Приказ Минэнерго России от 01.03.2016 N 147 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы"
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 1 марта 2016 г. N 147
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ
РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ
НА 2016 - 2022 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 2016 - 2022 годы.
Министр
А.В.НОВАК
Схема и программа развития Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на 2016 - 2022 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 сетевого хозяйства 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 электросетевого хозяйства и генерирующих объектов и информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии и инвесторов.
2. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой
энергетической системе России и территориям субъектов
Российской Федерации на 2016 - 2022 годы
ЕЭС России
В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2016 - 2022 годов среднегодовой прирост потребления электрической энергии по ЕЭС России за прогнозный период составит 0,8%. Прогноз сформирован на основании имеющейся информации об утвержденных технических условиях и заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии (мощности) к электрическим сетям, с учетом прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период 2016 - 2018 годов, разработанного Минэкономразвития России (октябрь 2015 года) (таблица 2.1), с учетом скорректированного прогноза социально-экономического развития России (январь 2016 года), базирующегося на прогнозируемой среднегодовой цене нефти в 2016 году 40 долларов за баррель, и предусматривающего в 2016 году снижение ВВП на 0,8%, снижение промышленного производства на 0,4%, уменьшение оборота розничной торговли на 2,5%.
Таблица 2.1 - Среднесрочный прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария прогноза социально-экономического развития России <*>
Показатели
|
(годовые темпы прироста, %)
|
|||
2015 (январь - ноябрь)
|
2016
|
2017
|
2018
|
|
ВВП
|
-3,8
|
0,7
|
1,9
|
2,4
|
Объем промышленного производства
|
-3,3
|
0,6
|
1,5
|
1,9
|
Производство продукции сельского хозяйства
|
2,9
|
2,7
|
2,6
|
3,0
|
Инвестиции в основной капитал
|
-5,5
|
-1,6
|
2,1
|
2,6
|
Розничный товарооборот
|
-9,3
|
0,4
|
2,1
|
2,3
|
Платные услуги населению
|
-1,9
|
0,2
|
1,3
|
2,1
|
--------------------------------
<*> Составлено по материалам прогноза социально-экономического развития Минэкономразвития России на период до 2018 года (октябрь 2015 года); данные за 2015 год - представлены за январь - ноябрь по материалам мониторинга Минэкономразвития России.
На перспективу после 2018 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 2022 года приведен в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария социально-экономического развития России до 2022 года <*>
Показатели
|
(годовые темпы прироста, %)
|
Ср. год. темп за 2016 - 2022 годы, %
|
Прирост 2022 года к 2015 году, %
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|||
ВВП
|
0,7
|
1,9
|
2,4
|
2,7
|
2,5
|
2,5
|
2,6
|
2,18
|
16,3
|
Объем промышленного производства
|
0,6
|
1,5
|
1,9
|
2,5
|
2,5
|
2,2
|
2,1
|
1,90
|
14,1
|
Производство продукции сельского хозяйства
|
2,7
|
2,6
|
3,0
|
1,3
|
1,4
|
1,4
|
1,4
|
1,97
|
14,6
|
Инвестиции в основной капитал
|
-1,6
|
2,1
|
2,6
|
5,4
|
5,1
|
5,2
|
4,8
|
3,34
|
25,9
|
Розничный товарооборот
|
0,4
|
2,1
|
2,3
|
3,6
|
3,3
|
3,0
|
3,0
|
2,52
|
19,1
|
Платные услуги населению
|
0,2
|
1,3
|
2,1
|
3,6
|
3,3
|
3,0
|
2,9
|
2,34
|
17,5
|
--------------------------------
<*> По материалам среднесрочного (до 2018 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 2015 году, приведенные в таблице 2.3.
В результате действия совокупности негативных факторов, таких как низкие цены на нефть, внешние экономические санкции, в 2015 году наблюдается снижение основных макроэкономических показателей. По данным Росстата показатель ВВП за январь - ноябрь 2015 года относительно аналогичного периода 2014 года снизился на 3,8%. Существенное влияние на общеэкономическое снижение оказывает сокращение объема инвестиций в связи с ограничением доступа к мировым финансовым рынкам. Инвестиции в основной капитал снизились за январь - ноябрь 2015 года на 5,5% относительно того же периода предыдущего года, что вызвало абсолютное сокращение объема работ по виду деятельности "Строительство". В промышленном производстве наблюдается снижение на 3,3%. В металлургии объем производства снизился за январь - ноябрь 2015 года на 4,4%. Электроемкое производство первичного алюминия в 2015 году сократилось на 3,8% относительно прошлого года. Объемы производства на российских алюминиевых заводах были преимущественно обусловлены ходом реализации программы ОК "РУСАЛ" по оптимизации своих производственных мощностей (остановка или существенное снижение мощности и объемов производства на низкоэффективных предприятиях).
Таблица 2.3 - Изменение основных показателей развития экономики, % к соответствующему периоду предыдущего года <*>
Показатели
|
январь - ноябрь 2014 года
|
январь - ноябрь 2015 года
|
ВВП
|
100,6
|
96,2
|
Промышленное производство <**>, в т.ч.:
|
101,5
|
96,7
|
Обрабатывающие производства, из них:
|
101,9
|
94,7
|
производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака
|
103,0
|
101,9
|
металлургическое производство и производство готовых металлических изделий, в т.ч.
|
100,3
|
94,1
|
металлургическое производство
|
102,1
|
95,6
|
производство кокса и нефтепродуктов
|
105,9
|
100,1
|
Производство продукции сельского хозяйства
|
103,5
|
102,9
|
Инвестиции в основной капитал
|
97,0
|
94,5
|
Объем работ по виду деятельности "Строительство"
|
97,4
|
90,1
|
Ввод в эксплуатацию жилых домов
|
120,5
|
103,4
|
Оборот розничной торговли
|
102,4
|
90,7
|
Объем платных услуг населению
|
101,2
|
98,1
|
--------------------------------
<*> По материалам мониторинга Минэкономразвития России "Об итогах социально-экономического развития Российской Федерации в январе - ноябре 2015 года".
<**> Агрегированный показатель промышленного производства по видам деятельности "добыча полезных ископаемых", "обрабатывающие производства", "производство и распределение электрической энергии, газа и воды".
Снижение основных макроэкономических показателей повлияло на величину потребления электрической энергии. Объем потребления электрической энергии в рамках ЕЭС России в 2015 году составил 1 008,251 млрд. кВт·ч, что на 0,55% ниже показателя 2014 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 составила в 2015 году 68,8% от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России (рисунок 2.1).
Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2016 - 2022 годов, разработанный в рамках базового (консервативного) сценария долгосрочного социально-экономического развития России с учетом изменения макроэкономических показателей за 2015 год, приведен на рисунке 2.2.
Рисунок 2.1 - Территориальная структура потребления
электрической энергии по ОЭС за 2015 год, %
Рисунок 2.2 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ЕЭС России на период до 2022 года
Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1 067,133 млрд. кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2015 года на 58,882 млрд. кВт·ч. Превышение уровня 2015 года составит в 2022 году 5,8% при среднегодовом приросте за период 0,81%.
Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2016 - 2018 годах. Существенным фактором увеличения потребления электрической энергии в эти годы является значительный прирост объема потребления электрической энергии в ОЭС Юга за счет присоединения энергосистемы Республики Крым и г. 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 г. Севастополь и без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1 052,742 млрд. кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 0,6%.
При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей, сроках ввода их 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 2022 года, млрд. кВт·ч.
Факт
|
Прогноз
|
Ср. год. прирост за 2016 - 2022 годы, %
|
|||||||
2015 год
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
||
ОЭС Северо-Запада
|
90,297
|
90,717
|
90,998
|
91,482
|
92,002
|
92,607
|
92,911
|
93,231
|
|
годовой темп прироста, %
|
-0,5
|
0,47
|
0,31
|
0,53
|
0,57
|
0,66
|
0,33
|
0,34
|
0,46
|
ОЭС Центра
|
231,771
|
233,587
|
233,937
|
236,257
|
238,274
|
239,845
|
240,842
|
242,296
|
|
годовой темп прироста, %
|
-0,50
|
0,79
|
0,15
|
0,99
|
0,85
|
0,66
|
0,42
|
0,60
|
0,64
|
ОЭС Средней Волги
|
104,257
|
104,725
|
105,055
|
105,686
|
106,243
|
106,967
|
106,940
|
107,108
|
|
годовой темп прироста, %
|
-2,29
|
0,46
|
0,32
|
0,60
|
0,53
|
0,68
|
-0,03
|
0,16
|
0,39
|
ОЭС Юга <*>
|
87,883
|
89,222
|
97,219
|
98,256
|
99,704
|
100,874
|
101,617
|
102,497
|
|
годовой темп прироста, %
|
1,09
|
1,52
|
8,96
|
1,07
|
1,47
|
1,17
|
0,74
|
0,87
|
2,22
|
ОЭС Урала
|
258,296
|
259,404
|
260,340
|
262,004
|
263,508
|
265,505
|
266,339
|
267,448
|
|
годовой темп прироста, %
|
-0,92
|
0,44
|
0,36
|
0,64
|
0,57
|
0,76
|
0,31
|
0,42
|
0,50
|
ОЭС Сибири
|
203,525
|
205,705
|
206,904
|
208,005
|
209,045
|
210,247
|
211,051
|
212,049
|
|
годовой темп прироста, %
|
-0,27
|
1,07
|
0,58
|
0,53
|
0,50
|
0,57
|
0,38
|
0,47
|
0,59
|
ОЭС Востока <**>
|
32,223
|
32,358
|
38,363
|
39,289
|
40,062
|
40,385
|
42,265
|
42,504
|
|
годовой темп прироста, %
|
1,33
|
0,42
|
18,56
|
2,41
|
1,97
|
0,81
|
4,66
|
0,57
|
4,03
|
ЕЭС России
|
1008,251
|
1015,718
|
1032,816
|
1040,979
|
1048,838
|
1056,430
|
1061,965
|
1067,133
|
|
годовой темп прироста, %
|
-0,55
|
0,74
|
1,68
|
0,79
|
0,75
|
0,72
|
0,52
|
0,49
|
0,81
|
--------------------------------
<*> ОЭС Юга с учетом присоединения энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь с 2017 года.
<**> ОЭС Востока с учетом присоединения к Южно-Якутскому энергорайону Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) с 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 потребления электрической энергии повышенные относительно среднего по ЕЭС России темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются для ОЭС Востока и ОЭС Юга (средний темп за период 4,0% и 2,2% соответственно). Для остальных ОЭС среднегодовые темпы прироста прогнозируются ниже среднего по ЕЭС России.
В таблице 2.5 приведена территориальная структура потребления электрической энергии на уровне 2015 и прогнозного 2022 годов.
