покрытие (производство электрической энергии)
11,8876
11,538
10,543
10,304
10,881
11,531
11,828
12,060
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,3967
0,290
0,383
0,383
0,383
0,383
0,383
0,383
ТЭС
11,4908
11,248
10,159
9,621
9,798
9,927
10,225
10,457
ВИЭ
0,300
0,700
1,220
1,220
1,220
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
15,0744
15,260
16,875
17,974
17,995
17,706
18,075
18,234
ЭС Республики Крым и г. Севастополя <**>
Потребность (потребление электрической энергии)
7,032
7,329
7,556
7,749
7,908
8,030
8,157
Покрытие (производство электрической энергии)
4,436
4,719
4,955
5,113
5,235
5,376
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
3,272
3,914
4,197
4,433
4,591
4,713
4,854
ВИЭ
0,510
0,522
0,522
0,522
0,522
0,522
0,522
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
2,893
2,837
2,794
2,795
2,795
2,781
ЭС Ростовской области
Потребность (потребление электрической энергии)
18,5300
18,247
18,450
18,714
18,959
19,215
19,497
19,830
Покрытие (производство электрической энергии)
36,0845
33,891
36,847
39,802
39,996
40,137
40,554
40,882
в том числе:
АЭС
24,0007
21,000
24,983
28,490
28,490
28,490
28,490
28,490
ГЭС
0,3704
0,428
0,611
0,611
0,611
0,611
0,611
0,611
ТЭС
11,7133
12,463
11,252
10,701
10,895
11,036
11,453
11,781
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-17,5545
-15,644
-18,397
-21,088
-21,037
-20,922
-21,057
-21,052
ЭС Республики Северная Осетия - Алания
Потребность (потребление электрической энергии)
2,1290
2,149
2,186
2,214
2,233
2,251
2,265
2,286
Покрытие (производство электрической энергии)
0,1862
0,325
0,356
1,136
1,136
1,136
1,136
1,136
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,1862
0,325
0,356
1,136
1,136
1,136
1,136
1,136
ТЭС
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,9428
1,824
1,830
1,078
1,097
1,115
1,129
1,150
ЭС Ставропольского края
Потребность (потребление электрической энергии)
10,2640
10,139
10,291
10,445
10,583
10,703
10,817
10,957
Покрытие (производство электрической энергии)
20,2820
19,108
18,024
17,231
17,530
17,719
18,163
18,530
в том числе:
АЭС
ГЭС
1,3634
1,249
1,496
1,496
1,496
1,496
1,496
1,496
ТЭС
18,9186
17,859
16,438
15,599
15,854
16,042
16,487
16,854
ВИЭ
0,000
0,090
0,135
0,180
0,180
0,180
0,180
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-10,0180
-8,969
-7,733
-6,786
-6,947
-7,016
-7,346
-7,573

--------------------------------

<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.

<**> С 2017 года энергосистема Республики Крым и города Севастополь учитывается в составе ОЭС Юга.

Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Урала с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2023 годы.

млрд.кВт·ч

ОЭС Урала
2016 факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Потребление электрической энергии ОЭС
259,3830
258,760
259,976
261,818
264,127
266,544
269,580
272,170
Покрытие
258,3820
258,390
257,906
258,748
262,057
265,474
268,510
272,100
в том числе:
АЭС
8,3998
9,470
10,325
10,263
10,395
10,395
10,325
10,360
ГЭС
5,7927
5,134
4,965
4,965
4,965
4,965
4,965
4,965
ТЭС
244,1370
243,650
242,311
242,849
245,950
249,367
252,473
256,028
ВИЭ
0,0525
0,136
0,305
0,671
0,747
0,747
0,747
0,747
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,0010
0,370
2,070
3,070
2,070
1,070
1,070
0,070
ЭС Республики Башкортостан
Потребность (потребление электрической энергии)
26,9330
26,685
26,874
27,051
27,252
27,448
27,707
27,974
Покрытие (производство электрической энергии)
23,0391
23,381
24,353
24,414
24,850
25,219
25,467
25,847
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,8185
0,753
0,746
0,746
0,746
0,746
0,746
0,746
ТЭС
22,2035
22,585
23,532
23,558
23,995
24,364
24,612
24,992
ВИЭ
0,0171
0,043
0,076
0,110
0,110
0,110
0,110
0,110
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,8939
3,304
2,521
2,637
2,402
2,229
2,240
2,127
ЭС Кировской области
Потребность (потребление электрической энергии)
7,3120
7,267
7,292
7,325
7,393
7,415
7,450
7,487
Покрытие (производство электрической энергии)
4,5161
4,255
4,007
4,003
4,097
4,150
4,199
4,292
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
4,5161
4,255
4,007
4,003
4,097
4,150
4,199
4,292
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
2,7959
3,012
3,285
3,322
3,296
3,265
3,251
3,195
ЭС Курганской области
Потребность (потребление электрической энергии)
4,4480
4,372
4,379
4,387
4,400
4,412
4,431
4,443
Покрытие (производство электрической энергии)
3,1034
3,124
2,993
2,991
3,069
3,105
3,129
3,167
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
3,1034
3,124
2,993
2,991
3,069
3,105
3,129
3,167
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,3446
1,248
1,386
1,396
1,331
1,307
1,302
1,276
ЭС Оренбургской области
Потребность (потребление электрической энергии)
15,6850
15,534
15,659
15,854
16,092
16,239
16,427
16,572
Покрытие (производство электрической энергии)
12,2243
14,966
14,045
14,284
14,795
14,987
15,093
15,292
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,0790
0,074
0,075
0,075
0,075
0,075
0,075
0,075
ТЭС
12,1099
14,798
13,766
13,749
14,184
14,376
14,483
14,681
ВИЭ
0,0354
0,094
0,204
0,460
0,536
0,536
0,536
0,536
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,4607
0,568
1,614
1,570
1,297
1,252
1,334
1,280
ЭС Пермского края
Потребность (потребление электрической энергии)
23,5570
23,524
23,613
23,686
23,866
23,993
24,115
24,221
Покрытие (производство электрической энергии)
27,5803
30,665
32,540
32,511
32,950
33,366
33,636
34,064
в том числе:
АЭС
ГЭС
4,8760
4,286
4,125
4,125
4,125
4,125
4,125
4,125
ТЭС
22,7043
26,379
28,415
28,386
28,825
29,241
29,511
29,939
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-4,0233
-7,141
-8,927
-8,825
-9,084
-9,373
-9,521
-9,843
ЭС Свердловской области
Потребность (потребление электрической энергии)
42,4260
42,259
42,465
42,780
43,103
43,374
43,751
44,131
Покрытие (производство электрической энергии)
51,4032
52,437
51,394
51,284
51,865
52,443
52,758
53,386
в том числе:
АЭС
8,3998
9,470
10,325
10,263
10,395
10,395
10,325
10,360
ГЭС
0,0192
0,021
0,019
0,019
0,019
0,019
0,019
0,019
ТЭС
42,9842
42,945
41,050
41,003
41,451
42,029
42,415
43,007
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-8,9772
-10,178
-8,929
-8,504
-8,762
-9,069
-9,007
-9,255
ЭС Тюменской области, ЯНАО, ХМАО
Потребность (потребление электрической энергии)
94,1510
94,479
94,888
95,565
96,325
97,681
99,389
100,681
Покрытие (производство электрической энергии)
104,3857
94,500
94,890
95,600
96,330
97,700
99,400
100,700
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
104,3857
94,500
94,890
95,600
96,330
97,700
99,400
100,700
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-10,2347
-0,021
-0,002
-0,035
-0,005
-0,019
-0,011
-0,019
ЭС Удмуртской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)
9,7210
9,590
9,610
9,634
9,662
9,705
9,778
9,838
Покрытие (производство электрической энергии)
3,6595
3,749
3,470
3,465
3,548
3,601
3,631
3,686
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
3,6595
3,749
3,470
3,465
3,548
3,601
3,631
3,686
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
6,0615
5,841
6,140
6,169
6,114
6,104
6,147
6,152
ЭС Челябинской области
Потребность (потребление электрической энергии)
35,1500
35,050
35,196
35,536
36,034
36,277
36,532
36,823
Покрытие (производство электрической энергии)
28,4704
31,313
30,213
30,196
30,554
30,904
31,195
31,667
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
28,4704
31,313
30,187
30,094
30,452
30,802
31,093
31,565
ВИЭ
0,000
0,026
0,102
0,102
0,102
0,102
0,102
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
6,6796
3,737
4,983
5,340
5,480
5,373
5,337
5,156

--------------------------------

<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.

Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Сибири с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2023 годы.

млрд.кВт·ч

ОЭС Сибири
2016 факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Потребление электрической энергии ОЭС
207,1670
206,755
210,091
215,771
222,980
224,376
225,873
226,595
Покрытие
206,8834
203,235
208,771
214,451
221,660
223,056
224,553
225,275
в том числе:
АЭС
0,0000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
ГЭС
99,8451
93,556
107,377
107,377
107,377
107,377
107,377
107,377
ТЭС
107,0181
109,653
101,295
106,786
113,905
115,301
116,798
117,520
ВИЭ
0,0202
0,026
0,099
0,288
0,378
0,378
0,378
0,378
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,2836
3,520
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
1,320
ЭС Республики Алтай и Алтайского края
Потребность (потребление электрической энергии)
10,8370
10,720
10,732
10,743
10,784
10,780
10,791
10,795
Покрытие (производство электрической энергии)
7,7278
7,104
6,532
6,899
7,553
7,646
7,740
7,785
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
7,7136
7,085
6,496
6,863
7,481
7,574
7,668
7,713
ВИЭ
0,0141
0,019
0,036
0,036
0,072
0,072
0,072
0,072
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,1092
3,616
4,200
3,844
3,231
3,134
3,051
3,010
ЭС Республики Бурятия
Потребность (потребление электрической энергии)
5,3950
5,396
5,409
5,452
5,485
5,522
5,565
5,600
Покрытие (производство электрической энергии)
5,6321
5,670
5,318
5,619
5,894
5,959
6,060
6,109
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
5,6321
5,669
5,300
5,493
5,768
5,833
5,934
5,983
ВИЭ
0,000
0,018
0,126
0,126
0,126
0,126
0,126
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-0,2371
-0,274
0,091
-0,167
-0,409
-0,437
-0,495
-0,509
ЭС Иркутской области
Потребность (потребление электрической энергии)
53,2100
52,682
52,918
55,625
57,846
59,396
60,766
61,723
Покрытие (производство электрической энергии)
49,3160
46,734
56,559
56,994
57,573
57,703
57,848
57,919
в том числе:
АЭС
ГЭС
37,3646
35,743
46,360
46,360
46,360
46,360
46,360
46,360
ТЭС
11,9514
10,992
10,199
10,607
11,186
11,316
11,461
11,532
ВИЭ
0,000
0,000
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,8940
5,948
-3,641
-1,369
0,273
1,693
2,918
3,804
ЭС Красноярского края
Потребность (потребление электрической энергии)
45,3980
45,803
48,626
48,736
50,757
50,668
50,865
50,714
Покрытие (производство электрической энергии)
58,7432
62,471
64,010
65,759
67,298
67,695
68,107
68,303
в том числе:
АЭС
ГЭС
33,2726
32,722
35,990
35,990
35,990
35,990
35,990
35,990
ТЭС
25,4706
29,749
28,020
29,769
31,308
31,705
32,117
32,313
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-13,3452
-16,668
-15,384
-17,023
-16,541
-17,027
-17,242
-17,589
ЭС Кемеровской области
Потребность (потребление электрической энергии)
31,4470
31,438
31,453
31,350
31,326
31,169
30,972
30,771
Покрытие (производство электрической энергии)
24,3810
24,698
22,623
23,737
25,313
25,614
25,963
26,131
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
24,3810
24,698
22,623
23,737
25,313
25,614
25,963
26,131
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
7,0660
6,740
8,830
7,613
6,013
5,555
5,009
4,640
ЭС Новосибирской области
Потребность (потребление электрической энергии)
15,9390
15,855
15,923
15,994
16,111
16,162
16,221
16,288
Покрытие (производство электрической энергии)
14,1484
13,500
12,512
12,889
13,431
13,564
13,781
13,886
в том числе:
АЭС
ГЭС
2,2497
1,952
1,687
1,687
1,687
1,687
1,687
1,687
ТЭС
11,8986
11,549
10,825
11,202
11,744
11,877
12,094
12,199
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,7906
2,355
3,411
3,105
2,680
2,598
2,440
2,402
ЭС Омской области
Потребность (потребление электрической энергии)
10,8620
10,924
10,979
11,032
11,111
11,149
11,194
11,232
Покрытие (производство электрической энергии)
6,8764
6,986
6,008
6,701
7,887
8,000
8,008
8,012
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
6,8764
6,986
5,990
6,683
7,815
7,928
7,936
7,940
ВИЭ
0,000
0,018
0,018
0,072
0,072
0,072
0,072
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,9856
3,938
4,971
4,331
3,224
3,149
3,186
3,220
ЭС Республики Тыва
Потребность (потребление электрической энергии)
0,8080
0,825
0,845
0,863
0,906
0,921
0,937
0,961
Покрытие (производство электрической энергии)
0,0393
0,034
0,032
0,033
0,034
0,034
0,035
0,035
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
0,0393
0,034
0,032
0,033
0,034
0,034
0,035
0,035
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,7687
0,791
0,813
0,830
0,872
0,887
0,902
0,926
ЭС Томской области
Потребность (потребление электрической энергии)
8,6270
8,514
8,562
8,575
8,607
8,598
8,593
8,587
Покрытие (производство электрической энергии)
3,5014
3,474
3,106
3,318
3,674
3,726
3,742
3,751
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
3,5014
3,474
3,106
3,318
3,674
3,726
3,742
3,751
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
5,1256
5,040
5,456
5,257
4,933
4,872
4,851
4,836
ЭС Республики Хакасская
Потребность (потребление электрической энергии)
16,7810
16,745
16,777
19,514
22,127
22,063
21,985
21,908
Покрытие (производство электрической энергии)
29,4819
25,614
25,689
25,754
25,847
25,874
25,924
25,948
в том числе:
АЭС
ГЭС
26,9581
23,140
23,340
23,340
23,340
23,340
23,340
23,340
ТЭС
2,5176
2,467
2,340
2,405
2,498
2,525
2,575
2,599
ВИЭ
0,0061
0,007
0,009
0,009
0,009
0,009
0,009
0,009
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-12,7009
-8,869
-8,912
-6,240
-3,720
-3,811
-3,939
-4,040
ЭС Забайкальского края
Потребность (потребление электрической энергии)
7,8630
7,853
7,867
7,887
7,920
7,948
7,984
8,016
Покрытие (производство электрической энергии)
7,0360
6,950
6,382
6,747
7,154
7,240
7,345
7,396
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
7,0360
6,950
6,364
6,675
7,082
7,168
7,273
7,324
ВИЭ
0,000
0,018
0,072
0,072
0,072
0,072
0,072
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
0,8270
0,903
1,485
1,140
0,766
0,708
0,639
0,620

--------------------------------

<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.

Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Востока с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2023 годы.

млрд.кВт·ч

ОЭС Востока
2016 факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ПОТРЕБНОСТЬ:
Потребление электрической энергии ОЭС
33,1770
34,567
38,762
39,503
40,161
41,011
41,574
43,098
Покрытие
36,8015
37,867
42,062
42,803
43,461
44,311
44,874
46,398
в том числе:
АЭС
0,0000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
ГЭС
13,4602
14,317
16,480
16,480
16,480
16,480
16,480
16,480
ТЭС
23,3413
23,550
25,582
26,323
26,981
27,831
28,394
29,918
ВИЭ
0,0000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-3,6245
-3,300
-3,300
-3,300
-3,300
-3,300
-3,300
-3,300
ЭС Амурской области
Потребность (потребление электрической энергии)
8,3700
8,240
8,364
8,490
8,579
8,667
8,771
8,887
Покрытие (производство электрической энергии)
15,4989
13,917
15,110
15,186
15,227
15,249
15,298
15,449
в том числе:
АЭС
ГЭС
13,4602
11,657
12,900
12,900
12,900
12,900
12,900
12,900
ТЭС
2,0387
2,261
2,210
2,286
2,327
2,349
2,398
2,549
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-7,1289
-5,677
-6,746
-6,696
-6,648
-6,582
-6,527
-6,562
ЭС Хабаровского края и ЕАО
Потребность (потребление электрической энергии)
9,7850
9,753
9,882
10,018
10,165
10,258
10,320
10,416
Покрытие (производство электрической энергии)
8,0731
8,172
8,402
8,551
8,549
8,786
8,932
9,361
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
8,0731
8,172
8,402
8,551
8,549
8,786
8,932
9,361
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
1,7119
1,581
1,480
1,467
1,616
1,472
1,388
1,055
ЭС Приморского края
Потребность (потребление электрической энергии)
13,1090
13,050
13,382
13,560
13,672
13,763
13,964
14,590
Покрытие (производство электрической энергии)
9,9500
10,178
10,130
10,565
10,783
11,216
11,526
12,280
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
9,9500
10,178
10,130
10,565
10,783
11,216
11,526
12,280
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
3,1590
2,872
3,252
2,995
2,889
2,547
2,438
2,310
ЭС Республики Саха (Якутия)
Потребность (потребление электрической энергии)
1,9130
3,524
7,134
7,435
7,745
8,323
8,519
9,205
Покрытие (производство электрической энергии)
3,2795
5,599
8,419
8,500
8,902
9,060
9,117
9,309
в том числе:
АЭС
ГЭС
0,0000
2,661
3,580
3,580
3,580
3,580
3,580
3,580
ТЭС
3,2795
2,939
4,839
4,920
5,322
5,480
5,537
5,729
ВИЭ
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
-1,3665
-2,075
-1,285
-1,065
-1,157
-0,737
-0,598
-0,104

--------------------------------

<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.

<*> С середины 2017 года учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Западного энергорайона и Центрального энергорайона с 2018 года.

Приложение N 13
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

ПЕРЕЧЕНЬ
РЕАЛИЗУЕМЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОЕКТОВ ПО РАЗВИТИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 КВ И ВЫШЕ, ВЫПОЛНЕНИЕ
КОТОРЫХ С УЧЕТОМ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ
РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ЕЭС РОССИИ НЕОБХОДИМО ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ПРОГНОЗНОГО СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
В ЕЭС РОССИИ, ПРЕДУСМОТРЕННОГО ПРОГРАММОЙ РАЗВИТИЯ ЕЭС
РОССИИ, НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЕЭС РОССИИ И КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В НЕЙ, КОТОРЫЕ СООТВЕТСТВУЮТ
ТРЕБОВАНИЯМ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ И ИНЫМ ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ
ТРЕБОВАНИЯМ, А ТАКЖЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И СИСТЕМНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА ЦЕНЫ,
СКЛАДЫВАЮЩИЕСЯ НА РЫНКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
И ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ РЕГУЛИРОВАНИЯ
(КОМПЕНСАЦИИ) РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ
ЗА ПЕРИОД 2017 - 2023 ГОДОВ ПО ОЭС СЕВЕРО-ЗАПАДА

N
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
Энергосистема
Год ввода объекта
Технические характеристики объектов проекта
Организация, ответственная за реализацию проекта
Основное назначение объекта
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
Для выдачи мощности электростанций
АЭС
750 кВ
1
Установка АТ 750/330 кВ на ПС 750 кВ Копорская
Ленинградская
2019
1000 МВА
1000
0
1000
0
ГК "Росатом"
Обеспечение выдачи мощности блока N 2 Ленинградской АЭС-2
2
ВЛ 750 кВ ПС Копорская - ЛАЭС
2019
5,1
5,1
5,1
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
3
ВЛ 750 кВ Копорская - Ленинградская
2019
128 км 330 Мвар
128
330
128
0
330
ПАО "ФСК ЕЭС"
4
Установка второго АТ 750/330 кВ на ПС 750 кВ Копорская
2019
1000 МВА
1000
0
1000
0
ГК "Росатом"
5
Установка АТ 750/330 кВ в ОРУ 750 кВ ЛАЭС
2022
1000 МВА
1000
0
1000
0
ГК "Росатом"
Обеспечение выдачи мощности блока N 3 Ленинградской АЭС-2
6
Заходы существующей ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС - Ленинградская на ПС 750 кВ Копорская
2022
2 x 4,5 км
9
9
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
330 кВ
7
ВЛ 330 кВ Копорская - Гатчинская
Ленинградская
2017
94,71 км
94,71
94,71
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение выдачи мощности блока N 1 Ленинградской АЭС-2 (1 x 1170 МВт)
8
ВЛ 330 кВ Копорская - Кингисеппская
2017
82,1 км
82,1
82,1
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
9
КВЛ 330 кВ Копорская - Пулковская - Южная
2017
115 км
115
115
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Установка ШР на ПС 330 кВ Пулковская
2017
100 Мвар, 50 Мвар
150
0
0
150
Установка ШР на ПС 330 кВ Южная
2017
100 Мвар
100
0
0
100
Итого по 750 кВ для выдачи мощности АЭС
0
0
0
0
0
0
133
2000
330
0
0
0
0
0
0
9
1000
0
0
0
0
142
3000
330
Итого по 330 кВ для выдачи мощности АЭС
291,8
0,0
250,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
291,8
0,0
250,0
ГЭС
220 кВ
10
ПС 220 кВ Белый Порог (РУ 220 кВ Белопорожской ГЭС) с заходами ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - ПС Костомукшский ГОК N 1 и 2 на ПС 220 кВ Белый Порог
Карельская
2019
4 x 8 км
32
32
0
0
Инвестор
Выдача мощности Белопорожской ГЭС
Итого по 220 кВ для выдачи мощности ГЭС
0
0
0
0
0
0
32
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
32
0
0
ТЭС
330 кВ
11
Электросетевые объекты для СВМ объектов генерации
Калининградская
2018
50 км
50
50
0
0
ООО "Калининградская генерация"
Обеспечение выдачи мощности объектов генерации
Итого по 330 кВ для выдачи мощности ТЭС
0
0
0
50
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
50
0
0
Итого по 750 кВ для выдачи мощности электростанций
0
0
0
0
0
0
133
2000
330
0
0
0
0
0
0
9
1000
0
0
0
0
142,1
3000
330
Итого по 330 кВ для выдачи мощности электростанций
291,8
0
250
50,0
0
0
0,0
0
0
0,0
0
0
0,0
0
0
0,0
0
0
0
0
0
341,8
0
250
Итого по 220 кВ для выдачи мощности электростанций
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
32,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
32,0
0,0
0,0
Межсистемные линии электропередачи
750 кВ
12
ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская
Ленинградская
Вологодская
2017
450 км
450
450
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
Установка ШР на ПС 750 кВ Ленинградская
Ленинградская
330 Мвар
330
0
0
330
Установка ШР на ПС 750 кВ Белозерская
Вологодская
330 Мвар
330
0
0
330
330 кВ
13
ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино
Псковская
Смоленская
2017
262,4 км
262,4
262,4
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
14
Установка УШР 180 Мвар на ПС 330 кВ Старорусская
Новгородская
2017
180 Мвар
180
0
0
180
ПАО "ФСК ЕЭС"
Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
15
Установка ШР 330 кВ 100 Мвар на ПС 330 кВ Новосокольники
Псковская
2017
100 Мвар
100
0
0
100
ПАО "ФСК ЕЭС"
Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
Итого по межсистемным объектам 750 кВ
450
0
660
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
450
0
660
Итого по межсистемным объектам 330 кВ
262,4
0
280
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
262,4
0
280
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
330 кВ
16
ПС 330 кВ Ручей
Новгородская
2018
250 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения Бабиновской промзоны в Чудовском районе Новгородской области
Заходы ВЛ 330 кВ Ленинградская - Чудово на ПС Ручей
2 x 1 км
2
2
0
0
17
ПС 330 кВ Пулковская (установка третьего АТ)
Ленинградская
2019
200 МВА
200
0
200
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения потребителей северных энергорайонов г. Санкт-Петербурга
18
ПС 330 кВ Усть-Луга
Ленинградская
2020
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения портовых комплексов Усть-Луга, Вистино, Горки Ленинградской области
Заходы ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - Кингисеппская на ПС Усть-Луга
2 x 1 км
2
2
0
0
Итого по 330 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
0
0
0
2
250
0
0
200
0
2
400
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4
850
0
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
330 кВ
19
ВЛ 330 кВ Кольская АЭС - Княжегубская ГЭС - Лоухи - Путкинская ГЭС - Ондская ГЭС
Карельская и Мурманская
2019
298 км
298
298
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Республики Карелия и Мурманской области
Установка УШР на РП Ондский
Карельская
УШР 180 Мвар
180
0
0
180
Установка ШР на РП Путкинский
ШР 100 Мвар
100
0
0
100
20
ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС - Петрозаводск
Карельская
2020
278 км
278
278
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Республики Карелия и Мурманской области
21
ВЛ 330 кВ ПС Тихвин-Литейный - Петрозаводск
Ленинградская
Карельская
2020
280 км
280
280
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Республики Карелия и Мурманской области
22
ПС 330 кВ Ломоносовская
Ленинградская
2019
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения потребителей Ломоносовского района Ленинградской области
Заходы ВКЛ 330 кВ Ленинградская АЭС - Западная на ПС 330 кВ Ломоносовская
2 x 9,7 км
19,4
19,4
0
0
23
Установка АТ-4 330/110 кВ на ПС 330 кВ Северная
Ленинградская
2018
200 МВА
200
0
200
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
24
ПС 330 кВ Мурманская
Мурманской области
2017, 2018
2 x 250 МВА
250
250
0
500
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей северных районов Мурманской области и обеспечение технологического присоединения к электрической сети новых потребителей
Заходы ВЛ 330 кВ Серебрянская ГЭС-15 - Выходной на ПС 330 кВ Мурманская
2 x 4,2 км
8,4
8,4
0
0
25
ПС 330 кВ Мончегорск (реконструкция), ВЛ 330 кВ Выходной - Мончегорск (заводка на ПС 330 кВ Мончегорск и ПС 330 кВ Выходной по проектной схеме)
Мурманской области
2023
4,15 км
4,15
4,15
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Предотвращение ограничения потребителей северной части Мурманской области при аварийном отключении одноцепных ВЛ 330 кВ Мончегорск - Оленегорск или Оленегорск - Выходной
26
ВЛ 330 кВ Лужская - Псков
Псковская область
2017
160,7 км
160,7
160,7
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Повышение пропускной способности электрических сетей Псковской ЭС
220 кВ
27
ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь (2012 г. - Ухта - Микунь)
Республики Коми
2018
294,3 км
294,3
294,3
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Исключение ограничения потребителей в зимний максимум нагрузки в энергосистеме Республики Коми и Котласском энергоузле при аварийном отключении одноцепных ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск - Ухта
Установка ШР 220 кВ 75 Мвар на ПС Ухта
75 Мвар
75
0
0
75
Итого по 330 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
169
250
0
0
450
0
317
400
280
558
0
0
0
0
0
0
0
0
4
0
0
1049
1100
280
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
0
0
0
294,3
0
75
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
294,3
0
75
Объекты реновации с увеличением трансформаторной мощности
330 кВ
28
ПС 330 кВ Ржевская установка третьего АТ 330 кВ
Ленинградская
2019
200 МВА
200
0
200
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
220 кВ
29
ПС 220 кВ Пикалевская
Ленинградская
2019
125 МВА
125
0
125
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Ленинградской энергосистемы
30
ПС 220 кВ Усинская, увеличение трансформаторной мощности на 40 МВА
Республики Коми
2022
40 МВА
40
0
40
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Республики Коми
31
ПС 220 кВ Зеленоборск, увеличение трансформаторной мощности с 2 x 32 МВА на 2 x 63 МВА
Республики Коми
2022
2 x 63 МВА
126
0
126
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Республики Коми
Итого по объектам реновации 330 кВ
0
0
0
0
0
0
0
200
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
200
0
Итого по объектам реновации 220 кВ
0
0
0
0
0
0
0
125
0
0
0
0
0
0
0
0
166
0
0
0
0
0
291
0

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
ВСЕГО, в т.ч.
1173,3
250
1190
346,3
700
75
482,5
2925
610
560,0
400
0
0
0
0
9
1166
0
4,15
0
0
2575
5441
1875
по 750 кВ
450,0
0
660
0
0
0
133,1
2000
330
0
0
0
0
0
0
9
1000
0
0
0
0
592,1
3000
990
по 330 кВ
723,3
250
530
52,0
700
0
317,4
800
280
560,0
400
0
0,0
0
0
0,0
0
0
4,15
0
0
1656,9
2150
810
по 220 кВ
0,0
0,0
0,0
294,3
0,0
75,0
32,0
125,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
166,0
0,0
0,0
0,0
0,0
326,3
291
75

ПЕРЕЧЕНЬ
РЕАЛИЗУЕМЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОЕКТОВ ПО РАЗВИТИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 КВ И ВЫШЕ, ВЫПОЛНЕНИЕ
КОТОРЫХ С УЧЕТОМ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ
РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ЕЭС РОССИИ НЕОБХОДИМО ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ПРОГНОЗНОГО СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
В ЕЭС РОССИИ, ПРЕДУСМОТРЕННОГО ПРОГРАММОЙ РАЗВИТИЯ ЕЭС
РОССИИ, НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЕЭС РОССИИ И КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В НЕЙ, КОТОРЫЕ СООТВЕТСТВУЮТ
ТРЕБОВАНИЯМ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ И ИНЫМ ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ
ТРЕБОВАНИЯМ, А ТАКЖЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И СИСТЕМНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА ЦЕНЫ,
СКЛАДЫВАЮЩИЕСЯ НА РЫНКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
И ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ РЕГУЛИРОВАНИЯ
(КОМПЕНСАЦИИ) РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ЗА ПЕРИОД
2017 - 2023 ГОДОВ ПО ОЭС ЦЕНТРА (БЕЗ МОСКОВСКОЙ ЭС)