Таблица 2.5 - Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии по ОЭС в соответствии с прогнозом потребления электрической энергии на 2022 год
2015 год, факт
|
2022 год, прогноз
|
|||
млрд. кВт·ч
|
%
|
млрд. кВт·ч
|
%
|
|
ОЭС Северо-Запада
|
90,297
|
9,0
|
93,231
|
8,7
|
ОЭС Центра
|
231,771
|
23,0
|
242,296
|
22,7
|
ОЭС Средней Волги
|
104,257
|
10,3
|
107,108
|
10,0
|
ОЭС Юга
|
87,883
|
8,7
|
102,497
|
9,6
|
ОЭС Урала
|
258,296
|
25,6
|
267,448
|
25,1
|
ОЭС Сибири
|
203,525
|
20,2
|
212,049
|
19,9
|
ОЭС Востока
|
32,223
|
3,2
|
42,504
|
4,0
|
ЕЭС России
|
1008,251
|
100,0
|
1067,133
|
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 2015 году составил 90,297 млрд. кВт·ч, что на 0,5% ниже относительно предыдущего года.
К 2022 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада прогнозируется на уровне 93,231 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,46%) (рисунок 2.3).
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.
Рисунок 2.3 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Северо-Запада на период до 2022 года
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 связи с планирующимся расширением газопроводной системы "Северный поток" ожидается увеличение мощностей магистрального газопровода Бованенково-Ухта-Торжок.
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, Чудовский металлургический завод) в Новгородской области и др.
Главными приоритетами в развитии машиностроительного комплекса на территории ОЭС Северо-Запада являются судостроение, энергомашиностроение, приборостроение и автомобилестроение.
Вследствие роста спроса на грузоперевозки прогнозируется увеличение доли транспорта в структуре потребления электрической энергии.
Ожидается рост потребления электрической энергии на объектах оборонно-промышленного комплекса, расположенных в Калининградской, Мурманской, Архангельской 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 48,2% всего потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада. К 2022 году этот показатель вырастет до 49%. При этом объем спроса на электрическую энергию возрастет до 45,769 млрд. кВт·ч в 2022 году при 43,522 млрд. кВт·ч в 2015 году, что соответствует среднегодовым темпам прироста за период 2016 - 2022 годы 0,72%.
В целях развития территорий и привлечения инвестиций продолжится развитие новых промышленно-производственных зон с подготовленной инженерной инфраструктурой, индустриальных парков.
Одним из важнейших проектов является развитие морского порта Усть-Луга (в том числе строительство комплекса по перегрузке сжиженных углеводородных газов), где планируется реализация крупных проектов по переработке природного газа (Балтийский карбамидный завод).
Рост спроса на электрическую энергию в сфере услуг определяется строительством торгово-досуговых и бизнес-центров, 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 77% прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада в период до 2022 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 потребления электрической энергии к 2022 году потребление электрической энергии в энергосистеме Калининградской области вырастет на 2,7% до 4,490 млрд. кВт·ч при среднегодовых темпах прироста - 0,4%. Перспективный рост потребления электрической энергии в регионе определяется развитием производственного сектора, 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 2015 году составил 231,771 млрд. кВт·ч, что на 0,5% ниже относительно предыдущего года.
К 2022 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра прогнозируется на уровне 242,296 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,64%) (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 2022 года
Направлениями, формирующими перспективный спрос на электрическую энергию в энергосистемах, 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.
Главные приоритетные проекты в развитии металлургического комплекса на территории ОЭС Центра будут реализовываться преимущественно в областях с высокой долей промышленного производства, формирующего основной спрос на электрическую энергию на территории региона.
В Белгородской области планируется ввод третьей очереди цеха горячебрикетированного железа на ООО "Лебединский ГОК", строительство на ОАО "Стойленский ГОК" фабрики окомкования по производству окатышей. В Брянской области ожидается увеличение производственных мощностей на металлургическом заводе ООО "Промышленная компания "Бежицкий сталелитейный завод". В Костромской области ожидается строительство нового цеха на заводе ОАО "Газпромтрубинвест".
В Тульской области проект строительства литейно-прокатного комплекса по выплавке углеродной стали конверторным способом ООО "Тулачермет-Сталь" будет являться центральным проектом Тульской агломерации, кроме того планируется расширение производства на ОАО "Ревякинский металлопрокатный завод".
Развитие машиностроительного производства определяется расширением производства на действующих машиностроительных предприятиях Брянской (ЗАО "Управляющая компания "Брянский машиностроительный завод"), Орловской (АО "ГМС Ливгидромаш"), Тверской (ОАО "Тверской вагоностроительный завод"), Калужской областей (предприятия индустриального парка "Калуга Юг").
Основными проектами по производству строительных материалов на территории ОЭС Центра, будут являться: ООО "Калужский цементный завод" (Калужская область), ООО "Тульский цементный завод" (Тульская область), цементный завод ОАО "ОрелСтройТех" (Орловская область), ООО "Верхневолжский кирпичный завод" (Тверская область). В середине 2014 года в поселке Фрязино Калужской области состоялось открытие цементного завода "Лафарж" на базе залежей Борщевского месторождения глин. Выход завода на полную проектную мощность (до 2 млн. тонн цемента в год) ожидается в 2016 году. В регионах ОЭС Центра сосредоточено около 26% всего цементного производства России и около 27% производства керамического кирпича, в перспективе эти показатели будут только увеличиваться.
За рассматриваемый период практически во всех энергосистемах ОЭС Центра рассматривается положительная динамика потребления электрической энергии. Среднегодовые темпы прироста потребления электрической энергии за 2016 - 2022 годы в Калужской (1,8%), Воронежской (1,6%), Курской (1,2%) энергосистемах, энергосистеме города Москвы и Московской области (0,8%), где планируется реализация крупных инвестиционных проектов, выше, чем по ОЭС Центра в целом (0,6%).
Крупнейшей энергосистемой ОЭС Центра на протяжении всего прогнозного периода остается энергосистема города Москвы и Московской области, на ее долю приходится около половины потребления электрической энергии ОЭС (44,0 - 44,5%). Наибольший прирост потребления электрической энергии к 2022 году (5,811 млрд. кВт·ч) в значительной мере будет связан с реализацией начатых инвестиционных проектов, 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 Москве. Это территории с огромным потенциалом с точки зрения строительства жилой, коммерческой недвижимости, социально-бытовой инфраструктуры (промышленная зона "ЗиЛ", территория Тушинского аэрополя, территория завода "Серп и Молот", территория Шелепихинской набережной).
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 2022 году потребление электрической энергии здесь увеличится на 13,6% при среднегодовом приросте за 2016 - 2022 годы - 1,8%. Появление новых резидентов в индустриальных и технопарков, ориентированных на профилирующие производства региона - металлургическое, машиностроительное, химическое (ИП "Ворсино", ИП "Росва", ИП "Калуга Юг"), позволят Калужской области в течение всего прогнозного периода занимать доминирующие позиции по вводу промышленных производств.
В энергосистеме Воронежской области повышенные годовые темпы прироста спроса на электрическую энергию в 2016 и 2018 годах будут связаны с вводом первого и второго энергоблоков Нововоронежской АЭС-2 (Донской АЭС).
ОЭС Средней Волги
Объем потребления электрической энергии по ОЭС Средней Волги в 2015 году составил 104,257 млрд. кВт·ч, что на 2,3% ниже относительно предыдущего года.
К 2022 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Средней Волги прогнозируется на уровне 107,108 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,39%) (рисунок 2.5).
Рисунок 2.5 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Средней Волги на период до 2022 года
Основные направления социально-экономического развития регионов, охватываемых ОЭС Средней Волги, включают развитие машиностроения, черной и цветной металлургии, химической промышленности (в т.ч. нефтехимии), 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 (ЗАО "Северсталь - Сортовой завод Балаково"). Завод будет постепенно наращивать объемы производства. В Республике Татарстан планируется строительство электрометаллургического завода "Татсталь" мощностью более 1 млн. тонн.
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).
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.
В секторе производства строительных материалов одним из наиболее крупных проектов является проект модернизации и реконструкции Вольского цементного завода в Саратовской области.
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 Республике Татарстан реализуется проект создания нового города Иннополис, который будет специализироваться на развитии высокотехнологичных отраслей экономики, в т.ч. информационных технологий.
В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к 2022 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 26%. 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 энергосистеме Нижегородской области объем спроса на электрическую энергию по прогнозу может вырасти на 2,1% до 20,098 млрд. кВт·ч к 2022 году при среднегодовых темпах прироста 0,3%. Основным фактором роста потребления электрической энергии 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.
В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию, в энергосистеме Республики Татарстан объем потребления электрической энергии за 2016 - 2022 годы возрастет на 4,8% - до 28,335 млрд. кВт·ч, а среднегодовые темпы прироста составят 0,7%. Около 45% прогнозного прироста потребления электрической энергии по ОЭС Средней Волги приходится на энергосистему Республики Татарстан.
ОЭС Юга
Объем потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2015 году составил 87,883 млрд. кВт·ч, что на 1,09% выше относительно предыдущего года.
К 2022 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируется на уровне 102,497 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 2,22%) (рисунок 2.6).
Рисунок 2.6 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Юга на период до 2022 года
Среднегодовой темп прироста потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2,7 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 г. Севастополь. Без учета присоединения Крымской энергосистемы величина спроса на электрическую энергию оценивается в объеме 94,422 млрд. кВт·ч со среднегодовым приростом выше среднего по ЕЭС России в 1,3 раза. Доля ОЭС Юга в общем объеме потребления электрической энергии ЕЭС России увеличится к концу прогнозного периода до 9,6% с учетом Крымской энергосистемы и 8,85% - без нее (в 2015 году - 8,7%).
В территориальном распределении прогнозного объема потребления электрической энергии по ОЭС Юга сохранится преобладание трех энергосистем (Краснодарского края и Республики Адыгея, Ростовской и Волгоградской областей) при снижении их суммарной доли до 61,6% в 2022 году вместо 66,6% в 2015 году. Без учета присоединения Крымской энергосистемы доля трех названных энергосистем составит 66,9%.
Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Юга является энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея. Ее доля в суммарном потреблении электрической энергии составила в 2015 году 29,0%, к концу прогнозного периода она снизится до 27,4%. Прогнозируемая динамика годовых приростов 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 2015 года к концу прогнозного периода составит 2,613 млрд. кВт·ч (10,3%). Преобладающая часть прогнозируемого прироста (более 75%) будет формироваться за счет ожидаемого увеличения потребления электрической энергии на существующих и новых крупных промышленных и транспортных предприятиях.
Увеличение спроса на электрическую энергию в промышленном производстве Краснодарского края в значительной мере будет связано с ожидаемой реализацией инвестиционных программ на действующих нефтеперерабатывающих заводах края. Инвестиционная программа Афипского НПЗ предусматривает модернизацию производства с одновременным увеличением объема перерабатываемого сырья (до 9 млн. т) и глубины нефтепереработки (с 54% до 78%). В соответствии с актуализированной в марте 2015 года заявкой на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Афипский НПЗ" определены сроки присоединения с 2016 по 2019 годы. Согласно инвестиционной программе Ильского НПЗ предприятие будет переориентировано на переработку тяжелой нефти и производство прямогонного бензина, компонентов дизельного топлива. Дополнительный прирост потребления электрической энергии на территории энергосистемы будет формироваться за счет строительства в Адыгее НПЗ "Антей". На новом заводе предполагается выпускать топливо, соответствующее стандартам Евро-5.
Следующим направлением роста потребления электрической энергии в промышленном производстве является расширение производства строительных материалов, в том числе цемента (ООО "Новоросцемент" и ЗАО "НЦЗ "Горный").
К дополнительному увеличению прогнозного спроса на электрическую энергию приведет реализация проектов по развитию портовых комплексов и транспортной инфраструктуры на территории энергосистемы. В первую очередь это относится к проекту "Строительство транспортного перехода через Керченский пролив". На Таманском полуострове планируется также увеличение грузооборота на терминальном комплексе по перевалке нефтепродуктов ЗАО "Таманьнефтегаз" и перевалочно-портовом комплексе ОАО "Тольяттиазот".
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 в ОЭС Юга энергосистеме Ростовской области, доля которой в 2015 году составила 20,4% от общего потребления электрической энергии в ОЭС Юга, среднегодовой темп прироста прогнозного спроса на электрическую энергию составит около 1,0% (0,95%). Абсолютный прирост потребления электрической энергии относительно 2015 года составит к 2022 году 1,225 млрд. кВт·ч (6,8%).
Прогнозируемое увеличение потребности в электрической энергии в первую очередь связано с реализацией ряда крупных инвестиционных проектов по созданию новых высокотехнологичных производств в черной металлургии. Компания "Донэлектросталь" строит в Новоалександровском индустриальном парке Азовского района завод по производству стального проката, ООО "Дон-Металл" реализует проект по строительству арматурного завода в городе Каменск-Шахтинский с организацией сталеплавильного и прокатного производств, на территории Красносулинского района проектируется производство стального листового проката методом горячей и холодной прокатки, в Усть-Донецком районе будет создано новое металлопрокатное производство по выпуску арматуры и фасонного проката. Продолжится модернизация и техническое перевооружение на Таганрогском металлургическом заводе.
Одно из направлений роста потребления электрической энергии в предстоящий период - расширение производства цемента за счет строительства новой технологической линии на предприятии ЗАО "Углегорск-Цемент" в Тацинском районе.
Дополнительный прирост потребности в электрической энергии произойдет за счет интенсивного строительства новых жилых микрорайонов в городе Ростов и других городах области, а также объектов инфраструктуры, в том числе для проведения Чемпионата мира по футболу в 2018 году.
Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Волгоградской области, где в 2015 году продолжилось абсолютное снижение потребления электрической энергии из-за сокращения металлургического и, особенно, химического производств, характеризуется стабильным, хотя и незначительным ростом. Среднегодовой прирост за прогнозный период существенно ниже среднего по ОЭС Юга (0,7% и 2,2% соответственно). Предполагаемое увеличение спроса на электрическую энергию в первую очередь будет определяться реализацией в Котельниковском районе крупного инвестиционного проекта по освоению Гремячинского месторождения калийных солей. Создается горно-обогатительный комбинат с передовыми технологиями производства. Выход на проектную мощность первой очереди комбината планируется в 2017 году.
Дополнительным фактором увеличения спроса на электрическую энергию в Волгоградской энергосистеме станет проведение на территории области Чемпионата мира по футболу в 2018 году.
Относительно высокие темпы прироста потребности в электрической энергии на ближайшие годы прогнозируются в энергосистеме Республики Калмыкия. При среднегодовом приросте за период 2,9% в 2016 и 2017 годах темпы прироста определены выше 6%. В эти годы на территории Калмыкии вводятся две новые нефтеперекачивающие станции (НПС-2 и НПС-3), предусмотренные инвестиционным проектом по расширению Каспийского трубопроводного консорциума России.
Прогнозируемые темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистемах национальных республик и Ставропольского края существенно ниже среднего темпа прироста по ОЭС Юга. Более высокие темпы прогнозируются для энергосистем Республики Северная Осетия, где предполагается реализация проекта по созданию круглогодичного горнолыжного курорта "Мамисон" в Алагирском районе, Чеченской Республики и Республики Ингушетия.
Существенная часть прогнозируемого прироста потребления электрической энергии в ОЭС Юга формируется за счет присоединения с 2017 года энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь, объем потребления электрической энергии по которой оценивается на уровне 2022 года в размере 8,075 млрд. кВт·ч. С окончанием переходного периода прогнозная динамика спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Крым и г. Севастополь 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.
ОЭС Урала
Объем потребления электрической энергии в ОЭС Урала в 2015 году составил 258,296 млрд. кВт·ч, что на 0,92% ниже относительно предыдущего года.
К 2022 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала прогнозируется на уровне 267,448 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста - 0,5%) (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 2022 года
Низкая динамика потребления электрической энергии со стороны металлургических предприятий определяется, прежде всего, закрытием электролизного производства на Богословском и Уральском алюминиевых заводах, а также 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 потребления электрической энергии, особое значение имеет для энергосистем Пермского края, Республики Башкортостан, Кировской области. В числе крупных потребителей, определяющих рост спроса на электрическую энергию в период до 2022 года, производства по выпуску калийных удобрений в энергосистеме Пермского края: АО "Уралкалий", ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат", ЗАО "Верхне-Камская калийная компания". Крупнейшим проектом является строящийся в Тобольске комбинат "ЗапСибНефтехим" (ПАО "СИБУР Холдинг").
Приоритетными направлениями развития экономики являются создание особых экономических зон, индустриальных парков, инновационных центров, в их числе технопарк ЗАО "Зеленая долина" (зона экологически безопасных производств), ООО 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%.
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 - вторая установка по переработке углеводородного сырья на "Тобольск-Нефтехиме", завершено строительство линейной части продуктопровода от Пуровского ЗПК до "Тобольск-Нефтехима" протяженностью 1100 км. Проект СИБУРа "ЗапСибНефтехим" направлен на развитие глубокой переработки углеводородного сырья, импортозамещение наиболее востребованных на российском рынке полимеров - полиэтилена и полипропилена. В 2018 году планируется ввод в полномасштабную разработку Русского месторождения (в настоящее время месторождение находится в опытно-промышленной разработке). Развитие нефтегазового комплекса Тюменского региона связано с реализацией проектов трубопроводного транспорта, в том числе - строительство нефтеконденсатопровода (НКП) Уренгой - Пурпе (линейная часть и НПС Уренгойская), продуктопровод обеспечит ПАО "Газпром" возможность ввода в строй нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных месторождений и ачимовских газоконденсатных отложений Уренгойского месторождения). Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Тюменской области (36% в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Урала) в значительной мере определяет динамику соответствующих показателей по ОЭС в целом.
Энергосистема Свердловской области характеризуется снижением спроса на электрическую энергию в 2015 году на 2% по сравнению с 2014 годом, что связано со снижением объемов промышленного производства (на 3,9% за период январь - ноябрь 2015 года по сравнению с соответствующим периодом 2014 года). Перспективы развития черной металлургии в Свердловской области определяются модернизацией предприятий, нацеленной на повышение качества продукции, снижение энергоемкости. Подготовка к Чемпионату мира по футболу в 2018 году 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 2015 год составило 1,3% по сравнению с 2014 годом и определяется снижением производства по следующим видам деятельности - обрабатывающая промышленность (на 2,9% за период январь - ноябрь 2015 года по сравнению с соответствующим периодом 2014 года), розничная торговля (на 15,4%), объем платных услуг населению (на 4,3%). Динамика спроса на электрическую энергию в период 2016 - 2022 годов определяется развитием профилирующего металлургического производства. Рост спроса на электрическую энергию связан с реализацией проекта строительства Томинского ГОК (добыча и переработка руды) в поселке Томино Сосновского района. Реконструкция и модернизация производства на крупных металлургических предприятиях (ПАО "Ашинский металлургический завод", ОАО "Челябинский электрометаллургический комбинат", ОАО Челябинский трубопрокатный завод", ЗАО "Карабашмедь" и др.) обеспечит повышение энергоэффективности основных производственных процессов.
ОЭС Сибири
Объем потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2015 году составил 203,525 млрд. кВт·ч, что на 0,27% ниже относительно предыдущего года.
К 2022 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири прогнозируется на уровне 212,049 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,59%) (рисунок 2.8).
Динамика увеличения спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири характеризуется относительной стабильностью по годам. По отдельным энергосистемам темпы прироста спроса на электрическую энергию существенно различаются. Выше среднего ожидаются темпы прироста по энергосистемам Красноярского края и Республики Тыва, среднегодовой темп прироста по энергосистеме Иркутской области равен среднему по ОЭС Сибири, близок к среднему среднегодовой темп прироста по энергосистеме Забайкальского края, в остальных энергосистемах темпы прироста существенно ниже.
Рисунок 2.8 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Сибири на период до 2022 года
Более половины (53%) от общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири приходится на энергосистему Красноярского края, где ожидается самый высокий абсолютный прирост потребления электрической энергии, к 2022 году он оценивается в размере 4,527 млрд. кВт·ч (10,5% от уровня потребления электрической энергии в энергосистеме 2015 года). Более высокие темпы прироста прогнозируются на 2016 - 2017 годы. Преобладающая часть прироста потребления электрической энергии в 2016 году формируется за счет двух потребителей - ЗАО "Богучанский алюминиевый завод" и ЗАО "Ванкорнефть". Рост объема потребления электрической энергии ЗАО "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 2016 - 2022 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.
Доля крупнейшей в ОЭС Сибири энергосистемы Иркутской области в общем объеме потребления электрической энергии на протяжении всего прогнозного периода стабильно составляет около 26%. Прогнозируемый до 2022 года прирост спроса на электрическую энергию в энергосистеме (2,2 млрд. кВт·ч к концу прогнозного периода) будет формироваться за счет ввода на ее территории новых крупных потребителей и модернизации и реконструкции действующих производств.
В ближайшие годы в Братске планируется строительство электрометаллургического завода (ЗАО "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 и Байкало-Амурской 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 районе области.
Дополнительная потребность в электрической энергии будет формироваться за счет строительства жилых комплексов, в первую очередь в Иркутске, и развития ОЭЗ ТРТ на Байкале.
В третьей по величине энергосистеме ОЭС Сибири - Кемеровской - прогнозируются минимальные темпы прироста потребности в электрической энергии - за весь прогнозный период объем потребления электрической энергии увеличится лишь на 0,5%, в результате доля энергосистемы снизится к концу периода до 15,1% вместо 15,6% в 2015 году. Ожидаемый прирост потребности в электрической энергии будет формироваться за счет увеличения добычи и обогащения угля в Кузбассе. ОАО "Новолипецкий металлургический комбинат" планирует возобновить разработку Жерновского каменноугольного месторождения на территории Новокузнецкого и Прокопьевского районов, предполагается увеличение добычи угля на шахтах ОАО "СУЭК-Кузбасс".