N
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
Энергосистема
Год ввода объекта
Технические характеристики объектов проекта
Организация, ответственная за реализацию проекта
Основное назначение объекта
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
Объекты для выдачи мощности электростанций
АЭС
500 кВ
1
ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол
Воронежская, Белгородская
2018
92 км
92
92
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение выдачи мощности блока N 2 (1150 МВт) Нововоронежской АЭС-2
Итого по 500 кВ для выдачи мощности АЭС
0
0
0
92
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
92
0
0
220 кВ
2
ВЛ 220 кВ Донская - Бутурлиновка с ПС 220 кВ Бутурлиновка
Воронежская
2018
120,3 км, 125 МВА
120,3
125
120,3
125
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение выдачи мощности блока N 2 (1150 МВт) Нововоронежской АЭС-2
Итого по 220 кВ для выдачи мощности АЭС
0
0
0
120,3
125
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
120,3
125
0
Итого по 500 кВ для выдачи мощности электростанций
0
0
0
92
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
92
0
0
Итого по 220 кВ для выдачи мощности электростанций
0
0
0
120,3
125
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
120,3
125
0
Межсистемные линии электропередачи
750 кВ
3
ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская (объемы учтены в ОЭС Северо-Запада)
Ленинградская
Вологодская
2017
450 км 2 x ШР-330
ПАО "ФСК ЕЭС"
Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
330 кВ
4
ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино (объемы учтены в ОЭС Северо-Запада)
Псковская, Смоленская
2017
262,4 км
ПАО "ФСК ЕЭС"
Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
Итого по межсистемным объектам 750 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Итого по межсистемным объектам 330 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Объекты для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
500 кВ
5
Установка третьего автотрансформатора 500/110 кВ мощностью 250 МВА на ПС 500 кВ Старый Оскол
Белгородская
2017
250 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения Стойленского ГОК и ООО "Грин Хаус"
6
ПС 500 кВ Белобережская с заходами ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая
Брянская
2017
2 x 501 МВА, 1,55 км, 2,80 км
4,35
1002
4,35
1002
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей Брянской области
ВЛ 220 кВ Белобережская - Цементная, ВЛ 220 кВ Белобережская - Машзавод и ВЛ 220 кВ Белобережская - Брянская
51,00 км, 57,20 км, 71,20 км
179,4
179,4
0
0
7
ПС 500 кВ Обнинская с ВЛ 500 кВ Калужская - Обнинская
Калужская
2019
501 МВА 14,2 км
14,2
501
14,2
501
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения потребителей в северной части Калужской области (Индустриальный парк Ворсино и др.).
8
две ВЛ 220 кВ Обнинск - Созвездие
2019
2 x 20 км
40
40
0
0
220 кВ
9
Заходов двух цепей ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая на ПС 220 кВ Казинка
Липецкая
2017
2 x 0,26 км
2 x 0,23 км
0,98
0,98
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения АО "ОЭЗ ППТ "Липецк"
10
ПС 220 кВ Казинка
Липецкая
2017
2 x 250 МВА
500
0
500
0
АО "ОЭЗ ППТ "Липецк"
11
ПС 220 кВ Сталь с ВЛ 220 кВ Металлургическая - Сталь I, II цепь
Тульская
2017
63 МВА
2 x 80/125 МВА
2 x 3 км
6
263
6
263
0
ООО "Тулачермет-Сталь"
Обеспечение технологического присоединения ООО "Тулачермет-Сталь"
12
ПС 220 кВ Созвездие (Ворсино), установка АТ-2
Калужская
2017
250 МВА
250
0
250
0
ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
Обеспечение технологического присоединения потребителей в северной части Калужской области
13
Заходы ВЛ 220 кВ Мирная - Метзавод (Кедрово) на ПС 220 кВ Созвездие
2017
2,48 км
2,48
2,48
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
14
ПС 220 кВ Машзавод установка второго АТ 220/110/10 кВ
Брянская
2018
125 МВА
125
0
125
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей Брянской области
15
ПС 220 кВ Метзавод установка трансформатора 220/35 кВ
Калужская
2021
180 МВА
180
0
180
0
ООО "НЛМК - Калуга"
Обеспечение технологического присоединения ООО "НЛМК - Калуга"
Итого по 500 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
4,35
1252
0
0
0
0
14,2
501
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
18,55
1753
0
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
188,86
1013
0
0
125
0
40
0
0
0
0
0
0
180
0
0
0
0
0
0
0
228,86
1318
0
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
220 кВ
16
ВЛ 220 кВ Грибово - Победа и реконструкция ОРУ 220 кВ ПС Победа
Тверская, Московская
2022
140 км
140
140
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей южной части Тверской области.
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
140
0
0
0
0
0
140
0
0
Объекты реновации с увеличением трансформаторной мощности
330 кВ
17
ПС 330/220/110/10 кВ Талашкино.
Смоленская
2017
2 x 200 МВА
250 МВА
650
0
650
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Смоленской области.
18
ПС 330 кВ Белгород
Белгородская
2019
250 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечение технологического присоединения новых потребителей электрической энергии Белгородской области
19
ПС 330 кВ Новая
Тверская
2023
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечение технологического присоединения новых потребителей электрической энергии Тверской области
220 кВ
20
ПС 220 кВ Латная, замена АТ-2 125 МВА на 200 МВА
Воронежская
2017
200 МВА
200
0
200
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечение технологического присоединения новых потребителей электрической энергии Воронежской области
21
ГПП-5А, замена ТР 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА
Вологодская
2017
63 МВА
63
0
63
0
АО "ФосАгро-Череповец"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
22
ПС 220 кВ Пост-474 - тяговая установка Т2
Воронежская
2017
40 МВА
40
0
40
0
ОАО "РЖД"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
23
ПС 220 кВ Орловская Районная
Орловская
2020
125 МВА
2 x 26 Мвар
250
52
0
250
52
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечение технологического присоединения новых потребителей электрической энергии Орловской области
24
ПС 220 кВ Брянская
Брянская
2021
2 x 250 МВА
500
0
500
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечение технологического присоединения новых потребителей электрической энергии Брянской области
25
ПС 220 кВ Ямская
Рязанская
2022
2 x 250 МВА
500
0
500
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечение технологического присоединения новых потребителей электрической энергии Рязанской области
26
ПС 220 кВ Северная (Тула)
Тульская
2022
200 МВА
200
0
200
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечение технологического присоединения новых потребителей электрической энергии
27
ПС 220 кВ Южная (Воронеж)
Воронежская
2022
2 x 250 МВА
54,5 Мвар
590
109
0
590
109
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечение технологического присоединения новых потребителей электрической энергии Воронежской области
Итого по объектам реновации 330 кВ
0
650
0
0
0
0
0
250
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
400
0
0
1300
0
Итого по объектам реновации 220 кВ
0
303
0
0
0
0
0
0
0
0
250
52
0
500
0
0
1290
109
0
0
0
0
2343
161

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
ВСЕГО, в т.ч.
193,21
3218
0
212,3
250
0
54,2
751
0
0
250
52
0
680
0
140
1290
109
0
400
0
599,71
6839
161
по 500 кВ
4,35
1252
0
92
0
0
14,2
501
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
110,55
1753
0
по 330 кВ
0
650
0
0
0
0
0
250
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
400
0
0
1300
0
по 220 кВ
188,9
1316,0
0,0
120,3
250,0
0,0
40,0
0,0
0,0
0,0
250,0
52,0
0,0
680,0
0,0
140,0
1290,0
109,0
0,0
0,0
0,0
489,2
3786,0
161,0

ПЕРЕЧЕНЬ
РЕАЛИЗУЕМЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОЕКТОВ ПО РАЗВИТИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 КВ И ВЫШЕ, ВЫПОЛНЕНИЕ
КОТОРЫХ С УЧЕТОМ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ
РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ЕЭС РОССИИ НЕОБХОДИМО ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ПРОГНОЗНОГО СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
В ЕЭС РОССИИ, ПРЕДУСМОТРЕННОГО ПРОГРАММОЙ РАЗВИТИЯ ЕЭС
РОССИИ, НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЕЭС РОССИИ И КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В НЕЙ, КОТОРЫЕ СООТВЕТСТВУЮТ
ТРЕБОВАНИЯМ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ И ИНЫМ ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ
ТРЕБОВАНИЯМ, А ТАКЖЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И СИСТЕМНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА ЦЕНЫ,
СКЛАДЫВАЮЩИЕСЯ НА РЫНКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
И ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ РЕГУЛИРОВАНИЯ
(КОМПЕНСАЦИИ) РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ
ЗА ПЕРИОД 2017 - 2023 ГОДОВ ПО МОСКОВСКОЙ ЭС

N
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
Энергосистема
Год ввода объекта
Технические характеристики объектов проекта
Организация, ответственная за реализацию проекта
Основное назначение объекта
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
Объекты для выдачи мощности электростанций
ГЭС, ГАЭС
500 и 220 кВ
1
Первая и вторая ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС-2 - Ярцево
Московская
2019
2 x 30 км
60
60
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение выдачи мощности Загорской ГАЭС-2
реконструкция ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Трубино и строительство заходов на ПС 500 кВ Ярцево
Московская
2019
2 x 1 км
2
2
0
0
перевод ПС 220 кВ Ярцево на 500 кВ и установка АТГ 500/220 кВ
Московская
2019
2 x 501 МВА
1002
0
1002
0
Итого по 500 кВ для выдачи мощности ГАЭС
0
0
0
0
0
0
62
1002
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
62
1002
0
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
220 кВ
2
Заход КВЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Академическая на ПС 220 кВ Котловка
Московская
2017
2 x 4,5 км
9
9
0
0
АО "Энергокомплекс"
Обеспечение технологического присоединения потребителей г. Москвы
3
ПС 220/20 кВ Назарьево
Московская
2017
2 x 100 МВА
200
0
200
0
ООО "АкваСтройТЭК
Обеспечение технологического присоединения ООО "АкваСтройТЭК"
4
Заходы ВЛ 220 кВ Радищево - Луч и ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево на ПС 220 кВ Назарьево
Московская
2017
4 x 1 км
4
4
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
5
Заходы КЛ 220 кВ Очаково - Чоботы II на ПС 220 кВ Говорово
Московская
2019
1,46 км
1,46
1,46
0
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей районов Солнцево, Переделкино г. Москвы
6
ПС 110 кВ Битца с перевод на напряжение 220 кВ
Московская
2019
2 x 200 МВА
2 x 100 МВА
600
0
600
0
АО "ОЭК"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
7
КЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Битца N 1, N 2
Московская
2019
2 x 5 км
10
10
0
0
АО "ОЭК"
8
ПС 220/110 кВ Хованская (Город 101)
Московская
2019
2 x 250 МВА
2 x 100 МВА
700
0
700
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение технологического присоединения потребителей присоединенных территорий г. Москвы
9
ЛЭП 220 кВ Лесная - Хованская I и II цепь
Московская
2019
2 x 10,1 км
20,2
20,2
0
0
ПАО "МОЭСК"
10
КЛ 220 кВ Никулино - Хованская (Город 101) N 1 и N 2
Московская
2019
2 x 15 км
30
30
0
0
АО "Энергокомплекс"
Обеспечение технологического присоединения потребителей новых территорий г. Москвы г. Москвы
11
ПС 220/20 кВ Архангельская с заходами КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская
Московская
2019
2 x 100 МВА
200
0
200
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение технологического присоединения АО "Рублево - Архангельское".
2 x 1 км
2
2
0
0
12
ПС 220 кВ Филимоново (Н. Подъячево) с заходом ВЛ 220 кВ Радищево - Шуколово
Московская
2020
2 x 200 МВА
2 x 2,5 км
5
400
5
400
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
13
ПС 220 кВ Тютчево (Н. Пушкино) с заходами ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча
Московская
2021
2 x 200 МВА
10 км
10
400
10
400
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей Московской области
14
КЛ 220 кВ Бутырки - Белорусская N 1 и N 2
Московская
2020
2 x 5 км
10
10
0
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ЦАО г. Москвы
15
Реконструкция ПС 220 кВ Дмитров с заходами ВЛ 220 кВ Ярцево - Радуга
Московская
2022
2 x 15 км
30
30
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Московской области
16
ПС 220/110/10 кВ Саввинская с заходами ВЛ 220 кВ Слобода - Дорохово 1,2
Московская
2023
2 x 250 МВА
4 x 0,2 км
0,8
500
0,8
500
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей и обеспечение надежности электроснабжения потребителей г.о. Звенигород.
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
13,0
200,0
0,0
0,0
0,0
0,0
63,7
1500,0
0,0
15,0
400,0
0,0
10,0
400,0
0,0
30,0
0,0
0,0
0,8
500,0
0,0
132,5
3000,0
0,0
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей
500 кВ
17
Сооружение заходов ВЛ 220 кВ ЦАГИ - Руднево и Ногинск - Руднево на ПС 500/220 кВ Каскадная
Московская
2018
4 x 0,286 км
1,14
1,14
0
0
ПАО "МОЭСК"
Для электроснабжения потребителей Московской области, обеспечение возможности подключения новых потребителей
18
Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Трубино (2 АТ 500/220 кВ; 2 АТ 220/110 кВ; 2 Т 220/10 кВ)
Московская
2017 - 2018
2 x 500 МВА
1000
0
1000
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей северо-восточных районов г. Москвы и прилегающих районов Московской области
2 x 250 МВА
2 x 100 МВА
200
500
0
700
0
19
Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Чагино (2 АТ 500/220 кВ; 4 АТ 220/110 кВ; 2 Т 220/10 кВ)
Московская
2017
2 x 500 МВА
1000
0
1000
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей юго-восточных районов г. Москвы и прилегающих районов Московской области
250 МВА
2 x 100 МВА
450
0
450
0
20
Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Ногинск (2 АТ 500/220 кВ; 4 АТ 220/110 кВ; 2 Т 220/10 кВ)
Московская
2017 - 2018
2 x 500 МВА
1000
0
1000
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей восточных районов г. Москвы и прилегающих районов Московской области
4 x 250 МВА
2 x 100 МВА
500
700
0
1200
0
21
Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Пахра (2 АТ 500/220 кВ; 2АТ 220/110 кВ; 2 Т 220/10 кВ)
Московская
2019 - 2020
2 x 500 МВА
1000
0
1000
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей северных районов г. Москвы и прилегающих районов Московской области
2 x 250 МВА
2 x 100 МВА
500
200
0
700
0
220 кВ
22
Сооружение кабельных заходов ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Ясенево на ПС 220 кВ Бутово
Московская
2018
2 x 1,5 км
3
3
0
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечение технологического присоединения новых потребителей.
Итого по 500 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
0
1000
0
0
2000
0
0
0
0
0
1000
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,0
4000,0
0,0
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
0
1150
0
4
1200
0
0
500
0
0
200
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4,14
3050
0
Объекты реновации с увеличением трансформаторной мощности
220 кВ
23
ПС 220 кВ Ока, замена АТ 220/110 кВ
Московская
2017
200 МВА
200
0
200
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей южных районов Московской области
24
ПС 220/110/10 кВ Пресня, установка дополнительно двух Т 220/20 кВ
Московская
2018
2 x 100 МВА
200
0
200
0
ПАО "МОЭСК"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
25
ПС 220/110 кВ Красногорская, установка дополнительно двух трансформаторов 220/20 кВ
Московская
2018
2 x 100 МВА
200
0
200
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение технологического присоединения АО "Рублево - Архангельское".
26
ПС 220 кВ Темпы, замена АТ 220/110 кВ
Московская
2019
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
27
ПС 220 кВ Гольяново, замена трансформаторов
Московская
2020
2 x 100 МВА
200
0
200
0
ПАО "МОЭСК"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
28
ПС 220 кВ Луч, замена АТ 220/110 кВ
Московская
2020
2 x 200 + 2 x 125 МВА
650
0
650
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
29
ПС 220/10 кВ Владыкино, замена Т 2 x 63 МВА на 2 x 80 МВА
Московская
2020
2 x 80 МВА
160
0
160
0
ПАО "МОЭСК"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей в р-не Отрадное, Останкинский.
30
ПС 220/110 кВ Бутырки замена Т 2 x 63 МВА на 2 x 100 МВА
Московская
2020
2 x 100 МВА
200
0
200
0
ПАО "МОЭСК"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
Итого по объектам реновации 220 кВ
0
200
0
0
400
0
0
400
0
0
1210
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2210
0