Особенностью энергосистемы Забайкальского края (среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию 0,5%) является высокая доля потребления электрической энергии по виду экономической деятельности "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. 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 Транссибирской и Байкало-Амурской магистралей. На территории Забайкальского края планируется увеличение мощности и потребления электрической энергии на участке Транссибирской магистрали 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 2022 года будет связана с осуществлением инвестиционных проектов по освоению месторождений полиметаллических руд и вводу в эксплуатацию Быстринского ГОК, первого этапа строительства Удоканского горно-металлургического комбината (ООО "Байкальская горная компания") и расширения добычи золота (ГМК Тасеевский, ЗРК "Омчак").
По динамике прогнозируемого спроса на электрическую энергию среди других энергосистем ОЭС Сибири выделяется энергосистема Республики Тыва со среднегодовым темпом увеличения потребления электрической энергии выше 5%. Основной прирост связан с планируемым осуществлением на территории республики нескольких крупных проектов. Важнейшим из них является проект по созданию угледобывающего комплекса на Элегестском месторождении каменного угля. Строительство ГОК "Элегест" осуществляет ООО "Тувинская энергетическая промышленная корпорация". Ввод ГОК "Элегест" предусмотрен с 2017 года. Реализация проекта по освоению Элегестского угольного месторождения рассматривается в увязке со строительством железной дороги Элегест - Кызыл - Курагино.
ОЭС Востока
Объем потребления электрической энергии по ОЭС Востока в 2015 году составил 32,223 млрд. кВт·ч, что на 1,33% выше относительно предыдущего года.
К 2022 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока прогнозируется на уровне 42,504 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2016 - 2022 годов - 4,0%) (рисунок 2.9).
Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2016 - 2022 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 2016 - 2017 годов.
Спрос на электрическую энергию по ОЭС Востока без учета присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) на уровне 2022 года в рассматриваемом варианте оценивается в объеме 36,5 млрд. кВт·ч со среднегодовым приростом за период 2016 - 2022 годов 1,8%, при соответствующем показателе по ЕЭС России 0,6%. 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 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-Сутарский ГОК (ввод в эксплуатацию с 2016 года), разработка золоторудных месторождений Амурской области - Маломырский, Покровский и Албынский рудники;
добыча угля на территории Южно-Якутского энергорайона - Эльгинское месторождение и шахта Чульмаканская, и Хабаровского края - ОАО "Ургалуголь";
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 ОАО "НК "Роснефть" в Находке ЗАО "ВНХК" (совместный проект с китайской корпорацией ChemChina), завод по производству сжиженного природного газа ООО "Газпром СПГ Владивосток" с вводом в эксплуатацию первой очереди в 2020 году, "Амурский нефтеперерабатывающий завод" в поселке Березовка Ивановского района - комплекс по переработке нефти и транспортировке нефтепродуктов (мощность переработки до 6 млн. тонн сырья в год с учетом поставок нефтепродуктов на внутренний рынок и экспорта в Китай);
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;
реализация проектов на территориях опережающего развития (ТОР), в их числе ТОР Надеждинская (создание логистического центра, технопарка и сопутствующих производств) и ТОР 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 ОАО "Мечел", терминал по перевалке угля в бухте Мучка ООО "Сахатранс", угольный перегрузочный терминал в районе мыса Бурый ООО "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, ОАО "Торговый порт Посьет" в Хасанском районе - модернизация и строительство специализированного угольного терминала с увеличением мощности до 12 млн. т в год.
АО "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 и НПС в Хабаровском крае, а также увеличение мощности на существующих НПС в Амурской области и Южно-Якутском энергорайоне Республики Саха (Якутия).
В связи с присоединением изолированных энергорайонов изменяется территориальная структура потребления электрической энергии ОЭС Востока - существенно возрастает доля энергосистемы Республики Саха (Якутия) - до 19% в 2022 году (5,3% - 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 (43% в целом по Якутской энергосистеме, в том числе 37% 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 (освоение центрального блока Среднеботуобинского НГКМ) и транспортированием 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.
Рисунок 2.9 - Прогноз спроса на электрическую энергию
по ОЭС Востока на период до 2022 года
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. 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 2016 - 2022 годов 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 1 067,133 млрд. кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2015 года на 58,882 млрд. кВт·ч. Превышение уровня 2015 года составит в 2022 году 5,8% при среднегодовом приросте за период 0,81%.
3. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Юга энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь и без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1 052,742 млрд. кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 0,6%.
4. Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2016 - 2018 годах. Существенным фактором увеличения потребления электрической энергии в эти годы является значительный прирост объема потребления электрической энергии в ОЭС Юга за счет присоединения энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь и ОЭС Востока за счет присоединения Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия).
5. Территориальное распределение потребления электрической энергии по объединенным энергосистемам, отражающее сложившиеся региональные пропорции Российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших ОЭС - Центра, Урала и Сибири, их доля составила в 2015 году 68,8% от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России.
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.
3. Прогноз максимального потребления мощности
и характеристики режимов потребления Единой энергетической
системы России, объединенных энергетических систем
и по территориям субъектов Российской Федерации
на 2016 - 2022 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
|
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
2015
|
Потребление электрической энергии, млрд. кВтч
|
1000,1
|
1012,6 <*>
|
1009,8
|
1013,9
|
1008,3
|
% к прошлому году
|
1,25%
|
-0,28%
|
0,41%
|
-0,55%
|
|
ОЗП 10 - 11
|
ОЗП 11 - 12
|
ОЗП 12 - 13
|
ОЗП 13 - 14
|
ОЗП 14 - 15
|
|
Максимум потребления мощности, МВт
|
148861
|
155226
|
157425
|
154709
|
148847
|
% к прошлому ОЗП
|
+4,3%
|
+1,4%
|
-1,7%
|
-3,8%
|
|
t °C в день прохождения максимума
|
-17,0
|
-23,4
|
-22,5
|
-23,2
|
-14,4
|
--------------------------------
<*> Без учета дня високосного года.
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 2016 году исключительно обусловлен низким максимумом последнего года базового периода, зафиксированного на фоне повышенных температур наружного воздуха.
В таблицах 3.2 и 3.3 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2016 - 2022 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). Кроме того, не учтены спрос на электрическую энергию и потребление мощности Николаевского энергоузла, присоединение которого к электрическим сетям энергосистемы Хабаровского края в рассматриваемый перспективный период не планируется.
Таблица 3.2 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России
Наименование
|
Ед. изм.
|
Факт
|
Прогноз
|
|||||||
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЭГОД
|
млрд. кВт·ч
|
1013,858
|
1008,251
|
1015,718
|
1032,816
|
1040,979
|
1048,838
|
1056,430
|
1061,965
|
1067,133
|
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
1011,295
|
1005,725
|
1013,063
|
1030,161
|
1037,404
|
1044,343
|
1051,935
|
1057,470
|
1062,638
|
PMAX СОБСТВ.
|
МВт
|
154709
|
147376
|
154 116
|
157 335
|
158 642
|
159 562
|
160 484
|
161 311
|
162 011
|
TMAX ГОД
|
час/год
|
6515
|
6825
|
6573
|
6548
|
6539
|
6545
|
6555
|
6555
|
6559
|
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
|
|||||||
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЭГОД
|
млрд. кВт·ч
|
982,056
|
976,028
|
983,360
|
994,453
|
1001,690
|
1008,776
|
1016,045
|
1019,700
|
1024,629
|
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
979,492
|
973,502
|
980,705
|
991,798
|
998,115
|
1004,281
|
1011,550
|
1015,205
|
1020,134
|
PMAX СОБСТВ.
|
МВт
|
150022
|
142930
|
149370
|
151704
|
152796
|
153662
|
154363
|
155179
|
155860
|
TMAX ГОД
|
час/год
|
6529
|
6811
|
6566
|
6538
|
6532
|
6536
|
6553
|
6542
|
6545
|
По данным таблицы 3.2 максимальное потребление мощности ЕЭС России на 2016 год прогнозируется на уровне 154 116 МВт. К 2022 году максимальное потребление мощности прогнозируется на уровне 162 011 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за период 2016 - 2022 годов 1,4%. 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 2016 году составит 9,6%. К 2022 году этот показатель немного снизится и составит 9,4%. В 2016 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 15 123 МВт. К 2022 году максимум потребления мощности составит 15 543 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста за 2016 - 2022 годы 1,3%.
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
|
|||||||
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЭГОД
|
млрд. кВт·ч
|
90,770
|
90,297
|
90,717
|
90,998
|
91,482
|
92,002
|
92,607
|
92,911
|
93,231
|
PMAX СОБСТВ.
|
МВт
|
14721
|
14244
|
15123
|
15208
|
15275
|
15351
|
15402
|
15489
|
15543
|
TMAX ГОД
|
час/год
|
6166
|
6339
|
5999
|
5983
|
5989
|
5993
|
6013
|
5999
|
5998
|
PСОВМ. С ЕЭС
|
МВт
|
14695
|
13421
|
14733
|
14825
|
14890
|
14964
|
15014
|
15099
|
15151
|
TСОВМ. С ЕЭС
|
час/год
|
6177
|
6728
|
6157
|
6138
|
6144
|
6148
|
6168
|
6153
|
6153
|
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 2016 - 2022 годов представлено на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Северо-Запада
ОЭС Центра
В 2016 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 24,5%. К 2022 году этот показатель составит 24,2%. В 2016 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 38159 МВт. К 2022 году максимум потребления мощности достигнет 39557 МВт. Среднегодовые приросты максимумов потребления мощности за 2016 - 2022 годы прогнозируются на уровне 1,4%.
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
|
|||||||
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЭГОД
|
млрд. кВт·ч
|
232,930
|
231,771
|
233,587
|
233,937
|
236,257
|
238,274
|
239,845
|
240,842
|
242,296
|
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
230,366
|
229,245
|
231,007
|
231,357
|
232,757
|
233,854
|
235,425
|
236,422
|
237,876
|
PMAX СОБСТВ.
|
МВт
|
38230
|
35970
|
38159
|
38430
|
38787
|
38980
|
39140
|
39358
|
39557
|
TMAX ГОД
|
час/год
|
5974
|
6405
|
6054
|
6020
|
6001
|
5999
|
6015
|
6007
|
6013
|
PСОВМ. С ЕЭС
|
МВт
|
38119
|
35970
|
37795
|
38149
|
38504
|
38696
|
38853
|
39068
|
39266
|
TСОВМ. С ЕЭС
|
час/год
|
5992
|
6405
|
6112
|
6065
|
6045
|
6043
|
6059
|
6052
|
6058
|
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 2018 году.
На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2016 - 2022 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 2016 году оценивается в 10,8%. К 2022 году ожидается ее снижение до 10,6%. В 2016 году собственный максимум потребления мощности составит 16 971 МВт. К 2022 году максимум потребления мощности вырастет до 17 337 МВт при среднегодовых темпах прироста за 2016 - 2022 годы 0,7%.
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
|
|||||||
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЭГОД
|
млрд. кВт·ч
|
106,683
|
104,257
|
104,725
|
105,055
|
105,686
|
106,243
|
106,967
|
106,94
|
107,108
|
PMAX СОБСТВ.
|
МВт
|
17493
|
16474
|
16971
|
17075
|
17170
|
17247
|
17295
|
17321
|
17337
|
TMAX ГОД
|
час/год
|
6099
|
6329
|
6171
|
6153
|
6155
|
6160
|
6185
|
6174
|
6178
|
PСОВМ. С ЕЭС
|
МВт
|
17288
|
16302
|
16718
|
16838
|
16930
|
17005
|
17054
|
17079
|
17096
|
TСОВМ. С ЕЭС
|
час/год
|
6171
|
6395
|
6264
|
6239
|
6243
|
6248
|
6272
|
6261
|
6265
|
На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2016 - 2022 годов.
Рисунок 3.4 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Средней Волги
ОЭС Юга
Доля ОЭС Юга в 2016 году составит порядка 9,4% от общего максимального потребления мощности ЕЭС России. К 2022 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 10,4%. В 2016 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 14 952 МВт. К 2022 году максимум потребления мощности составит 17 310 МВт, что соответствует среднегодовому темпу прироста нагрузки за 2016 - 2022 годы на уровне 2,8%. Значительное увеличение доли и большие среднегодовые темпы прироста потребления мощности связаны с присоединением к ОЭС Юга энергосистемы Республики Крым и г. 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
|
|||||||
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЭГОД
|
млрд. кВт·ч
|
86,939
|
87,883
|
89,222
|
97,219
|
98,256
|
99,704
|
100,874
|
101,617
|
102,497
|
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
86,939
|
87,883
|
89,147
|
97,144
|
98,181
|
99,629
|
100,799
|
101,542
|
102,422
|
PMAX СОБСТВ.
|
МВт
|
14586
|
14231
|
14952
|
16486
|
16645
|
16876
|
17021
|
17177
|
17310
|
TMAX ГОД
|
час/год
|
5869
|
6106
|
5962
|
5893
|
5898
|
5904
|
5922
|
5912
|
5917
|
PСОВМ. С ЕЭС
|
МВт
|
14123
|
13459
|
14554
|
16034
|
16191
|
16412
|
16553
|
16702
|
16831
|
TСОВМ. С ЕЭС
|
час/год
|
6061
|
6457
|
6125
|
6059
|
6064
|
6070
|
6089
|
6080
|
6085
|
Спрос на электрическую энергию в таблице 3.6 представлен без учета и с учетом потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГЭС-ГАЭС, ввод мощности которой предусмотрен в 2016 году.
На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2016 - 2022 годов.
Рисунок 3.5 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Юга
ОЭС Урала
Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2016 году составит 23,5%, а к 2022 году этот показатель снизится до 23,1%. Собственный максимум потребления мощности в 2016 году прогнозируется на уровне 36 917 МВт. К 2022 году этот показатель достигнет уровня 38 022 МВт при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления за 2016 - 2022 годы 0,7%.
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
|
|||||||
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЭГОД
|
млрд. кВт·ч
|
260,67
|
258,296
|
259,404
|
260,34
|
262,004
|
263,508
|
265,505
|
266,339
|
267,448
|
PMAX СОБСТВ.
|
МВт
|
37525
|
36191
|
36917
|
37084
|
37319
|
37499
|
37680
|
37881
|
38022
|
TMAX ГОД
|
час/год
|
6947
|
7137
|
7027
|
7020
|
7021
|
7027
|
7046
|
7031
|
7034
|
PСОВМ. С ЕЭС
|
МВт
|
36563
|
35304
|
36255
|
36428
|
36674
|
36852
|
37058
|
37251
|
37390
|
TСОВМ. С ЕЭС
|
час/год
|
7129
|
7316
|
7155
|
7147
|
7144
|
7150
|
7165
|
7150
|
7153
|
На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2016 - 2022 годов.
Рисунок 3.6 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Урала
ОЭС Сибири
Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2016 году составит 19,0%, и в 2022 году этот показатель немного снизится до 18,6%. Собственный максимум потребления мощности к 2016 году прогнозируется на уровне 30 414 МВт и к 2022 году - на уровне 31 223 МВт при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления за 2016 - 2022 годы - 0,8%.
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
|
|||||||
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЭГОД
|
млрд. кВт·ч
|
204,065
|
203,525
|
205,705
|
206,904
|
208,005
|
209,045
|
210,247
|
211,051
|
212,049
|
PMAX СОБСТВ.
|
МВт
|
30123
|
29613
|
30414
|
30529
|
30704
|
30828
|
30922
|
31071
|
31223
|
TMAX ГОД
|
час/год
|
6774
|
6873
|
6764
|
6777
|
6774
|
6781
|
6799
|
6793
|
6791
|
PСОВМ. С ЕЭС
|
МВт
|
29234
|
28474
|
29315
|
29430
|
29607
|
29733
|
29831
|
29980
|
30126
|
TСОВМ. С ЕЭС
|
час/год
|
6980
|
7148
|
7017
|
7030
|
7026
|
7031
|
7048
|
7040
|
7039
|
На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2016 - 2022 годов.
Рисунок 3.7 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Сибири
ОЭС Востока
Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2016 году составит порядка 3,1%, а в 2022 году увеличится до 3,8%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока (без учета потребления мощности изолированно работающего Николаевского энергоузла) в 2016 году прогнозируется на уровне 5532 МВт, к 2022 году - 7173 МВт, при этом среднегодовые темпы прироста максимума потребления за 2016 - 2022 годы составят 4,4%. 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
|
|||||||
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЭГОД
|
млрд. кВт·ч
|
31,802
|
32,223
|
32,358
|
38,363
|
39,289
|
40,062
|
40,385
|
42,265
|
42,504
|
PMAX СОБСТВ.
|
МВт
|
5398
|
5289
|
5532
|
6557
|
6810
|
6873
|
7138
|
7151
|
7173
|
TMAX ГОД
|
час/год
|
5891
|
6092
|
5849
|
5851
|
5769
|
5829
|
5658
|
5910
|
5926
|
PСОВМ. С ЕЭС
|
МВт
|
4687
|
4446
|
4746
|
5631
|
5846
|
5900
|
6121
|
6132
|
6151
|
TСОВМ. С ЕЭС
|
час/год
|
6785
|
7248
|
6818
|
6813
|
6721
|
6790
|
6598
|
6893
|
6910
|
На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2016 - 2022 годов.
Рисунок 3.8 - Прогнозные значения собственного максимума
потребления мощности ОЭС Востока
Выводы:
1. Максимальное потребление мощности ЕЭС России к 2022 году ожидается на уровне 162 011 МВт. За период 2016 - 2022 годов среднегодовые приросты нагрузки ЕЭС России составят около 1,4%.
2. Рост максимумов потребления мощности прогнозируется в рассматриваемый период по всем ОЭС.
3. Наиболее интенсивный среднегодовой рост максимумов потребления мощности в период 2016 - 2022 годов будет наблюдаться в ОЭС, где предполагается присоединение новых территорий:
ОЭС Юга (присоединение энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь) - 2,8%;
ОЭС Востока (присоединение Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия)) - 4,4%.
4. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по ЕЭС России в 2016 - 2022 годах будет изменяться незначительно в диапазоне 6539 - 6573 часа.
4. Прогноз требуемого увеличения мощностей
для удовлетворения спроса на электрическую энергию
на период 2016 - 2022 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 2016 года составит 154 116 МВт и возрастет к 2022 году до 162 011 МВт, без учета ОЭС Востока - 149 370 МВт и 155 860 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 2016 года 3960 МВт/15,52 млрд. кВт·ч;
в 2017 году - 3960 МВт/15,84 млрд. кВт·ч;
в 2018 году - 3460 МВт/13,85 млрд. кВт·ч;
в 2019 году - 3460 МВт/13,86 млрд. кВт·ч;
в период 2020 - 2022 годов - 3360 МВт/13,78 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 2022 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндию (1300 МВт/4,4 млрд. кВт·ч), страны Балтии (400 МВт/3,0 млрд. кВт·ч), Монголию (250 МВт/0,37 - 0,40 млрд. кВт·ч). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндией (180 МВт/0,56 млрд. кВт·ч) и Норвегией (30 МВт/0,15 млрд. кВт·ч).
Экспортные поставки мощности и электрической энергии в Беларусь в 2016 - 2017 годы предусматриваются в объеме 500 МВт/2,0 млрд. кВт·ч. Прекращение 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 период 2016 - 2019 годов, 300 МВт/0,15 млрд. кВт·ч в 2020 - 2022 годы, Южную Осетию - 40 МВт/0,15 млрд. кВт·ч в период 2016 - 2018 годов, 40 МВт/0,16 млрд. кВт·ч в 2019 году, 40 МВт/0,17 млрд. кВт·ч в период 2020 - 2022 годов.
Экспортные поставки в Казахстан в 2016 - 2022 годы планируются в объеме 360 МВт/1,65 млрд. кВт·ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электрической энергии в Китай в объеме 500 МВт/3,0 - 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
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|||||||
Энергия
|
Мощность
|
Энергия
|
Мощность
|
Энергия
|
Мощность
|
Энергия
|
Мощность
|
Энергия
|
Мощность
|
Энергия
|
Мощность
|
Энергия
|
Мощность
|
|
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
|
15,52
|
3960
|
15,84
|
3960
|
13,85
|
3460
|
13,86
|
3460
|
13,78
|
3360
|
13,78
|
3360
|
13,78
|
3360
|
ОЭС Северо-Запада
|
8,11
|
1910
|
8,11
|
1910
|
8,11
|
1910
|
8,11
|
1910
|
8,11
|
1910
|
8,11
|
1910
|
8,11
|
1910
|
Финляндия (приграничный)
|
0,56
|
180
|
0,56
|
180
|
0,56
|
180
|
0,56
|
180
|
0,56
|
180
|
0,56
|
180
|
0,56
|
180
|
Норвегия (приграничный)
|
0,15
|
30
|
0,15
|
30
|
0,15
|
30
|
0,15
|
30
|
0,15
|
30
|
0,15
|
30
|
0,15
|
30
|
Финляндия
|
4,40
|
1300
|
4,40
|
1300
|
4,40
|
1300
|
4,40
|
1300
|
4,40
|
1300
|
4,40
|
1300
|
4,40
|
1300
|
Балтия
|
3,00
|
400
|
3,00
|
400
|
3,00
|
400
|
3,00
|
400
|
3,00
|
400
|
3,00
|
400
|
3,00
|
400
|
ОЭС Центра
|
2,00
|
500
|
2,00
|
500
|
0,00
|
0
|
0,00
|
0
|
0,00
|
0
|
0,00
|
0
|
0,00
|
0
|
Беларусь
|
2,00
|
500
|
2,00
|
500
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
ОЭС Средней Волги
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
Казахстан
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
ОЭС Юга
|
0,43
|
450
|
0,42
|
450
|
0,42
|
450
|
0,43
|
450
|
0,35
|
350
|
0,36
|
350
|
0,36
|
350
|
Грузия
|
0,24
|
400
|
0,24
|
400
|
0,24
|
400
|
0,24
|
400
|
0,15
|
300
|
0,15
|
300
|
0,15
|
300
|
Азербайджан
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
Южная Осетия
|
0,15
|
40
|
0,15
|
40
|
0,15
|
40
|
0,16
|
40
|
0,17
|
40
|
0,17
|
40
|
0,17
|
40
|
Казахстан
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,03
|
10
|
0,04
|
10
|
0,04
|
10
|
0,04
|
10
|
ОЭС Урала
|
1,48
|
290
|
1,48
|
290
|
1,48
|
290
|
1,48
|
290
|
1,47
|
290
|
1,47
|
290
|
1,47
|
290
|
Казахстан
|
1,48
|
290
|
1,48
|
290
|
1,48
|
290
|
1,48
|
290
|
1,47
|
290
|
1,47
|
290
|
1,47
|
290
|
ОЭС Сибири
|
0,48
|
300
|
0,50
|
300
|
0,51
|
300
|
0,51
|
300
|
0,51
|
300
|
0,51
|
300
|
0,51
|
300
|
Монголия
|
0,37
|
250
|
0,39
|
250
|
0,40
|
250
|
0,40
|
250
|
0,40
|
250
|
0,40
|
250
|
0,40
|
250
|
Казахстан
|
0,11
|
50
|
0,11
|
50
|
0,11
|
50
|
0,11
|
50
|
0,11
|
50
|
0,11
|
50
|
0,11
|
50
|
ОЭС Востока
|
3,00
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
Китай
|
3,00
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
3,30
|
500
|
Фактором, оказывающим значительное влияние на величину спроса на мощность, является величина резерва мощности, необходимого по условиям обеспечения надежности функционирования ЕЭС России и ОЭС.