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
ВСЕГО, в т.ч.
13
2550
0
4,1
3600
0
125,7
3402
0
15
2810
0
10
400
0
30
0
0
0,8
500
0
198,6
13262
0
по 500 кВ
0
1000
0
0
2000
0
62
1002
0
0
1000
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
62
5002
0
по 220 кВ
13
1550
0
4,1
1600
0
63,7
2400
0
15
1810
0
10
400
0
30
0
0
0,8
500
0
136,6
8260
0

ПЕРЕЧЕНЬ
РЕАЛИЗУЕМЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОЕКТОВ ПО РАЗВИТИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 КВ И ВЫШЕ, ВЫПОЛНЕНИЕ
КОТОРЫХ С УЧЕТОМ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ
РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ЕЭС РОССИИ НЕОБХОДИМО ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ПРОГНОЗНОГО СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
В ЕЭС РОССИИ, ПРЕДУСМОТРЕННОГО ПРОГРАММОЙ РАЗВИТИЯ ЕЭС
РОССИИ, НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЕЭС РОССИИ И КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В НЕЙ, КОТОРЫЕ СООТВЕТСТВУЮТ
ТРЕБОВАНИЯМ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ И ИНЫМ ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ
ТРЕБОВАНИЯМ, А ТАКЖЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И СИСТЕМНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА ЦЕНЫ,
СКЛАДЫВАЮЩИЕСЯ НА РЫНКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
И ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ
РЕГУЛИРОВАНИЯ (КОМПЕНСАЦИИ) РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
МОЩНОСТИ ЗА ПЕРИОД 2017 - 2023 ГОДОВ ПО ОЭС ЮГА

N
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
Энергосистема
Год ввода объекта
Технические характеристики объектов проекта
Организация, ответственная за реализацию проекта
Основное назначение объекта
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
Для выдачи мощности электростанций
АЭС
500 кВ
1
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская
Ростовская
2017
300 км ШР-180
300
180
300
0
180
ПАО "ФСК ЕЭС"
Выдача мощности блока N 4 (1070 МВт) Ростовской АЭС.
Итого по 500 кВ для выдачи мощности АЭС
300
0
180
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
300
0
180
ГЭС
330 кВ
2
Заходы ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на Зарамагскую ГЭС
Северокавказская
2019
2 x 30 км
60
60
0
0
Инвестор
Выдача мощности Зарамагской ГЭС (2 x 171 МВт).
Итого по 330 кВ для выдачи мощности ГЭС
0
0
0
0
0
0
60
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
60
0
0
Итого по 500 кВ для выдачи мощности электростанций
300
0
180
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
300
0
180
Итого по 330 кВ для выдачи 330 кВ мощности электростанций
0
0
0
0
0
0
60
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
60
0
0
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
500 кВ
3
ПС 500 кВ Шахты, установка третьего АТ 500/220 кВ на
Ростовская
2019
501 МВА
501
0
501
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения Красносулинского металлургического комбината
330 кВ
4
ПС 330 кВ Солнечный дар с заходами ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Ставрополь
Ставропольская
2018, 2019
2 x 1,1 км
2 x 80 МВА
2,2
80
80
2,2
160
0
Инвестор
Обеспечение технологического присоединения ООО "Солнечный дар"
5
ПС 500 кВ Невинномысск
Ставропольская
2020
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения РИТ-парка в районе г. Невинномысск
220 кВ
6
ПС 220 кВ НЦЗ Горный с отпайками от ВЛ 220 кВ Кубанская - Кирилловская и ВЛ 220 кВ Кубанская - Бужора
Кубанская
2019 - 2020
2 x 15 км
15
15
30
0
0
ЗАО "НЦЗ Горный"
Обеспечение технологического присоединения ЗАО "НЦЗ Горный"
2 x 40 МВА
40
40
0
80
0
7
ПС 220 кВ Восточная промзона с заходом ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Витаминкомбинат I и II цепь
Кубанская
2017
4 x 4 км
16
16
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Кубаньэнерго"
Обеспечение присоединения новых потребителей северо-восточной части г. Краснодара
2 x 200 МВА
400
0
400
0
8
ВЛ 220 кВ Кубанская - Бужора
Кубанская
2017
70 км
70
70
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых
9
ПС 220 кВ Генеральская с ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь
Ростовская
2017
2 x 16 км
2 x 125 МВА
32
32
0
0
ООО "КЭСК"
Обеспечение технологического присоединения КЭСК ("Коммунальная энергосервисная компания")
250
0
250
0
10
Две ВЛ 220 кВ Шахты - Красносулинский Металлургический Комбинат (КМК)
Ростовская
2018 2019
2 x 21 км
42
42
0
0
ООО "Красносулинский Металлургический Комбинат"
Обеспечение технологического присоединения Красносулинского Металлургического Комбината.
ПС 220 кВ Красносулинский Металлургический Комбинат (КМК)
160 МВА, 2 x 80 МВА, 2 x 63 МВА, 160 МВА
446
160
0
606
0
11
ПС 220 кВ Ильская с заходами ВЛ 220 кВ Кубанская - Афипская
Кубанская
2023
2 x 1,5 км
3
3
0
0
ООО "Ильский НПЗ"
Обеспечение технологического присоединения ООО "Ильский НПЗ"
2 x 63 МВА
126
0
126
0
12
ВЛ 220 кВ Афипская - Афипский НПЗ
Кубанская
2017
3 км
3
3
0
0
ООО "Афипский НПЗ", ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения ООО "Афипский НПЗ"
13
ПС 220 кВ Ново-Лабинская с заходами ВЛ 220 кВ
Кубанская
2018
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей и обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей Усть-Лабинского энергоузла Кубанской энергосистемы
14
ПС 220 кВ Вышестеблиевская, установка третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА
Кубанская
2019
125 МВА
125
0
125
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения потребителей Таманского полуострова
15
Заходы ВЛ 220 кВ Бужора - Вышестеблиевская на ПС 500 кВ Тамань
Кубанская
2019
2 x 1,5 км
3
3
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения потребителей Таманского полуострова
16
ПС 220 кВ КУБ-С
Кубанская
2019, 2021
2 x 63 МВА
63
63
0
126
0
ООО "КУБ-С"
Обеспечение технологического присоединения ООО "КУБ-С"
17
Заходы ВЛ 220 кВ Тихорецкая - Витаминкомбинат на ПС 220 кВ КУБ-С
Кубанская
2019
2 x 0,1 км
0,2
0,2
0
0
18
ПС 220 кВ Порт
Кубанская
2018
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "Кубаньэнерго"
Обеспечение технологического присоединения ФКУ "Ространсмодернизация"
19
ВЛ 220 кВ Тамань - Порт
Кубанская
2018
2 x 54 км
108
108
0
0
20
ПС 220 кВ Гостагаевская
Кубанская
2018
2 x 25 МВА
50
0
50
0
ОАО "РЖД"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
21
Заходы ВЛ 220 кВ Вышестеблиевская - Бужора на ПС 220 кВ Гостагаевская
Кубанская
2018
2 x 6 км
12
12
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
22
ПС 220 кВ Киевская
Кубанская
2018
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ОАО "РЖД"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
23
Заходы ВЛ 220 кВ Бужора - НПС-8 на ПС 220 кВ Киевская
Кубанская
2018
2 x 4 км
8
8
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
24
ПС 220 кВ Чекон
Кубанская
2018
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ОАО "РЖД"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
25
Заходы ВЛ 220 кВ Бужора - НПС-8 на ПС 220 кВ Чекон
Кубанская
2018
2 x 3 км
6
6
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
26
ПС 220 кВ Донбиотех
Ростовская
2021
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ООО "Донские биотехнологии"
Обеспечение технологического присоединения ООО "Донские биотехнологии"
27
Заходы ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Волгодонск на ПС 220 кВ Донбиотех
Ростовская
2021
2 x 1 км
2
2
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Итого по 500 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
0
0
0
0
0
0
0
501
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
501
0
Итого по 330 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
0
0
0
2,2
80
0
0
80
0
0
250
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,2
410
0
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
121
650
0
176
1306
0
18,2
388
0
15
40
0
2
143
0
0
0
0
3
126
0
335,2
2653
0
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
500 кВ
28
ВЛ 500 кВ Ростовская - Шахты с расширением ПС 500 кВ Ростовская
Ростовская
2019
87,8 км
87,8
87,8
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Ростовской энергосистемы.
29
ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с расширением ПС 500 кВ Тамань
Ростовская, Кубанская
2017
500 км, 3-ий АТ 500/220 кВ 501 МВА, 2 x ШР-180 Мвар
500
501
360
500
501
360
ФГБУ "РЭА" Минэнерго России
Обеспечение передачи мощности в энергосистему Республики Крым и г. Севастополь.
30
ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок
Ставропольская, Северокавказская
2017
265 км 501 МВА УШР-180
265
265
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Усиление электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга, повышение пропускной способности контролируемого сечения "Терек"
501
180
0
501
180
330 кВ
31
ПС 330 кВ Сунжа с заходами ВЛ 330 кВ Моздок - Артем (ПС 330 кВ Гудермес)
Чеченская
2022
44 км
44
44
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей Чеченской Республики
2 x 125 МВА
250
0
250
0
32
ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС - Чирюрт
Дагестанская
2022
73,8 км
73,8
73,8
0
0
Инвестор
Обеспечение надежности работы основной сети 330 кВ Дагестанской энергосистемы и усиление схемы выдачи мощности Сулакского каскада ГЭС
33
ВЛ 330 кВ Артем - Дербент с расширением ОРУ 330 кВ ПС Дербент
Дагестанская
2017
175 км
175
175
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей южной части энергосистемы Республики Дагестан
34
ПС 330 кВ Артем, установка второго АТ
Дагестанская
2020
125 МВА
125
0
125
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "ДАГЦЕМКОМ")
Итого по 500 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
765
1002
540
0
0
0
87,8
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
852,8
1002
540
Итого по 330 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
175,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
125,0
0,0
0,0
0,0
0,0
117,8
250,0
0,0
0,0
0,0
0,0
292,8
375,0
0,0
Объекты реновации с увеличением трансформаторной мощности
500 кВ
35
ПС 500 кВ Тихорецк
Кубанская
2021
501 МВА
501
0
501
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, завершение третьего этапа комплексной реконструкции
36
ПС 500 кВ Балашовская. Установка ШР
Волгоградская
2020
ШР-180 Мвар
180
0
0
180
ПАО "ФСК ЕЭС"
Нормализация уровней напряжения в сети 500 кВ.
330 кВ
37
ПС 330 кВ Прохладная - 2
Кабардино-Балкарская
2020
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Кабардино-Балкарской республики
220 кВ
38
ПС 220 кВ Гумрак
Волгоградская
2023
3 x 200 МВА
600
0
600
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединение новых потребителей Волгоградской области.
39
ПС 220 кВ Брюховецкая, установка АТ-3
Кубанская
2018
125 МВА
125
0
125
0
Инвестор
Обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей
40
ПС 220 кВ Алюминиевая
Волгоградская
2021
2 x 250 МВА
500
0
500
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежного электроснабжения потребителей Волгоградской области.
41
ПС 220 кВ Кировская
Волгоградская
2017
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей и обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей Волгоградской области
42
ПС 220 кВ Садовая, увеличение трансформаторной мощности
Волгоградская
2017
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей и обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей Волгоградской области
Итого по объектам реновации 500 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
180
0
501
0
0
0
0
0
0
0
0
501
180
Итого по объектам реновации 330 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
400
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
400
0
Итого по объектам реновации 220 кВ
0
650
0
0
125
0
0
0
0
0
0
0
0
500
0
0
0
0
0
600
0
0
1875
0

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
ВСЕГО, в т.ч.
1361
2302
720
178,2
1511
0
166
969
0
15
815
180
2
1144
0
117,8
250
0
3
726
0
1843
7717
900
по 500 кВ
1065
1002
720
0
0
0
87,8
501
0
0
0
180
0
501
0
0
0
0
0
0
0
1152,8
2004
900
по 330 кВ
175
0
0
2
80
0
60
80
0
0
775
0
0
0
0
118
250
0
0
0
0
355,0
1185
0
по 220 кВ
121,0
1300,0
0,0
176,0
1431,0
0,0
18,2
388,0
0,0
15,0
40,0
0,0
2,0
643,0
0,0
0,0
0,0
0,0
3,0
726,0
0,0
335,2
4528,0
0,0

N
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
Энергосистема
Год ввода объекта
Технические характеристики объектов проекта
Организация, ответственная за реализацию проекта
Основное назначение объекта
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
Энергосистема Республики Крым
Мероприятия для обеспечения надежности энергосистемы полуострова Крым
Для выдачи мощности электростанций
ТЭС
330 кВ
1
ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастополь
Крым
2017
100 км
100
100
0
0
Инвестор
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Республики Крым и города Севастополь
2
Заходы ВЛ 330 кВ Симферопольская - Севастополь на Севастопольскую ПГУ-ТЭС
Крым
2017
2 x 4,6 км
9,2
9,2
0
0
Инвестор
Выдача мощности Севастопольской ПГУ-ТЭС
3
Заходы ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастополь на Севастопольскую ПГУ-ТЭС
Крым
2018
2 x 4,6 км
9,2
9,2
0
0
Инвестор
Выдача мощности Севастопольской ПГУ-ТЭС
4
Реконструкция ПС 330 кВ Севастополь с установкой второго АТ 330/110 кВ мощностью 200 МВА
Крым
2017
200 МВА
200
0
200
0
Инвестор
Для исключения перегрузки сети 110 кВ и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей г. Севастополь
5
Заходы ВЛ 330 кВ Симферопольская - Джанкой на Симферопольскую ПГУ-ТЭС
Крым
2017
2 x 1,1 км
2,2
2,2
0
0
Инвестор
Выдача мощности Симферопольской ПГУ-ТЭС
Итого по 330 кВ для выдачи мощности ТЭС (п-ов Крым)
111,4
200
0
9,2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
120,6
200
0
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
220 кВ
6
ПС 220 кВ Феодосийская. Замена АТ-3
Крым
2020
125 МВА
125
0
125
0
Инвестор
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Республики Крым и города Севастополь
7
Выполнение заходов и переустройства ВЛ 330 кВ Джанской - Каховская в ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Титан в ячейку присоединения ВЛ 220 кВ Титан - Каховская
Крым
2017
1 км
1
1
0
0
Инвестор
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Республики Крым и города Севастополь
Итого 220 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
125
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
125
0

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
ВСЕГО, в т.ч.
111,4
200
0
9
0
0
1
0
0
0
125
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
121,6
325
0
по 330 кВ
111,4
200
0
9
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
120,6
200
0
по 220 кВ
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
125
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,0
125
0

ПЕРЕЧЕНЬ
РЕАЛИЗУЕМЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОЕКТОВ ПО РАЗВИТИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 КВ И ВЫШЕ, ВЫПОЛНЕНИЕ
КОТОРЫХ С УЧЕТОМ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ
РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ЕЭС РОССИИ НЕОБХОДИМО ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ПРОГНОЗНОГО СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
В ЕЭС РОССИИ, ПРЕДУСМОТРЕННОГО ПРОГРАММОЙ РАЗВИТИЯ ЕЭС
РОССИИ, НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЕЭС РОССИИ И КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В НЕЙ, КОТОРЫЕ СООТВЕТСТВУЮТ
ТРЕБОВАНИЯМ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ И ИНЫМ ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ
ТРЕБОВАНИЯМ, А ТАКЖЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И СИСТЕМНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА ЦЕНЫ,
СКЛАДЫВАЮЩИЕСЯ НА РЫНКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
И ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ РЕГУЛИРОВАНИЯ
(КОМПЕНСАЦИИ) РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ
ЗА ПЕРИОД 2017 - 2023 ГОДОВ ПО ОЭС СРЕДНЕЙ ВОЛГИ

N
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
Энергосистема
Год ввода объекта
Технические характеристики объектов проекта
Организация, ответственная за реализацию проекта
Основное назначение объекта
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
500 кВ
1
ПС 500 кВ Луч, установка АТ 500/110 кВ
Нижегородская
2017
250 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей и обеспечение технологического присоединения новых потребителей в Нижегородском энергоузле
220 кВ
2
КВЛ 220 кВ Бегишево - ТАНЕКО
Татарская
2017
9,2 км
9,2
9,2
0
0
ОАО "Сетевая компания"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Закамского района
Итого по 500 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
0
250
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
250
0
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
9,2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
9,2
0
0
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
500 кВ
3
ПС 500 кВ Радуга, установка ШР-180
Нижегородская
2023
ШР-180
180
0
0
180
ПАО "ФСК ЕЭС"
Нормализация уровней напряжения в сети 500 кВ
220 кВ
4
ВЛ 220 кВ Щелоков - Центральная I и II цепь
Татарская
2018
2 x 223 км
446
446
0
0
ОАО "Сетевая компания"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Казанского энергоузла, обеспечение технологического присоединения новых потребителей в г. Казань
Итого по 500 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
180
0
0
180
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
0
0
0
446
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
446
0
0
Объекты реновации с увеличением трансформаторной мощности
220 кВ
5
ПС 220 кВ Нижнекамская, замена АТ 220/110 кВ 2 x 200 МВА на 2 x 250 МВА
Татарская
2021
2 x 250 МВА
500
0
500
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Нижнекамского района, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
6
ПС 220 кВ Кинельская, замена АТ 220/110 кВ 2 x 180 на 2 x 200 МВА
Самарская
2023
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Кинельского района, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
Итого по объектам реновации 220 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
500
0
0
0
0
0
400
0
0
900
0

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
ВСЕГО, в т.ч.
9,2
250
0
446
0
0
0
0
0
0
0
0
0
500
0
0
0
0
0
400
180
455,2
1150
180
по 500 кВ
0
250
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
180
0
250
180
по 220 кВ
9,2
0
0
446
0
0
0
0
0
0
0
0
0
500
0
0
0
0
0
400
0
455,2
900
0

ПЕРЕЧЕНЬ
РЕАЛИЗУЕМЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОЕКТОВ ПО РАЗВИТИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 КВ И ВЫШЕ, ВЫПОЛНЕНИЕ
КОТОРЫХ С УЧЕТОМ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ
РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ЕЭС РОССИИ НЕОБХОДИМО ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ПРОГНОЗНОГО СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
В ЕЭС РОССИИ, ПРЕДУСМОТРЕННОГО ПРОГРАММОЙ РАЗВИТИЯ ЕЭС
РОССИИ, НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЕЭС РОССИИ И КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В НЕЙ, КОТОРЫЕ СООТВЕТСТВУЮТ
ТРЕБОВАНИЯМ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ И ИНЫМ ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ
ТРЕБОВАНИЯМ, А ТАКЖЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И СИСТЕМНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА ЦЕНЫ,
СКЛАДЫВАЮЩИЕСЯ НА РЫНКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
И ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ
РЕГУЛИРОВАНИЯ (КОМПЕНСАЦИИ) РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
МОЩНОСТИ ЗА ПЕРИОД 2017 - 2023 ГОДОВ ПО ОЭС УРАЛА

N
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
Энергосистема
Год ввода объектов
Технические характеристики объектов проекта
Организация, ответственная за реализацию проекта
Основное назначение объекта
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
Для выдачи мощности ТЭС
500 кВ
1
ОРУ 500 кВ Пермской ГРЭС АТГ N 2 500/220 кВ (с секционированием ОРУ 220 кВ)
Пермская
2017
801 МВА
801
0
801
0
ПАО "Интер РАО"
Выдача энергоблока N 4 ПГУ 800 МВт Пермской ГРЭС
220 кВ
2
Реконструкция существующих ВЛ 220 кВ Бекетово - Затон и ВЛ 220 кВ Затон - НПЗ с образованием ВЛ 220 кВ Бекетово - НПЗ с отпайкой на ПС 220 кВ Затон.
Заходы от ВЛ 220 кВ Бекетово - НПЗ с отпайкой на ПС 220 кВ Затон на РУ 220 кВ Затонской ТЭЦ с образованием КВЛ 220 кВ Затонская ТЭЦ - Бекетово и КВЛ 220 кВ Затонская ТЭЦ - НПЗ с отпайкой на ПС 220 кВ Затон
Башкирская
2017
2 x 0,5 км
1
1
0
0
ООО "БСК"
Выдача мощности блоков N 1 и N 2 ПГУ-210(Т) Затонской ТЭЦ
3
КВЛ 220 кВ Затонская ТЭЦ - Затон
Башкирская
2017
6,4 км
6,4
6,4
0
0
ООО "БСК"
4
Реконструкция ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Соболи 1, 2 с отпайками на ПС Искра, ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - Владимирская 1, 2 и ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Калино 2
Пермская
2017
2,48 км
2,48
2,48
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Выдача энергоблока N 4 ПГУ 800 МВт Пермской ГРЭС
Итого по 500 кВ для выдачи мощности ТЭС
0,0
801,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
801,0
0,0
Итого по 220 кВ для выдачи мощности ТЭС
9,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
9,9
0,0
0,0
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей и реализации выданных технических условий
500 кВ
5
ПС 500 кВ Преображенская
Оренбургская
2017
501 МВА
501
0
501
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей Западного энергорайона Оренбургской области
6
Заходы ВЛ 500 кВ Газовая - Красноармейская на ПС 500 кВ Преображенская
1,749 + 1,6 км
3,35
3,35
0
0
7
Заходы ВЛ 220 кВ Бузулукская - Сорочинская на ПС Преображенская
1,163 + 1,175 км
2,34
2,34
0
0
8
ПП 500 кВ Тобол с заходами ВЛ 500 кВ Иртыш - Демьянская и заходами ВЛ 500 кВ Тюмень - Нелым
Тюменская
2018
2 x 6,70 км
2 x 0,40 км
14,2
14,2
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения ООО "Западно-Сибирский Нефтехимический комбинат"
9
ВЛ 500 кВ ПП Тобол - ПС 500 кВ Полимер (ЗапСиб)
Тюменская
2018
4 x 2,7 км
10,8
10,8
0
0
10
ПС 500 кВ Полимер (ЗапСиб)
Тюменская
2018
4 x 250 МВА
1000
0
1000
0
ОО "Западно-Сибирский Нефтехимический комбинат"
220 кВ
11
ПС 220 кВ Медная
Челябинская
2017
2 x 100 МВА
200
0
200
0
ЗАО "Русская медная компания"
Обеспечение технологического присоединения Томинского ГОКа
12
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ Медная
3,148 км + 3,229 км
6,38
6,38
0
0
13
ПС 220 кВ Надежда
Свердловская
2019, 2021
2 x 250 МВА
250
250
0
500
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей в г. Екатеринбурге
14
Заходы ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная на ПС 220 кВ Надежда
Свердловская
2019
2 x 6,35 км
12,7
12,7
0
0
15
Заходы ВЛ 220 кВ Первоуральская - Среднеуральская ГРЭС 1 цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Трубная на ПС 220 кВ Трубная
Свердловская
2017
7 км
7
7
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения ОАО "Первоуральский новотрубный завод"
16
ПС 220 кВ Лога
Пермская
2021
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ПАО "Уралкалий"
Обеспечение технологического присоединения нового производства ПАО "Уралкалий"
17
Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 2 на ПС 220 кВ Лога
2 x 34
68
68
0
0
18
ПС 220 кВ Строгановская
Пермская
2017
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ПАО "Уралкалий"
Обеспечение технологического присоединения нового производства ПАО "Уралкалий"
19
ВЛ 220 кВ Северная - Строгановская N 1 и N 2
2 x 25 км
50
50
0
0
20
ПС 220 кВ ГПП Урал
Пермская
2018
2 x 40 МВА
2 x 63 МВА
206
0
206
0
ЗАО "Верхнекамская Калийная Компания"
Обеспечение технологического присоединения нового производства (ЗАО "ВКК")
21
Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 3 на ПС 220 кВ ГПП Урал
2 x 10,9 км
21,8
21,8
0
0
22
ПС 220 кВ Печная
Кировская
2018
2 x 63 МВА
126
0
126
0
ООО "Кировский металлургический завод"
Обеспечение технологического присоединения нового производства (ООО "Кировский металлургический завод")
23
Шлейфовый заход ВЛ 220 кВ Фаленки - Омутнинск N 1 на ПС 220 кВ Печная
2 x 50 км
100
100
0
0
24
ПС 220 кВ Обогатительная
Челябинская
2017
2 x 80 МВА
160
0
160
0
АО "Михеевский ГОК"
Обеспечение технологического присоединения нового производства (АО "Михеевский ГОК")
25
Заходы ВЛ 220 кВ Михеевский ГОК - Карталы на ПС 220 кВ Обогатительная
2 x 1,5 км
3
3
0
0
26
ПС 220 кВ Вектор
Тюменская
2017
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Нефтеюганского энергоузла и обеспечение технологического присоединения ООО "РН-Юганскнефтегаз".
27
Заходы ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - Усть-Балык на ПС 220 кВ Вектор
2 x 20,94 км
41,88
41,88
0
0
28
ПС 220 кВ Исконная
Тюменская
2017
125 МВА
125
0
125
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона и обеспечения технологического присоединения новых потребителей
29
Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС-Уренгой на ПС 220 кВ Исконная
4,177 км
4,19 км
8,37
8,37
0
0
30
ПС 220 кВ Ермак
Тюменская
2018
2 x 125 МВА
УШР 2 x 63 Мвар
250
126
0
250
126
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых объектов НПС нефтепровода Заполярье - Пурпе
31
Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея на ПС 220 кВ Ермак
1 x 80,4 км
1 x 80,2 км
160,6
160,6
0
0
32
ПС 220 кВ Славянская
Тюменская
2018
2 x 25 МВА
50
0
50
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых объектов НПС нефтепровода Заполярье - Пурпе
33
ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1 и N 2 (ТС Заполярье - Пурпе)
2 x 135 км
270
270
0
0
34
ПС 220 кВ Лянтинская
Тюменская
2018
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ООО "РН-Уватнефтегаз"
Обеспечение технологического присоединения электроустановок ООО "РН-Уватнефтегаз"
35
ПС 220 кВ Пихтовая
2 x 63 МВА
УШР 2 x 63 Мвар
126
126
0
126
126
36
ВЛ 220 кВ Демьянская - Пихтовая I, II цепь
2 x 179 км
358
358
0
0
37
ПС 220 кВ Лянтинская - Пихтовая I, II цепь
2 x 139 км
278
278
0
0
38
ПС 220 кВ Протозановская
2 x 63 МВА
126
0
126
0
39
Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ Лянтинская - Пихтовая I, II цепь на ПС 220 кВ Протозановская
2 x 2,57 км
5,14
5,14
0
0
Итого по 500 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей и реализации выданных технических условий
3,4
501,0
0,0
25,0
1000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
28,4
1501,0
0,0
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей и реализации выданных технических условий
119,0
985,0
0,0
1193,5
1134,0
252,0
12,7
250,0
0,0
0,0
0,0
0,0
68,0
500,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1393,2
2869,0
252,0
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
500 кВ
40
Перевод на номинальное напряжение 500 кВ ВЛ 220 кВ Витязь - Иртыш
Тюменская
2023
240 км
240
240
0
0
АО "Тюменьэнерго"
Повышение пропускной способности электрических сетей Тюменской ЭС
220 кВ
41
ПС 220 кВ Бузулукская (замена существующих АТ 2 x 125 МВА на 2 x 200 МВА)
Оренбургская
2017
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Бузулукского энергорайона Оренбургской области
Итого по 500 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
240,0
0,0
0,0
240,0
0,0
0,0
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
0,0
400,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
400,0
0,0
Объекты реновации с увеличением трансформаторной мощности
500 кВ
42
ПС 500 кВ Демьянская
Тюменская
2023
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов
Итого по объектам реновации 500 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
400
0
0
400
0