В соответствии Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281 (далее - Методические рекомендации) планируемый на перспективный период резерв мощности является расчетным.
В случае отсутствия расчетов резерва мощности Методическими рекомендациями на предварительной стадии разработки перспективных балансов мощности по ЕЭС России и ОЭС рекомендуется принимать значения необходимого резерва мощности в процентах от максимума потребления мощности для Европейской части ЕЭС России - 17%, для ОЭС Сибири - 12%, для ОЭС Востока - 22%.
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 2016 года должна составить 24 971 МВт, на уровне 2022 года - 26 343 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 2016 - 2022 годов представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.1.
Таблица 4.3 - Спрос на мощность, МВт
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
ОЭС Северо-Запада
|
|||||||
Совмещенный максимум нагрузки
|
14733
|
14825
|
14890
|
14964
|
15014
|
15099
|
15151
|
Нормативный резерв
|
3061
|
3118
|
3141
|
3160
|
3176
|
3193
|
3206
|
Экспорт
|
1910
|
1910
|
1910
|
1910
|
1910
|
1910
|
1910
|
Спрос на мощность - всего
|
19704
|
19853
|
19941
|
20034
|
20100
|
20202
|
20267
|
ОЭС Центра
|
|||||||
Совмещенный максимум нагрузки
|
37795
|
38149
|
38504
|
38696
|
38853
|
39068
|
39266
|
Нормативный резерв
|
6531
|
6652
|
6701
|
6742
|
6774
|
6811
|
6840
|
Экспорт
|
500
|
500
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Спрос на мощность - всего
|
44826
|
45301
|
45205
|
45438
|
45627
|
45879
|
46106
|
ОЭС Средней Волги
|
|||||||
Совмещенный максимум нагрузки
|
16718
|
16838
|
16930
|
17005
|
17054
|
17079
|
17096
|
Нормативный резерв
|
2245
|
2287
|
2304
|
2317
|
2329
|
2341
|
2351
|
Экспорт
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
Спрос на мощность - всего
|
18973
|
19135
|
19244
|
19332
|
19393
|
19430
|
19457
|
ОЭС Юга
|
|||||||
Совмещенный максимум нагрузки
|
14554
|
16034
|
16191
|
16412
|
16553
|
16702
|
16831
|
Нормативный резерв
|
2041
|
2079
|
2094
|
2107
|
2117
|
2128
|
2138
|
Экспорт
|
450
|
450
|
450
|
450
|
350
|
350
|
350
|
Спрос на мощность - всего
|
17045
|
18563
|
18735
|
18969
|
19020
|
19180
|
19319
|
ОЭС Урала
|
|||||||
Совмещенный максимум нагрузки
|
36255
|
36428
|
36674
|
36852
|
37058
|
37251
|
37390
|
Нормативный резерв
|
6531
|
6651
|
6702
|
6742
|
6774
|
6811
|
6840
|
Экспорт
|
290
|
290
|
290
|
290
|
290
|
290
|
290
|
Спрос на мощность - всего
|
43076
|
43369
|
43666
|
43884
|
44122
|
44352
|
44520
|
Европейская часть
|
|||||||
Совмещенный максимум нагрузки
|
120055
|
122274
|
123189
|
123929
|
124532
|
125199
|
125734
|
Нормативный резерв
|
20409
|
20787
|
20942
|
21068
|
21170
|
21284
|
21375
|
Экспорт
|
3160
|
3160
|
2660
|
2660
|
2560
|
2560
|
2560
|
Спрос на мощность - всего
|
143624
|
146221
|
146791
|
147657
|
148262
|
149043
|
149669
|
ОЭС Сибири
|
|||||||
Совмещенный максимум нагрузки
|
29315
|
29430
|
29607
|
29733
|
29831
|
29980
|
30126
|
Нормативный резерв
|
3518
|
3532
|
3553
|
3568
|
3580
|
3598
|
3615
|
Экспорт
|
300
|
300
|
300
|
300
|
300
|
300
|
300
|
Спрос на мощность - всего
|
33133
|
33262
|
33460
|
33601
|
33711
|
33878
|
34041
|
ОЭС Востока
|
|||||||
Совмещенный максимум нагрузки
|
4746
|
5631
|
5846
|
5900
|
6121
|
6132
|
6151
|
Нормативный резерв
|
1044
|
1239
|
1286
|
1298
|
1347
|
1349
|
1353
|
Экспорт
|
500
|
500
|
500
|
500
|
500
|
500
|
500
|
Спрос на мощность - всего
|
6290
|
7370
|
7632
|
7698
|
7968
|
7981
|
8004
|
ЕЭС России
|
|||||||
Максимум нагрузки
|
154116
|
157335
|
158642
|
159562
|
160484
|
161311
|
162011
|
Нормативный резерв
|
24971
|
25558
|
25781
|
25934
|
26097
|
26231
|
26343
|
Экспорт
|
3960
|
3960
|
3460
|
3460
|
3360
|
3360
|
3360
|
Спрос на мощность - всего
|
183047
|
186853
|
187883
|
188956
|
189941
|
190902
|
191714
|
ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки
|
|||||||
Максимум нагрузки
|
30414
|
30529
|
30704
|
30828
|
30922
|
31071
|
31223
|
Нормативный резерв
|
3650
|
3663
|
3684
|
3699
|
3711
|
3729
|
3747
|
Экспорт
|
300
|
300
|
300
|
300
|
300
|
300
|
300
|
Спрос на мощность - всего
|
34364
|
34492
|
34688
|
34827
|
34933
|
35100
|
35270
|
ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки
|
|||||||
Максимум нагрузки
|
5532
|
6557
|
6810
|
6873
|
7138
|
7151
|
7173
|
Нормативный резерв
|
1217
|
1443
|
1498
|
1512
|
1570
|
1573
|
1578
|
Экспорт
|
500
|
500
|
500
|
500
|
500
|
500
|
500
|
Спрос на мощность - всего
|
7249
|
8500
|
8808
|
8885
|
9208
|
9224
|
9251
|
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 2022 года не изменятся.
2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2016 года должна составить 24 971 МВт, на уровне 2022 года - 26 343 МВт.
3. При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемого 183 047 МВт в 2016 году до 191 714 МВт на уровне 2022 года.
Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2016 - 2022 годы сформирована с учетом вводов нового генерирующего оборудования в период 2016 - 2022 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 2015 году;
- обязательствами производителей электрической энергии, мощность которых была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности до 2019 года;
- приказами Минэнерго России о выводе объекта генерации из эксплуатации;
- с предложениями производителей электрической энергии (ноябрь - декабрь 2015 года).
Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на 2016 - 2022 годы составляют 6974,1 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 3417 МВт (два первых энергоблока на Ленинградской АЭС (2 x 1000 МВт) в ОЭС Северо-Запада, энергоблок N 3 на Нововоронежской АЭС (417 МВт) и первый энергоблок на Курской АЭС (1000 МВт) в ОЭС Центра); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 3557,1 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
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Всего за 2016 - 2022
|
|
ЕЭС России, всего
|
1674,1
|
1383,0
|
1617,0
|
300,0
|
1000,0
|
1000,0
|
6974,1
|
|
АЭС
|
417,0
|
1000,0
|
1000,0
|
1000,0
|
3417,0
|
|||
ТЭС
|
1257,1
|
1383,0
|
617,0
|
300,0
|
3557,1
|
|||
в т.ч. ТЭЦ <*>
|
1232,1
|
312,0
|
317,0
|
1861,1
|
||||
КЭС <**>
|
25,0
|
1071,0
|
300,0
|
300,0
|
1696,0
|
|||
ОЭС Северо-Запада, всего
|
206,0
|
1000,0
|
1000,0
|
2206,0
|
||||
АЭС
|
1000,0
|
1000,0
|
2000,0
|
|||||
ТЭС
|
206,0
|
206,0
|
||||||
в т.ч. ТЭЦ
|
206,0
|
206,0
|
||||||
ОЭС Центра, всего
|
1092,8
|
890,0
|
300,0
|
1000,0
|
3282,8
|
|||
АЭС
|
417,0
|
1000,0
|
1417,0
|
|||||
ТЭС
|
675,8
|
890,0
|
300,0
|
1865,8
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
675,8
|
25,0
|
700,8
|
|||||
КЭС
|
865,0
|
300,0
|
1165,0
|
|||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
73,0
|
37,0
|
110,0
|
|||||
ТЭС
|
73,0
|
37,0
|
110,0
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
73,0
|
37,0
|
110,0
|
|||||
ОЭС Юга, всего
|
51,0
|
51,0
|
||||||
ТЭС
|
51,0
|
51,0
|
||||||
в т.ч. ТЭЦ
|
51,0
|
51,0
|
||||||
ОЭС Урала, всего
|
83,8
|
377,0
|
558,0
|
1018,8
|
||||
ТЭС
|
83,8
|
377,0
|
558,0
|
1018,8
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
83,8
|
212,0
|
258,0
|
553,8
|
||||
КЭС
|
165,0
|
300,0
|
465,0
|
|||||
ОЭС Сибири, всего
|
167,5
|
75,0
|
22,0
|
264,5
|
||||
ТЭС
|
167,5
|
75,0
|
22,0
|
264,5
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
142,5
|
75,0
|
22,0
|
239,5
|
||||
КЭС
|
25,0
|
25,0
|
||||||
ОЭС Востока, всего
|
41,0
|
41,0
|
||||||
ТЭС
|
41,0
|
41,0
|
||||||
в т.ч. КЭС
|
41
|
41
|
--------------------------------
Примечание: <*> ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;
<**> КЭС - конденсационная электростанция.
Рисунок 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации
генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России
в 2016 - 2022 годы
Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 2.
Дополнительно к рассмотренным выше предложениям по выводу из эксплуатации генерирующих мощностей в период 2016 - 2022 годов возможен вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в объеме 3678,2 МВт (440 МВт на АЭС, 2,8 МВт на ГЭС и 3235,4 МВт на ТЭС). К дополнительным объемам выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей отнесены предложения производителей электрической энергии в соответствии с разработанными ими инновационными сценариями развития, предусматривающими более высокие темпы обновления генерирующего оборудования электростанций (например, вывод из эксплуатации генерирующего оборудования для целей ввода нового оборудования, в том числе из перечня дополнительных вводов, приведенного далее в настоящем разделе). Дополнительные объемы выводимого из эксплуатации оборудования не учитываются при расчете режимно-балансовой ситуации ЕЭС России.
В таблице 5.2 и на рисунке 5.2 представлены объемы возможного дополнительного вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов. Планируемые дополнительные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России (информация о планах собственников по выводу из эксплуатации генерирующих объектов, не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) представлены в приложении N 3.
Таблица 5.2 - Объемы дополнительно выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей, МВт
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Всего за 2016 - 2022
|
|
ЕЭС России, всего
|
1101,3
|
513,5
|
247,5
|
765,9
|
335,0
|
715,0
|
3678,2
|
|
АЭС
|
440,0
|
440,0
|
||||||
ГЭС
|
2,8
|
2,8
|
||||||
ТЭС
|
1098,5
|
513,5
|
247,5
|
325,9
|
335,0
|
715,0
|
3235,4
|
|
в т.ч. ТЭЦ
|
518,5
|
303,5
|
68,0
|
230,9
|
235,0
|
580,0
|
1935,9
|
|
КЭС
|
580,0
|
210,0
|
179,5
|
95,0
|
100,0
|
135,0
|
1299,5
|
|
ОЭС Северо-Запада, всего
|
28,0
|
60,5
|
487,9
|
576,4
|
||||
АЭС
|
440,0
|
440,0
|
||||||
ТЭС
|
28,0
|
60,5
|
47,9
|
136,4
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
28,0
|
60,5
|
47,9
|
136,4
|
||||
КЭС
|
||||||||
ОЭС Центра, всего
|
267,0
|
80,0
|
347,0
|
|||||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
267,0
|
80,0
|
347,0
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
267,0
|
80,0
|
347,0
|
|||||
КЭС
|
||||||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
17,0
|
45,0
|
61,0
|
12,0
|
135,0
|
|||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
17,0
|
45,0
|
61,0
|
12,0
|
135,0
|
|||
в т.ч. ТЭЦ
|
17,0
|
45,0
|
61,0
|
12,0
|
135,0
|
|||
КЭС
|
||||||||
ОЭС Юга, всего
|
70,8
|
75,0
|
145,8
|
|||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
2,8
|
2,8
|
||||||
ТЭС
|
68,0
|
75,0
|
143,0
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
68,0
|
75,0
|
143,0
|
|||||
КЭС
|
||||||||
ОЭС Урала, всего
|
718,5
|
186,0
|
904,5
|
|||||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
718,5
|
186,0
|
904,5
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
138,5
|
21,0
|
159,5
|
|||||
КЭС
|
580,0
|
165,0
|
745,0
|
|||||
ОЭС Сибири, всего
|
22,0
|
22,5
|
50,0
|
94,5
|
||||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
22,0
|
22,5
|
50,0
|
94,5
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
22,0
|
50,0
|
72,0
|
|||||
КЭС
|
22,5
|
22,5
|
||||||
ОЭС Востока, всего
|
45,0
|
164,0
|
216,0
|
335,0
|
715,0
|
1475,0
|
||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
45,0
|
164,0
|
216,0
|
335,0
|
715,0
|
1475,0
|
||
в т.ч. ТЭЦ
|
7,0
|
121,0
|
235,0
|
580,0
|
943,0
|
|||
КЭС
|
45,0
|
157,0
|
95,0
|
100,0
|
135,0
|
532,0
|
Рисунок 5.2 - Объемы вывода из эксплуатации генерирующих
мощностей на электростанциях ЕЭС России
В 2015 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 4710 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2015 году приведен в таблице 5.3.
Таблица 5.3 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2015 году
Электростанции
|
Станционный номер
|
Марка турбины
|
Установленная мощность, МВт
|
ОЭС Северо-Запада
|
5
|
||
ТЭС ООО "Биоэнергетический комплекс"
|
N 1
|
TST-2060
|
5
|
ОЭС Центра
|
930,8
|
||
Черепетская ГРЭС <1>
|
N 9
|
К-225-12,8-4Р
|
225
|
ТЭЦ-12 ПАО "Мосэнерго"
|
N 10 - 11
|
ПГУ <2>
|
211,6
|
ГТРС <3> ОАО "НЛМК"
|
ГУБТ-2
|
MPS19.1-315.5/45
|
20
|
ТЭЦ-20 ПАО "Мосэнерго"
|
N 11
|
ПГУ
|
424,2
|
ТЭЦ ОАО "НЛМК"
|
N 4
|
Т-50-8,8/0,12
|
50
|
ОЭС Средней Волги
|
234
|
||
Казанская ТЭЦ-3
|
N 1
|
Т-27/33-1,28
|
24
|
Нижнекамская ТЭЦ-2
|
N 5
|
Р-100-130/15
|
100
|
Нижнекамская ТЭЦ-2
|
N 6
|
К-110-1,6
|
110
|
ОЭС Юга
|
269,8
|
||
Буденновская ТЭС
|
N 1
|
ПГУ
|
153
|
ТЭЦ Северная
|
N 1 - 2
|
JMC 612 GS-N.LC
|
4
|
ТЭЦ Северная
|
N 3 - 4
|
JMC 612 GS-N.LC
|
4
|
Гоцатлинская ГЭС <4>
|
N 1
|
РО 75-В-310
|
50
|
Гоцатлинская ГЭС
|
N 2
|
РО 75-В-310
|
50
|
ГПЭС <5> Овощевод
|
N 1 - 2
|
JMS 624 GS-N.L
|
8,8
|
ОЭС Урала
|
2290,4
|
||
Уфимская ТЭЦ-2
|
N 3
|
SST-300
|
13,5
|
ГТЭС <6> ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 3 - 6
|
ГТЭС-25ПА
|
100
|
ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 1
|
ГТЭС-25ПА
|
25
|
ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 2
|
ГТЭС-25ПА
|
25
|
ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 7
|
ГТЭС-25ПА
|
25
|
ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 8
|
ГТЭС-25ПА
|
25
|
Нижнетуринская ГРЭС
|
бл. 1
|
ПГУ
|
242
|
бл. 2
|
ПГУ
|
230
|
|
Переволоцкая СЭС <7>
|
ФЭМ-1
|
10200 x AST 250 Multi
|
2,55
|
ФЭМ-2
|
10000 x AST 245 Multi
|
2,45
|
|
Сакмарская СЭС
|
99905 x AST-235, 240, 245, 250, 255 Multi
|
25
|
|
Челябинская ГРЭС
|
бл. 1
|
ПГУ (GT13E2; DKZEI-1N33)
|
247
|
Белоярская АЭС
|
бл. 4
|
К-800-130/3000
|
880
|
Баймакская СЭС (1 очередь Бурибаевской СЭС)
|
10
|
||
Серовская ГРЭС
|
бл. 9
|
ПГУ
|
420
|
ГТЭС ПАО "Уралкалий"
|
N 3
|
SGT 400
|
12,9
|
Матраевская СЭС (1 очередь Бугульчанской СЭС)
|
5
|
||
ОЭС Сибири
|
810,2
|
||
Березовская ГРЭС
|
N 3
|
К-800-250-5М
|
800
|
Абаканская СЭС
|
ФЭМ
|
20790 x 250 Вт
|
5,2
|
Кош-Агачская СЭС-2
|
ФЭМ
|
20790 x 250 Вт
|
5
|
ОЭС Востока
|
169,8
|
||
Мини-ТЭЦ "Центральная"
|
N 1 - 5
|
ГТУ <8> KAWASAKI
|
33
|
Мини-ТЭЦ "Океанариум"
|
N 1 - 2
|
ГТУ KAWASAKI
|
13,2
|
Мини-ТЭЦ "Северная"
|
N 1 - 2
|
ГТУ OPRA
|
3,6
|
Благовещенская ТЭЦ
|
2 очередь
|
Т-110/120-130
|
120
|
ЕЭС России, всего
|
4710
|
--------------------------------
Примечание: <1> ГРЭС - государственная районная электростанция.
<2> ПГУ - парогазовая установка.
<3> ГТРС - газотурбинная редукционная станция.
<4> ГЭС - гидроэлектростанция.
<5> ГПЭС - газопоршневая электростанция.
<6> ГТЭС - газотурбинная электростанция.
<7> СЭС - солнечная электростанция.
<8> ГТУ - газотурбинная установка.
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 2019 года.
Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов предусматриваются в объеме 20837,5 МВт, в том числе на АЭС - 8312,2 МВт, на ГЭС - 763,4 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 9471,9 МВт и на ВИЭ - 1310 МВт.
Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов представлены в таблице 5.4 и на рисунках 5.3 и 5.4.