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
ВСЕГО, в т.ч.
132,2
2687
0
1218,5
2134
252
12,7
250
0
0,0
0
0
68,0
500
0
0,0
0
0
240
400
0
1671,4
5971
252
по 500 кВ
3,4
1302,0
0,0
25,0
1000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
240,0
400,0
0,0
268,4
2702,0
0,0
по 220 кВ
129
1385
0
1194
1134
252
13
250
0
0
0
0
68
500
0
0
0
0
0
0
0
1403
3269
252

ПЕРЕЧЕНЬ
РЕАЛИЗУЕМЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОЕКТОВ ПО РАЗВИТИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 КВ И ВЫШЕ, ВЫПОЛНЕНИЕ
КОТОРЫХ С УЧЕТОМ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ
РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ЕЭС РОССИИ НЕОБХОДИМО ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ПРОГНОЗНОГО СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
В ЕЭС РОССИИ, ПРЕДУСМОТРЕННОГО ПРОГРАММОЙ РАЗВИТИЯ ЕЭС
РОССИИ, НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЕЭС РОССИИ И КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В НЕЙ, КОТОРЫЕ СООТВЕТСТВУЮТ
ТРЕБОВАНИЯМ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ И ИНЫМ ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ
ТРЕБОВАНИЯМ, А ТАКЖЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И СИСТЕМНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА ЦЕНЫ,
СКЛАДЫВАЮЩИЕСЯ НА РЫНКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
И ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ РЕГУЛИРОВАНИЯ
(КОМПЕНСАЦИИ) РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ
ЗА ПЕРИОД 2017 - 2023 ГОДОВ ПО ОЭС СИБИРИ

N
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
Энергосистема
Год ввода объекта
Технические характеристики объектов проекта
Организация, ответственная за реализацию проекта
Основное назначение объекта
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
500 кВ
1
ПС 500 кВ Озерная
Иркутская
2019 2020 2021
3 x 501 МВА
501
501
501
0
1503
0
ОАО "ИЭСК"
Обеспечение технологического присоединения Тайшетского алюминиевого завода. ОАО "Иркутскэнерго"
БСК 4 x 100 Мвар, УШР 2 x 100 Мвар
300
300
0
0
600
2
ВЛ 500 кВ Братский ПП - Озерная с расширением ОРУ 500 кВ Братского ПП
Иркутская
2021
230 км
230
230
0
0
ОАО "ИЭСК"
Обеспечение технологического присоединения Тайшетского алюминиевого завода. ОК "РУСАЛ"
3
ПС 500 кВ Усть-Кут
Иркутская
2018
501 МВА, ШР 180 Мвар, УШР 180 Мвар
501
360
0
501
360
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения и технологическое присоединение новых потребителей Иркутской области, Республики Бурятия, БАМа и ТС ВСТО
2017
БСК 2 x 52 Мвар
104
0
0
104
4
Заход ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС - Якурим (ВЛ-574) (временно работает на напряжение 220 кВ) на ОРУ 500 кВ и ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Усть-Кут с образованием ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут и ВЛ 220 кВ Усть-Кут - Якурим
Иркутская
2018
1,7 км
1,7
1,7
0
0
ОАО "ИЭСК"
5
Заходы ВЛ 220 кВ Коршуниха - Звездная на ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Усть-Кут
Иркутская
2017
2 км
2
2
0
0
ОАО "ИЭСК"
6
Заходы ВЛ 220 кВ Лена - Якурим на ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Усть-Кут
2017
2 км
2
2
0
0
7
ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская с заходами ВЛ 220 кВ Северобайкальская - Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальская - Ангоя
Иркутская, Бурятская
2019
501 МВА, ШР 180 Мвар, 290,5 км
290,5
501
180
290,5
501
180
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Иркутской области, Республики Бурятия и БАМа
УШР 2 x 63 Мвар
126
0
0
126
8
ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут N 2
Иркутская
2019
300 км, ШР 180 Мвар
300
180
300
0
180
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Иркутской области, Республики Бурятия и БАМа
220 кВ
9
ВЛ 220 кВ Ключи - Шелехово N 2
Иркутская
2018
1 км
1
1
0
0
ОАО "ИЭСК"
Усиление схемы внешнего электроснабжения ИркАЗа
10
Перевод ВЛ 220 кВ Шелехово - БЦБК с отпайкой на ПС Слюдянка I цепь (ШБЦ-269) с ПС 220 кВ Шелехово на ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Ключи
Иркутская
2018
1 км
1
1
0
0
ОАО "ИЭСК"
Усиление схемы внешнего электроснабжения ИркАЗа
11
ВЛ 220 кВ Братская ГЭС - Заводская N 2 с реконструкцией ВЛ 220 кВ Братская ГЭС - НПС-4 с отпайкой на ПС Заводская (демонтаж отпайки на ПС 220 кВ Заводская)
Иркутская
2018
11 км
11
11
0
0
ОАО "ИЭСК"
Обеспечение технологического присоединения сталеплавильного завода в г. Братск (ПС 220 кВ СЭМЗ)
12
ПС 220 кВ Жерновская
Кузбасская
2018
2 x 63 МВА
126
0
126
0
ПАО "Новолипецкий металлургический комбинат"
Обеспечение технологического присоединения ПАО "Новолипецкий металлургический комбинат"
13
ВЛ 220 кВ Кузбасская - Жерновская N 1 и N 2
2 x 9,6 км
19,2
19,2
0
0
14
Перевод второй ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамакан с отпайками на напряжение 220 кВ со строительством ПС 220 кВ Дяля, Чаянгро
Иркутская, Бурятия
2018
1 x 25 МВА, 1 x 25 МВА
50
0
50
0
ЗАО "Витимэнерго"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области и обеспечение технологического присоединения новых потребителей
15
ПС 220 кВ Мамакан (реконструкция с установкой второго АТ, 2СШ 220 кВ, ОСШ 220 кВ, 2СШ 110 кВ, ОСШ 110 кВ)
Иркутская
2018
125 МВА
125
0
125
0
ЗАО "Витимэнерго"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области и обеспечение технологического присоединения новых потребителей
16
ПП Дурген заходы ВЛ 220 кВ Кызыльская - Чадан на ПП Дурген
Тывинская
2020
2 x 0,42 км
0,84
0,84
0
0
ООО "ТЭПК"
Обеспечение технологического присоединения ООО "Тувинская Энергетическая Промышленная компания"
17
ВЛ 220 кВ ПП Дурген - Элегестский ГОК
Тывинская
2020
2 x 0,01 км
0,02
0,02
0
0
18
ПС 220 кВ Дурген
Тывинская
2020
2 x 63 МВА
126
0
126
0
19
ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская I и II цепь
Забайкальская
2017
2 x 234,9 км
469,8
469,8
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения Быстринского ГОКа
20
ПС 220 кВ Быстринская
2017
2 x 125 МВА
250
0
250
0
21
ВЛ 220 кВ Озерная - ТАЗ
Иркутская
2019 2020
4 x 2 км
4
4
8
0
0
ОАО "ИЭСК"
Обеспечение технологического присоединения расширяемой части Тайшетского алюминиевого завода
22
ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог N 1 и N 2
Иркутская, Якутская
2018
2 x 262 км
262
262
0
0
Инвестор, ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области, БАМ и обеспечение технологического присоединения новых потребителей
23
ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Мамакан N 1 и N 2
Иркутская
2018
2 x 169,9 км
169,9
169,9
0
0
24
ПС 220 кВ Сухой Лог
Иркутская
2018
2 x 63 МВА
126
0
126
0
25
ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-9 N 1, N 2
Якутская (ЗЭР) (ОЭС Востока)
Иркутская (ОЭС Сибири)
2017
2 x 125 км, 2 x 135 км
520
520
0
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области и обеспечение технологического присоединения новых потребителей, в том числе ТС ВСТО и ОАО "РЖД"
26
ВЛ 220 кВ НПС-9 - НПС-8 N 1, N 2
Иркутская
2017
2 x 96 км
192
192
0
0
27
ВЛ 220 кВ НПС-7 - НПС-9 с отпайкой на ПС НПС-8 I, II цепь
Иркутская
2018
2 x 137,9 км
275,8
275,8
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области и обеспечение технологического присоединения новых потребителей, в том числе ТС ВСТО и ОАО "РЖД"
28
ПС 220 кВ НПС-9
Иркутская
2017
2 x 40 МВА, УШР 2 x 25 Мвар
80
50
0
80
50
ПАО "Транснефть"
29
ПС 220 кВ НПС-8
Иркутская
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
30
ВЛ 220 кВ Усть-Кут - НПС-6 N 1 и N 2
Иркутская
2017
61,78 км, 61,85 км
152
152
0
0
31
ПС 220 кВ НПС-6
Иркутская
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
32
ВЛ 220 кВ НПС-6 - НПС-7 N 1 и N 2
Иркутская
2017
2 x 140 км
280
280
0
0
33
ПС 220 кВ НПС-7
Иркутская
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
34
ВЛ 220 кВ Братский ПП - НПС-3 N 1 и N 2
Иркутская
2017
2 x 30 км
60
60
0
0
ПАО "Транснефть"
35
ПС 220 кВ НПС-3
Иркутская
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
36
ВЛ 220 кВ НПС-3 - НПС-2 N 1 и N 2
Иркутская
2019
2 x 110 км
220
220
0
0
ПАО "Транснефть"
37
ПС 220 кВ НПС-2
Иркутская
2019
2 x 40 МВА
80
0
80
0
38
ВЛ 220 кВ Коршуниха - НПС-5 I и II цепь
Иркутская
2019
2 x 11 км
22
22
0
0
ПАО "Транснефть"
39
ПС 220 кВ НПС-5
Иркутская
2019
2 x 25 МВА
50
0
50
0
40
ВЛ 220 кВ Означенное - Степная (участок от опоры 64 до ПС 220 кВ Степная)
Хакасская
2020
50,6 км
50,6
50,6
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения Аскизского и Таштыпского районов Республики Хакасии, в том числе объектов ОАО "РЖД"
41
ПС 220 кВ Степная
Хакасская
2020
2 x 63 МВА
126
0
126
0
42
ВЛ 220 кВ Чита 500 - Озерный ГОК I и II цепь
Забайкальская, Бурятская
2018
2 x 150 км
300
300
0
0
ООО "Озернинский ГОК"
Обеспечение надежности электроснабжения и обеспечение технологического присоединения новых потребителей в Еравнинском, Баунтовском, Хоринском и Кижингинском районах Республики Чита
43
ПС 220 кВ Озерный ГОК
2018
2 x 80 МВА
160
0
160
0
44
ПС 220 кВ Удоканский ГОК
Забайкальская
2019
2 x 80 МВА
160
0
160
0
ООО "Байкальская горная компания"
Обеспечение технологического присоединения 1-й очереди Удоканского ГМК
45
ВЛ 220 кВ Чара - Удоканский ГОК I, II цепь
Забайкальская
2019
2 x 0,5 МВА
1
1
0
0
46
ВЛ 220 кВ Чара - Блуждающий I, II цепь
Забайкальская
2021
2 x 30 км
60
60
0
0
ООО "Байкальская горная компания"
Обеспечение технологического присоединения 2-й очереди Удоканского ГМК
47
ПС 220 кВ Блуждающий
Забайкальская
2021
5 x 50 МВА
250
0
250
0
48
ПС 220 кВ СЭМЗ
Иркутская
2018
2 x 40 МВА, 100 МВА
80
0
80
0
ООО "СЭМЗ"
Обеспечение технологического присоединения сталеплавильного завода в г. Братск
49
с отпайками от ВЛ 220 кВ Братская ГЭС - Заводская N 1 и N 2
Иркутская
2018
2 x 1 км
2
2
0
0
50
ПС 220 кВ Металлург
Кузбасская
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ООО "Регионстрой"
Обеспечение технологического присоединения объектов ООО "Регионстрой"
51
с отпайками от ВЛ 220 кВ Новокузнецкая - КМК-1 I, II цепь с отпайкой на ПС Опорная-9 ПС 220 кВ Металлург
Кузбасская
2017
2 x 2,5 км
5
5
0
0
52
ПС 220 кВ Краслесинвест
Красноярская
2018
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ЗАО "Краслесинвест"
Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Краслесинвест"
53
ВЛ 220 кВ Приангарская - Краслесинвест I, II цепь
Красноярская
2018
2 x 11,75 км
23,5
23,5
0
0
54
ПС 220 кВ Сибирский магнезит
Красноярская
2020
2 x 100 МВА
200
0
200
0
ООО "Сибирский магнезит"
Обеспечение технологического присоединения ООО "Сибирский магнезит"
55
ВЛ 220 кВ Раздолинская - Сибирский магнезит I, II цепь
Красноярская
2020
2 x 5 км
10
10
0
0
56
ПС 220 кВ Рощинская
Красноярская
2020
2 x 25 МВА
50
0
50
0
ООО "ТЭПК"
Обеспечение технологического присоединения ООО "ТЭПК"
57
с заходами ВЛ 220 кВ Курагино тяговая - Ирбинская (Д-27) на ПС 220 кВ Рощинская
Красноярская
2020
2 x 5,5 км
11
11
0
0
ООО "ТЭПК"
58
ПС 220 кВ Арадан
Красноярская
2020
2 x 25 МВА
50
0
50
0
ООО "ТЭПК"
Обеспечение технологического присоединения ООО "ТЭПК"
59
с заходами ВЛ 220 кВ Ергаки - Туран на ПС 220 кВ Арадан
Красноярская
2020
2 x 2 км
4
4
0
0
ООО "ТЭПК"
60
ПС 220 кВ Кантат
Красноярская
2021
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ФГУП "НО РАО"
Обеспечение технологического присоединения ФГУП "НО РАО"
61
ВЛ 220 кВ Узловая - Кантат N 1, N 2
Красноярская
2021
2 x 35,2 км
70,4
70,4
0
0
62
ВЛ 220 кВ Ангара - БоАЗ N 4
Красноярская
2020
4,5 км
4,5
4,5
0
0
ЗАО "Богучанский алюминиевый завод"
Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Богучанский алюминиевый завод"
63
ПС 220 кВ Чудничный
Иркутская
2019
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ОАО "РЖД"
Обеспечение технической возможности для подключения новых энергопринимающих устройств РЖД в рамках программы Восточного полигона
64
с заходом ВЛ 220 кВ Якурим - Ния на ПС 220 кВ Чудничный
Иркутская
2019
2 x 1,5 км
3
3
0
0
ОАО "ИЭСК"
65
ПС 220 кВ Небель
Иркутская
2019
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ОАО "РЖД"
Обеспечение технической возможности для подключения новых энергопринимающих устройств РЖД в рамках программы Восточного полигона
66
с заходом ВЛ 220 кВ Звездная - Киренга на ПС 220 кВ Небель
Иркутская
2019
2 x 1,5 км
3
3
0
0
ОАО "ИЭСК"
67
ПС 220 кВ Малая Елань 220/35/10 кВ с отпайками от ВЛ 220 кВ Иркутская - Шелехово
Иркутская
2018
2 x 40 МВА, 2 x 1 км
2
80
2
80
0
ЗАО "АЗГИ"
Обеспечение технологического присоединения потребителей ЗАО "АЗГИ"
68
ПС 220 кВ Светлая, установка трансформаторов
Иркутская
2017
2 x 63 МВА
126
0
126
0
ОАО "ИЭСК"
Обеспечение технической возможности для подключения новых потребителей в Шелеховском районе
Итого по 500 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
0
0
0
1,7
501
360
590,5
1002
360
0
501
0
230
501
0
0
0
0
0
0
0
822,2
2505
720
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
1682,8
856
154
1067,4
827
0
253
450
426
84,96
552
300
130,4
330
0
0
0
0
0
0
0
3218,6
3015
880
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
220 кВ
69
заходы ВЛ 220 кВ Ульяновская - Московка на ПС 500 кВ Восход
Омская
2017
2 x 14,4 км
28,5
28,5
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Омской ЭС
70
заходы ВЛ 220 кВ Омская ТЭЦ-4 - Татарская на ПС 500 кВ Восход
Омская
2017
2 x 10,2 км
20,4
20,4
0
0
71
ВЛ 220 кВ Шушенская-опорная - Туран-Кызылская N 2
Красноярская, Тывинская
2022
270 км
270
270
0
0
Инвестор
Обеспечение надежности электроснабжения юга Тывинской энергосистемы и обеспечение технологического присоединения новых потребителей
2 x 100 Мвар
200
0
0
200
72
Подвеска второй цепи транзита 220 кВ Междуреченская - Степная с расширением тяговых подстанций и установкой СКРМ на тяговых подстанциях транзита
Хакасская, Кузбасская
2020
315 км
315
315
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС", ОАО "РЖД"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей на юге Кузбасской энергосистемы (объекты РЖД)
73
ПС 220 кВ Багульник
Забайкальская
2019
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения г. Читы (технологическое присоединение ПАО "МРСК Сибири")
74
ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита-500 N 1 и N 2, с заходом одной цепи на ПС 220 кВ Багульник
2019
2 x 118,2 км
236,4
236,4
0
0
75
ПС 220 кВ Жарки
Красноярская
2018
2 x 200 МВА
200
0
200
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения г. Красноярска, обеспечение технологического присоединения новых потребителей и обеспечение допустимых параметров электроэнергетического режима
с ВЛ 220 кВ и реконструкцией ПС 220 кВ Новокрасноярская с последующим переименованием ПС Новокрасноярская в ПС 220 кВ Жарки
7,55 км
7,55
7,55
0
0
76
ВЛ 220 кВ Минусинская-опорная - Курагино-тяговая с реконструкцией ПС 220 кВ Минусинская-опорная
Красноярская
2020
78,7 км
78,7
78,7
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей и увеличение пропускной способности одноцепного ж/д транзита Минусинская опорная - Саянская тяговая - Камала
77
ВЛ 220 кВ Курагино-тяговая - Кошурниково-тяговая
Красноярская
2020
72 км
72
72
0
0
78
ВЛ 220 кВ Кошурниково-тяговая - Крол-тяговая
Красноярская
2020
67,8 км
67,8
67,8
0
0
79
ВЛ 220 кВ Крол-тяговая - Кравченко-тяговая
Красноярская
2020
91,5 км
91,5
91,5
0
0
80
ВЛ 220 кВ Кравченко-тяговая - Саянская-тяговая
Красноярская
2020
46,9 км
46,9
46,9
0
0
81
ВЛ 220 кВ Камала-1 - Саянская-тяговая N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Камала-1 и ПС 220 кВ Саянская-тяговая
Красноярская
2020
78,9 км
78,9
78,9
0
0
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
48,9
0
0
7,55
200
0
236,4
250
0
750,8
0
0
0
0
0
270
0
200
0
0
0
1313,7
450
200
Объекты реновации с увеличением трансформаторной мощности
500 кВ
82
ПС 500 кВ Тайшет (установка третьего АТ 500/110 кВ)
Иркутская
2020
250 МВА
250
0
250
0
ОАО "ИЭСК"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
220 кВ
83
Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин)
Забайкальская
2018
2 x 63 МВА
126
0
126
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей
84
ПС 220 кВ Междуреченская
Кузбасская
2020
3 x 200 МВА
3 x 63 МВА
726
0
726
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей, в том числе ОАО "РЖД"
85
ПС 220 кВ НКАЗ-2
Кузбасская
2019 2020
2 x 250 МВА, 3 x 200 МВА
500
600
0
1100
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
86
ПС 220 кВ Кызыльская
Тывинская
2020
2 x 125 МВА
2 x 50 Мвар
250
100
0
250
100
ПАО "ФСК ЕЭС"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
87
ПС 220 кВ Шелехово (установка второго АТ 200 МВА)
Иркутская
2017
200 МВА
200
0
200
0
ОАО "ИЭСК"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
88
ПС 220 кВ Слюдянка (замена одного АТ 63 МВА на АТ 125 МВА)
Иркутская
2017
125 МВА
125
0
125
0
ОАО "ИЭСК"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
89
ПС 220 кВ Коршуниха, замена АТ 220/110 кВ
Иркутская
2018
2 x 200 МВА
400
0
400
0
ОАО "ИЭСК"
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
90
ПС 220 кВ Ароматика, замена АТ 40 МВА на АТ 63 МВА
Омская
2018
63 МВА
63
0
63
0
АО "Газпромнефть - ОНПЗ"
АО "Газпромнефть - (дополнительная мощность ПС 220 кВ Ароматика
91
ПС 220 кВ Нефтезаводская, замена АТ 40 МВА на АТ 63 МВА
Омская
2018
63 МВА
63
0
63
0
АО "Газпромнефть - ОНПЗ"
АО "Газпромнефть - ОНПЗ" (дополнительная мощность ПС 220 кВ Нефтезаводская) (ФСК)
Итого по объектам реновации 500 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
250
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
250
0
Итого по объектам реновации 220 кВ
0
325
0
0
652
0
0
500
0
0
1576
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3053
100

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
ВСЕГО, в т.ч.
1731,7
1181
154
1076,7
2180
360
1080
2202
786
836
2879
400
360
831
0
270
0
200
0
0
0
5354
9273
1900
по 500 кВ
0
0
0
2
501
360
591
1002
360
0
751
0
230
501
0
0
0
0
0
0
0
822
2755
720
по 220 кВ
1731,7
1181,0
154,0
1075,0
1679,0
0,0
489,4
1200,0
426,0
835,8
2128,0
400,0
130,4
330,0
0,0
270,0
0,0
200,0
0,0
0,0
0,0
4532,2
6518,0
1180,0

ПЕРЕЧЕНЬ
РЕАЛИЗУЕМЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОЕКТОВ ПО РАЗВИТИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 КВ И ВЫШЕ, ВЫПОЛНЕНИЕ
КОТОРЫХ С УЧЕТОМ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ
РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ЕЭС РОССИИ НЕОБХОДИМО ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ПРОГНОЗНОГО СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ
В ЕЭС РОССИИ, ПРЕДУСМОТРЕННОГО ПРОГРАММОЙ РАЗВИТИЯ ЕЭС
РОССИИ, НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЕЭС РОССИИ И КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В НЕЙ, КОТОРЫЕ СООТВЕТСТВУЮТ
ТРЕБОВАНИЯМ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ И ИНЫМ ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ
ТРЕБОВАНИЯМ, А ТАКЖЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И СИСТЕМНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА ЦЕНЫ,
СКЛАДЫВАЮЩИЕСЯ НА РЫНКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
И ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ РЕГУЛИРОВАНИЯ
(КОМПЕНСАЦИИ) РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ
ЗА ПЕРИОД 2017 - 2023 ГОДОВ ПО ОЭС ВОСТОКА

N
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
Энергосистема
Год ввода объекта
Технические характеристики объектов проекта
Организация, ответственная за реализацию проекта
Основное назначение объекта
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
Объекты для выдачи мощности электростанций
ГЭС
220 кВ
1
ВЛ 220 кВ Нижнебурейская ГЭС - Архара
Амурская
2017
2 x 51,44 км
102,88
102,88
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Выдача мощности Нижнебурейской ГЭС
2
ВЛ 220 кВ Нижнебурейская ГЭС - Завитая (достройка участка ВЛ до ПС 220 кВ Завитая)
Амурская
2017
12 км
12
12
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Итого по 220 кВ для выдачи мощности ГЭС
114,9
0
0
0,0
0
0
0,0
0
0
0,0
0
0
0,0
0
0
0,0
0
0
0
0
0
114,9
0
0
Межсистемные линии электропередачи
220 кВ
3
ВЛ 220 кВ Тында - Лопча - Хани - Чара
Амурская (ОЭС Востока), Забайкальская (ОЭС Сибири)
2017, 2019
560 км
160
400
560
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение совместной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири. надежное электроснабжение потребителей на транзите вдоль БАМа от ПС Тында (ОЭС Востока) до ПС Уоян (ОЭС Сибири).
установка УШР-100 Мвар, ШР-33 Мвар на ПС 220 кВ Хани
УШР-100 Мвар
ШР-33 Мвар
133
0
0
133
ПАО "ФСК ЕЭС"
Итого по межсистемным объектам 220 кВ
160
0
0
0
0
0
400
0
133
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
560
0
133
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
220 кВ
4
ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь N 1 и N 2
Амурская, Якутская (ЮЭР)
2017 2019 2022
2 x 268 км
100 Мвар
268
100
268
536
0
100
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения ОАО ХК "Якутуголь" Эльгинский угольный комплекс
с ПС 220 кВ Эльгауголь
2 x 125 МВА
2 x ШР-25 Мвар
4 x БСК-25 Мвар
125
50
125
100
0
250
150
5
ПС 220 кВ Скрытая
Приморская
2018
2 x 10 МВА
1 x ШР-63 Мвар
20
63
0
20
63
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения Приморского ГОК
с заходами ВЛ 220 кВ К - Лесозаводск
2 x 43,3 км
86,6
86,6
0
0
6
ПС 220 кВ Суходол
Приморская
2018
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ООО "Морской порт Суходол"
Обеспечение технологического присоединения морского порта "Суходол"
с заходами ВЛ 220 кВ Владивосток - Зеленый угол
2 x 30 км
60
60
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
7
ПС 220 кВ Тамбовка (Журавли)
Амурская
2019
2 x 63 МВА
126
0
126
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения потребителей района г. Благовещенск
с заходами ВЛ 220 кВ Благовещенская - Варваровка
2 x 1 км
2
2
0
0
8
ПС 220 кВ Артем
Приморская
2020
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Присоединение жилой застройки фонда РЖС в п. Трудовое
с заходами ВЛ 220 кВ Владивосток - Волна
2 x 1 км
2
2
0
0
9
ПС 220 кВ Черепаха
Приморская
2022
2 x 63 МВА
126
0
126
0
АО "Корпорация развития Приморского края"
Обеспечение технологического присоединения игорной зоны "Приморье" в Приморском крае, г. Артем в бухте Муравьиная
с заходами ВЛ 220 кВ Владивосток - Зеленый Угол
2 x 1,3 км
2,6
2,6
0
0
10
ПС 220 кВ НПС-29
Амурская
2017
2 x 25 МВА
50
0
50
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения ТС ВСТО
с заходами ВЛ 220 кВ Нижнебурейская ГЭС - Архара N 2
2 x 30 км
60
60
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
11
ВЛ 220 кВ Февральская - Рудная
Амурская
2017
174 км
174
174
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения ООО "Албынский Рудник"
с ПС 220 кВ Рудная и расширением ПС 220 кВ Февральская на 1 ячейку
1 x 63 МВА
2 x БСК-26 Мвар
63
52
0
63
52
12
ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-9 N 1 и N 2 (объемы учтены в ОЭС Сибири)
Якутская (ЗЭР) (ОЭС Востока)
Иркутская (ОЭС Сибири)
2017
2 x 125 км
2 x 135 км
0
0
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения ПС 220 кВ НПС-9 (Рассоха) (ОЭС Сибири) ТС ВСТО к энергосистеме Республики Саха (Якутия)
13
ПС 220 кВ Восточный НХК
Приморская
2020
2 x 250 МВА
500
0
500
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения Восточного НХК
с ВЛ 220 кВ Лозовая - Восточный НХК N 1 и N 2
2 x 30 км
60
60
0
0
14
ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - НПС-19 - Нижний Куранах (N 3)
Якутская (ЮЭР)
2019
290 км
290
290
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения объектов ТС ВСТО
15
ПС 220 кВ НПС-23
Амурская
2019
2 x 25 МВА
50
0
50
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения ТС ВСТО
с заходами ВЛ 220 кВ Ключевая - Сиваки
2 x 2 км
4
4
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
16
ПС 220 кВ при НПС-26
Амурская
2019
2 x 25 МВА
50
0
50
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения ТС ВСТО
с заходами ВЛ 220 кВ Амурская - Короли/т с отпайкой на ПС Белогорск
2 x 2 км
4
4
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
17
ПС 220 кВ НПС-32
Хабаровская
2019
2 x 25 МВА
50
0
50
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения ТС ВСТО
с заходами ВЛ 220 кВ Хабаровская - Биробиджан N 1 с отпайкой на ПС Икура/т
2 x 2 км
2
2
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
18
ПС 220 кВ НПС-1
Хабаровская
2017
2 x 10 МВА
20
0
20
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения объектов ТС ВСТО - Комсомольский НПЗ
с заходами ВЛ 220 кВ Хабаровская - Старт N 1
2 x 1,3 км
2,6
2,6
0
0
19
ПС 220 кВ НПС-2
Хабаровская
2017
2 x 10 МВА
1 x ШР 75 Мвар
20
75
0
20
75
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения объектов ТС ВСТО - Комсомольский НПЗ
с заходами ВЛ 220 кВ Хабаровская - Старт N 1 и N 2
4 x 5 км
20
20
0
0
20
ПС 220 кВ НПС-3
Хабаровская
2017
2 x 10 МВА
20
0
20
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения объектов ТС ВСТО - Комсомольский НПЗ
с заходами ВЛ 220 кВ Хабаровская - Старт N 2
2 x 22 км
44
44
0
0
21
ПС 220 кВ Тумнин
Хабаровская
2017
2 x 10 МВА
20
0
20
0
ОАО "РЖД"
Обеспечение технологического присоединения объектов ОАО "РЖД"
с отпайкой от ВЛ 220 кВ Высокогорная - Ванино
0,05 км
0,05
0,05
0
0
22
ПС 220 кВ Промпарк
Приморская
2017
2 x 63 МВА
126
0
126
0
АО "Корпорация развития Дальнего Востока"
Обеспечение технологического присоединения объектов энергопринимающих устройств АО "Корпорация развития Дальнего Востока"
с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток - Промпарк
2 x 15 км
30
30
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
23
ПС 220 кВ Шмаковка-тяговая
Приморская
2021
40 МВА
40
0
40
0
ОАО "РЖД"
Обеспечение технологического присоединения объектов ОАО "РЖД"
с заходами ВЛ 220 кВ Лесозаводск - Свиягино/т с отпайкой на ПС Кировка
2 x 15 км
30
30
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
24
ПС 220 кВ Сгибеево-тяговая
Амурская
2020
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ОАО "РЖД"
Обеспечение технологического присоединения объектов ОАО "РЖД"
с заходами ВЛ 220 кВ Уруша/т - Ерофей Павлович/т
2 x 7 км
14
14
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
25
ПС 220 кВ Сухановка
Приморская
2020
2 x 125 МВА
250
0
250
0
АО "ДРСК"
Обеспечение технологического присоединения объектов энергопринимающих устройств Порт Зарубино
с ВЛ 220 кВ Владивосток - Сухановка I, II цепь
2 x 170 км
340
340
0
0
26
ПС 220 кВ Чаянда
Якутская
2018
2 x 63 МВА
126
0
126
0
АО "ДВЭУК"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
с отпайками от ВЛ 220 кВ Городская - Пеледуй N 1, 2 с отпайкой на НПС-11
2 x 75 км
150
150
0
0
27
ПС 220 кВ КС-1
Якутская
2019
2 x 10 МВА
20
0
20
0
ПАО "Якутскэнерго"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
с заходами ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13
2 x 7,1 км
14,2
14,2
0
0
28
ПП 220 кВ Амга с заходами ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 N 1 с отпайкой на НПС-16
Амурская
2018
2 x 8 км
16
16
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
29
ПС 220 кВ КС-3
Амурская
2018
2 x 10 МВА
20
0
20
0
АО "ДРСК"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
с двумя шинопроводами до ПП 220 кВ Амга
2 x 0,05 км
0,1
0,1
0
0
30
ПП 220 кВ Нагорный с заходами ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында II цепь
Амурская
2018
2 x 8 км
16
16
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
31
ПС 220 кВ КС-5
Амурская
2018
2 x 10 МВА
20
0
20
0
АО "ДРСК"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
с двумя шинопроводами до ПП 220 кВ Нагорный
2 x 0,05 км
0,1
0,1
0
0
32
ПП 220 кВ Зея с заходами ВЛ 220 кВ Амурская - Ледяная
Амурская
2018
2 x 6 км
12
12
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
33
ПС 220 кВ КС-7а
Амурская
2018
2 x 16 МВА
32
0
32
0
АО "ДРСК"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
с двумя шинопроводами до ПП 220 кВ Зея
2 x 0,05 км
0,1
0,1
0
0
34
Два захода ВЛ 220 кВ Амурская - Ледяная в РУ 220 кВ ТЭС Сила Сибири
Амурская
2018
2 x 5 км
10
10
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
35
Два захода ВЛ 220 кВ Амурская - Новокиевкав РУ 220 кВ ТЭС Сила Сибири
Амурская
2020
2 x 30 км
60
60
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
36
ПС 220 кВ Раффлс
Приморская
2020
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ОАО "Дальневосточный центр судостроения и судоремонта"
с заходами ВЛ 220 кВ Звезда - Перевал
2 x 15 км
30
30
0
0
37
ПС 220 кВ Восток
Хабаровская
2017
2 x 63 МВА
126
0
126
0
АО "Корпорация развития Дальнего Востока"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей (ТОСЕР Ракитное)
с заходом ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир-2 N III
2 x 9,24 км
18,48
18,48
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
38
ПС 220 кВ Технолизинг
Амурская
2019
2 x 100 МВА
200
0
200
0
ООО "Технолизинг"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Технолизинг"
с заходами ВЛ 220 кВ Тында - Сковородино
2 x 5 км
10
10
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
617
570
277
351
226
63
595
693
0
506
1160
0
30
40
0
3
126
100
0
0
0
2101
2815
440
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
500 кВ
39
ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хабаровская N 2
Приморская Хабаровская
2022
450 км
2 x ШР-180 Мвар
450
360
450
0
360
Инвестор
Обеспечение надежности межсистемного транзита мощности между энергосистемами Хабаровского и Приморского краев
220 кВ
40
ВЛ 220 кВ Комсомольская - Советская Гавань (наименование по положительному заключению ГГЭ: ВЛ 220 кВ Комсомольская-Селихино-Ванино)
Хабаровская
2017
125 МВА
125
0
125
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежного электроснабжения потребителей Ванинского района и г. Советская Гавань, осуществление технологического присоединения ООО "Саха (Якутская) транспортная компания"
388,1 км
388,1
388,1
0
0
41
ВЛ 220 кВ Широкая - Лозовая
Приморская
2019
33 км
33
33
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей района г. Находка
с выносным ОРУ 220 кВ на ПС 110 кВ Находка
2 x 63 МВА
126
0
126
0
42
ПС 220 кВ Томмот
Якутская (ЮЭР)
2017
2 x 63 МВА, УШР 100 Мвар
126
100
0
126
100
ПАО "ФСК ЕЭС"
Объединение Южного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия)
43
ПС 220 кВ Февральская (установка УШР 220 кВ)
Амурская
2017
63 Мвар
63
0
0
63
ПАО "ФСК ЕЭС"
Поддержание допустимых уровней напряжения в сети 220 кВ
44
ПС 220 кВ Олекма (установка второго трансформатора 220/35 кВ)
Амурская
2017
25 МВА
25
0
25
0
ООО "Олекминский рудник"
Обеспечение технологического присоединения Олекминского ГОКа
Подключение ПС 220 кВ Олекма к двум ВЛ Юктали - Хани по схеме заход-выход
0,8 км
0,8
0,8
0
0
45
ВЛ 220 кВ Лесозаводск - Спасск - Дальневосточная
Приморская
2018, 2019
245,58 км
167,7
77,88
245,58
0
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Приморского края, увеличение пропускной способности электрической сети на юг Приморья
46
ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог N 1 и N 2 (объемы учтены в ОЭС Сибири)
Якутская (ОЭС Востока) Иркутская (ОЭС Сибири)
2018
2 x 262 км
0
0
0
Инвестор, ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов Иркутской области
Итого по 500 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
450
0
360
0
0
0
450
0
360
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей
388,9
276
163
167,7
0
0
110,9
126
0
0,0
0
0
0,0
0
0
0,0
0
0
0
0
0
667,5
402
163
Объекты реновации с увеличением трансформаторной мощности
220 кВ
47
ПС 220 кВ Олекминск, замена трансформаторов
Якутская
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
АО "ДВЭУК"
Обеспечение технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири"
48
ПС 220 кВ Лесозаводск, замена трансформаторов
Приморская
2022
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Приморского края
49
ПС 220 кВ Биробиджан
Хабаровская (ЕАО)
2022
2 x 125 МВА
250
0
250
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения существующих и обеспечения подключения новых потребителей района г. Биробиджан
50
Реконструкция ПС 220 кВ Хехцир и ПС 500 кВ Хехцир-2
Хабаровская
2023
125 МВА
125
0
125
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Хабаровского края
51
ПС-220 кВ Магдагачи
Амурская
2022
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей южных районов Амурской области, обеспечение роста нагрузки тяги Транссиба
52
ПС-220 кВ Ключевая
Амурская
2017
25 МВА
25
0
25
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей южных районов Амурской области, обеспечение роста нагрузки тяги Транссиба
53
ПС-220 кВ Завитая
Амурская
2023
2 x 25 МВА
50
0
50
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей южных районов Амурской области, обеспечение роста нагрузки тяги Транссиба
54
ПС 220 кВ НПС-11
Якутская (ЗЭР)
2019
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО
55
ПС 220 кВ НПС-12
Якутская (ЗЭР)
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ООО "Транснефть-Восток"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО
56
ПС 220 кВ НПС-13
Якутская (ЗЭР)
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ООО "Транснефть-Восток"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО
57
ПС 220 кВ НПС-14
Якутская (ЗЭР)
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ООО "Транснефть-Восток"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО
58
ПС 220 кВ НПС-15
Якутская (ЗЭР)
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО
59
ПС 220 кВ НПС-16
Якутская (ЮЭР)
2017
2 x 32 МВА
64
0
64
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО
60
ПС 220 кВ НПС-17
Якутская (ЮЭР)
2018
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО
61
ПС 220 кВ НПС-20
Амурская
2017
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ПАО "Транснефть"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО"
62
ПС 220 кВ НПС-19
Якутская (ЮЭР)
2019
2 x 40 МВА
80
0
80
0
ПАО "ФСК ЕЭС"
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО
Итого по объектам реновации 220 кВ
0
569
0
0
80
0
0
160
0
0
0
0
0
0
0
0
410
0
0
175
0
0
1394
0

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
км
МВА
Мвар
ВСЕГО, в т.ч.
1280,9
1415
440
518,3
306
63
1105,4
979
133
506,0
1160
0
30,0
40
0
452,6
536
460
0
175
0
3893,2
4611
1096
по 500 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
450
0
360
0
0
0
450
0
360
по 220 кВ
1280,9
1415,0
440,0
518,3
306,0
63,0
1105,4
979,0
133,0
506,0
1160,0
0,0
30,0
40,0
0,0
2,6
536,0
100,0
0,0
175,0
0,0
3443,2
4611,0
736,0

Приложение N 14
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2017 - 2023 годы

СВОДНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ВВОДОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ТРАНСФОРМАТОРНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ 220 КВ И ВЫШЕ
ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ ЗА 2017 - 2023 ГОДЫ

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого 2017 - 2023 гг.
ВЛ, км
ПС, МВА
ВЛ, км
ПС, МВА
ВЛ, км
ПС, МВА
ВЛ, км
ПС, МВА
ВЛ, км
ПС, МВА
ВЛ, км
ПС, МВА
ВЛ, км
ПС, МВА
ВЛ, км
ПС, МВА
ОЭС Северо-Запада
1173,3
250
346,3
700
482,5
2925
560,0
400
0,0
0
9,0
1166
4,2
0
2575,3
5441
750 кВ
450
0
0
0
133,1
2000
0
0
0
0
9
1000
0
0
592,1
3000
330 кВ
723,31
250
52
700
317,4
800
560
400
0
0
0
0
4,15
0
1656,9
2150
220 кВ
0
0
294,3
0
32
125
0
0
0
0
0
166
0
0
326,3
291
ОЭС Центра
206,2
5768
216,4
3850
179,9
4153
15,0
3060
10,0
1080
170,0
1290
0,8
900
798,3
20101
750 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,0
0
500 кВ
4,35
2252
92
2000
76,2
1503
0
1000
0
0
0
0
0
0
172,6
6755
330 кВ
0
650
0
0
0
250
0
0
0
0
0
0
0
400
0,0
1300
220 кВ
201,9
2866
124,44
1850
103,66
2400
15
2060
10
1080
170
1290
0,8
500
625,8
12046
ОЭС Юга
1361,0
2302
178,2
1511
166,0
969
15,0
815
2,0
1144
117,8
250
3,0
726
1843,0
7717
500 кВ
1065,0
1002
0,0
0
87,8
501
0,0
0
0,0
501
0,0
0
0,0
0
1152,8
2004
330 кВ
175,0
0
2,2
80
60,0
80
0,0
775
0,0
0
117,8
250
0,0
0
355,0
1185
220 кВ
121,0
1300
176,0
1431
18,2
388
15,0
40
2,0
643
0,0
0
3,0
726
335,2
4528
ЭС Республики Крым
111,4
200,0
9,2
0,0
1,0
0,0
0,0
125,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
121,6
325
330 кВ
111,4
200,0
9,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
120,6
200
220 кВ
0,0
0,0
0,0
0,0
1,0
0,0
0,0
125,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,0
125
ОЭС Средней Волги
9,2
250
446,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
500
0,0
0
0,0
400
455,2
1150
500 кВ
0,0
250
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
250
220 кВ
9,2
0
446
0
0
0
0
0
0
500
0
0
0
400
455,2
900
ОЭС Урала
132,2
2687
1218,5
2134
12,7
250
0,0
0
68,0
500
0,0
0
240,0
400
1671,4
5971
500 кВ
3,4
1302
25
1000
0
0
0
0
0
0
0
0
240
400
268,4
2702
220 кВ
128,9
1385
1193,5
1134
12,7
250
0
0
68
500
0
0
0
0
1403,1
3269
ОЭС Сибири
1731,7
1181
1076,7
2180
1079,9
2202
835,8
2879
360,4
831
270,0
0
0,0
0
5354,4
9273
500 кВ
0
0
1,7
501
590,5
1002
0
751
230
501
0
0
0
0
822,2
2755
220 кВ
1731,7
1181
1074,95
1679
489,4
1200
835,8
2128
130,4
330
270
0
0
0
4532,2
6518
ОЭС Востока
1280,9
1415
518,3
306
1105,4
979
506,0
1160
30,0
40
452,6
536
0,0
175
3893,2
4611
500 кВ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
450
0
0
0
450,0
0
220 кВ
1280,91
1415
518,3
306
1105,4
979
506
1160
30
40
2,6
536
0
175
3443,2
4611
ИТОГО
6005,9
14053
4009,6
10681
3027,3
11478
1931,8
8439
470,4
4095
1019,4
3242
248,0
2601
16712,4
54589
750 кВ
450,0
0
0
0
133,1
2000
0,0
0
0,0
0
9,0
1000
0,0
0
592,1
3000
500 кВ
1072,7
4806
118,7
3501
754,5
3006
0,0
1751
230,0
1002
450,0
0
240,0
400
2865,9
14466
330 кВ
1009,7
1100,0
63,4
780,0
377,4
1130,0
560,0
1175,0
0,0
0,0
117,8
250,0
4,2
400,0
2132,5
4835
220 кВ
3473,5
8147,0
3827,5
6400,0
1762,3
5342,0
1371,8
5513,0
240,4
3093,0
442,6
1992,0
3,8
1801,0
11122,0
32288