Таблица 5.4 - Вводы генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Всего за 2016 - 2022
|
|
ЕЭС России - всего
|
5671,5
|
5994,0
|
4439,6
|
1713,6
|
565,0
|
2453,8
|
20837,5
|
|
АЭС
|
1195,4
|
2268,8
|
1195,4
|
1198,8
|
2453,8
|
8312,2
|
||
ГЭС
|
351,8
|
11,6
|
350,2
|
49,8
|
763,4
|
|||
ГАЭС
|
140,0
|
420,0
|
420,0
|
980,0
|
||||
ТЭС
|
3589,3
|
2948,6
|
2174,0
|
195,0
|
565,0
|
9471,9
|
||
ВИЭ
|
395,0
|
345,0
|
300,0
|
270,0
|
1310,0
|
|||
ОЭС Северо-Запада - всего
|
404,3
|
1198,8
|
768,0
|
1443,6
|
1198,8
|
5013,5
|
||
АЭС
|
1198,8
|
1198,8
|
1198,8
|
3596,4
|
||||
ГЭС
|
49,8
|
49,8
|
||||||
ТЭС
|
404,3
|
768,0
|
195,0
|
1367,3
|
||||
ОЭС Центра - всего
|
1920,4
|
750,0
|
1660,4
|
1255,0
|
5585,8
|
|||
АЭС
|
1195,4
|
1195,4
|
1255,0
|
3645,8
|
||||
ГЭС
|
840,0
|
|||||||
ГАЭС
|
420,0
|
420,0
|
840,0
|
|||||
ТЭС
|
680,0
|
330,0
|
30,0
|
1040,0
|
||||
ВИЭ
|
45,0
|
15,0
|
60,0
|
|||||
ОЭС Средней Волги - всего
|
168,0
|
483,6
|
270,0
|
921,6
|
||||
ТЭС
|
108,0
|
388,6
|
230,0
|
726,6
|
||||
ВИЭ
|
60,0
|
95,0
|
40,0
|
195,0
|
||||
ОЭС Юга - всего
|
712,8
|
1706,6
|
1230,2
|
50,0
|
3699,6
|
|||
АЭС
|
1070,0
|
1070,0
|
||||||
ГЭС
|
31,8
|
11,6
|
350,2
|
393,6
|
||||
ГАЭС
|
140,0
|
140,0
|
||||||
ТЭС
|
330,0
|
470,0
|
830,0
|
1630,0
|
||||
ВИЭ
|
211,0
|
155,0
|
50,0
|
50,0
|
466,0
|
|||
ОЭС Урала - всего
|
1876,5
|
1705,0
|
115,0
|
170,0
|
3866,5
|
|||
ТЭС
|
1807,5
|
1640,0
|
25,0
|
3472,5
|
||||
ВИЭ
|
69,0
|
65,0
|
90,0
|
170,0
|
394,0
|
|||
ОЭС Сибири - всего
|
130,0
|
30,0
|
255,0
|
50,0
|
465,0
|
|||
ТЭС
|
120,0
|
150,0
|
270,0
|
|||||
ВИЭ
|
10,0
|
30,0
|
105,0
|
50,0
|
195,0
|
|||
ОЭС Востока - всего
|
459,5
|
120,0
|
141,0
|
565,0
|
1285,5
|
|||
ГЭС
|
320,0
|
320,0
|
||||||
ТЭС
|
139,5
|
120,0
|
141,0
|
565,0
|
965,5
|
Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2022 года планируется в ОЭС Центра (5585,8 МВт) и ОЭС Северо-Запада (5013,5 МВт).
Рисунок 5.3 - Вводы генерирующих мощностей
на электростанциях ЕЭС России на период 2016 - 2022 годов
Рисунок 5.4 - Структура вводимых генерирующих
мощностей на электростанциях ЕЭС России по производителям
электрической энергии
Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 4.
Развитие атомной энергетики в период 2016 - 2022 годов предусматривается на существующих и новых площадках:
ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 (Копорской АЭС) в Ленинградской области (с вводом первых трех энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью по 1198,8 МВт в 2017, 2019 и 2021 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 (Донская АЭС) (с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1195,4 МВт в 2016 и 2018 годах) и Курская АЭС-2 (с вводом первого энергоблока типа ВВЭР мощностью 1255 МВт в 2021 году);
ОЭС Юга - Ростовская АЭС с вводом энергоблока N 4 типа ВВЭР мощностью 1070 МВт в 2017 году.
Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов предусматриваются в объеме 763,4 МВт. В ОЭС Востока планируется завершение строительства Нижне-Бурейской ГЭС с вводом четырех гидроагрегатов (4 x 80 МВт) в 2016 году, в ОЭС Юга - Зарамагской ГЭС-1 с вводом двух гидроагрегатов (2 x 171 МВт) в 2018 году.
В ОЭС Юга в период 2016 - 2018 годов предполагается ввод в эксплуатацию генерирующих объектов установленной мощностью 51,6 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 2018 года предусматривается завершение строительства Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме города Москвы и Московской области в ОЭС Центра (2 x 210 МВт в 2017 году и 2 x 210 МВт в 2018 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Республики Карачаево-Черкесия в ОЭС Юга (2 x 70 МВт в 2016 году).
В рассматриваемый перспективный период до 2022 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 Северо-Запада: на Юго-Западной ТЭЦ (ПГУ-304,3(Т));
в ОЭС Центра: на Хуадянь-Тенинской ТЭЦ (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 присоединяемой к ОЭС Юга энергосистеме Республики Крым и г. Севастополь;
в ОЭС Урала: на Пермской ГРЭС (ПГУ-800), Академической ТЭЦ-1 (ПГУ-200(Т)), Челябинской ГРЭС (ПГУ-247,5(Т) + ПГУ-225(Т)), Уфимской ТЭЦ-5 (Затонской ТЭЦ) (2 x ПГУ-210(Т)), Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)).
Также в период 2016 - 2022 годов планируется ввод крупных (единичной мощностью выше 200 МВт) энергоблоков, работающих на угле:
в ОЭС Юга: на Новочеркасской ГРЭС (К-330-240);
в ОЭС Урала: на Троицкой ГРЭС (К-660-240).
Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ветровых (ВЭС, 191 МВт в рассматриваемый перспективный период) и солнечных электростанций (СЭС, 1119 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Средней Волги (80 МВт), ОЭС Юга (81 МВт) и ОЭС Урала (30 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (385 МВт) и в ОЭС Урала (364 МВт). В период до 2019 года на СЭС в ОЭС Центра планируется ввести в эксплуатацию 60 МВт, в ОЭС Сибири - 195 МВт, в ОЭС Средней Волги - 115 МВт.
Кроме того, в рамках разработки инновационных сценариев развития генерирующих мощностей от производителей электрической энергии получена информация о намерениях по дополнительному сооружению объектов генерации, не соответствующих критериям отнесения к перечню вводов с высокой вероятностью реализации, в объеме 7837,7 МВт в рассматриваемый перспективный период, в том числе на АЭС - 55,8 МВт, на ГЭС - 10,5 МВт, на ТЭС - 7446,9 МВт и на ВИЭ - 324,5 МВт.
Объемы дополнительных вводов генерирующих мощностей по предложениям собственников генерирующих объектов (информация о планах собственников по строительству генерирующих объектов, не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) представлены в таблице 5.5, на рисунке 5.5 и в приложении N 5.
Таблица 5.5 - Дополнительные вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Всего за 2016 - 2022
|
|
ЕЭС России - всего
|
1105,5
|
757,7
|
2270,1
|
1748,6
|
495,8
|
885,0
|
575,0
|
7837,7
|
АЭС
|
55,8
|
55,8
|
||||||
ГЭС
|
10,5
|
10,5
|
||||||
ТЭС
|
1084,5
|
568,7
|
2219,1
|
1674,6
|
440,0
|
885,0
|
575,0
|
7446,9
|
в т.ч. ТЭЦ
|
763,6
|
560,7
|
2105,1
|
1674,6
|
210,0
|
885,0
|
245,0
|
6444,0
|
КЭС
|
320,9
|
8,0
|
114,0
|
230,0
|
330,0
|
1002,9
|
||
ВИЭ
|
21,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
324,5
|
|||
в т.ч. ВЭС
|
10,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
313,5
|
|||
СЭС
|
11,0
|
11,0
|
||||||
ОЭС Северо-Запада
|
147,5
|
192,3
|
317,0
|
230,0
|
886,8
|
|||
ГЭС
|
10,5
|
10,5
|
||||||
ТЭС
|
147,5
|
192,3
|
306,5
|
230,0
|
876,3
|
|||
в т.ч. ТЭЦ
|
125,0
|
192,3
|
306,5
|
230,0
|
853,8
|
|||
КЭС
|
22,5
|
22,5
|
||||||
ОЭС Центра
|
428,0
|
125,0
|
143,8
|
150,0
|
30,0
|
876,8
|
||
ТЭС
|
428,0
|
125,0
|
143,8
|
150,0
|
30,0
|
876,8
|
||
в т.ч. ТЭЦ
|
408,0
|
125,0
|
143,8
|
150,0
|
30,0
|
856,8
|
||
КЭС
|
20,0
|
20,0
|
||||||
ОЭС Средней Волги
|
25,0
|
25,0
|
966,0
|
418,6
|
55,8
|
670,0
|
2160,4
|
|
АЭС
|
55,8
|
55,8
|
||||||
ТЭС
|
25,0
|
25,0
|
966,0
|
418,6
|
670,0
|
2104,6
|
||
в т.ч. ТЭЦ
|
25,0
|
25,0
|
900,0
|
418,6
|
670,0
|
2038,6
|
||
КЭС
|
66,0
|
66,0
|
||||||
ОЭС Юга
|
207,0
|
189,0
|
407,5
|
74,0
|
877,5
|
|||
ТЭС
|
197,0
|
367,0
|
564,0
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
197,0
|
367,0
|
564,0
|
|||||
ВИЭ
|
10,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
313,5
|
|||
в т.ч. ВЭС
|
10,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
313,5
|
|||
ОЭС Урала
|
274,0
|
81,2
|
142,0
|
497,2
|
||||
ТЭС
|
263,0
|
81,2
|
142,0
|
486,2
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
8,6
|
73,2
|
94,0
|
175,8
|
||||
КЭС
|
254,4
|
8,0
|
48,0
|
310,4
|
||||
ВИЭ
|
11,0
|
11,0
|
||||||
в т.ч. СЭС
|
11,0
|
11,0
|
||||||
ОЭС Сибири
|
24,0
|
24,0
|
230,0
|
330,0
|
608,0
|
|||
ТЭС
|
24,0
|
24,0
|
230,0
|
330,0
|
608,0
|
|||
в т.ч. ТЭЦ
|
24,0
|
24,0
|
||||||
КЭС
|
24,0
|
230,0
|
330,0
|
584,0
|
||||
ОЭС Востока
|
145,2
|
293,8
|
852,0
|
210,0
|
215,0
|
215,0
|
1931,0
|
|
ТЭС
|
145,2
|
293,8
|
852,0
|
210,0
|
215,0
|
215,0
|
1931,0
|
|
в т.ч. ТЭЦ
|
145,2
|
293,8
|
852,0
|
210,0
|
215,0
|
215,0
|
1931,0
|
Рисунок 5.5 - Дополнительные вводы мощности
на электростанциях ЕЭС России
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. К началу 2017 года планируется завершение присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) к ЕЭС России.
При формировании балансов мощности и электрической энергии Центральный и Западный энергорайоны Республики Саха (Якутия) учтены в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС, начиная с 2017 года.
Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий (с высокой вероятностью реализации) по модернизации, реконструкции и перемаркировке существующего генерирующего оборудования планируется в объеме 339 МВт в период 2016 - 2022 годов. Прирост мощности в результате проведения дополнительно планируемых мероприятий по модернизации и реконструкции существующего генерирующего оборудования оценивается в объеме 568,7 МВт.
Объемы модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2016 - 2022 годов приведены в приложениях N 6 и N 7 соответственно. Объемы дополнительной модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей (информация о планах собственников по модернизации и перемаркировке генерирующих мощностей, не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) приведены в приложениях N 8 и N 9.
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 2022 году на 16811,8 МВт (7,1%) по сравнению с 2015 годом и составит 252117,4 МВт. К 2022 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2015 годом возрастет доля АЭС с 11,5% до 12,7%, доля ГЭС и ГАЭС незначительно снизится с 20,3 до 20,1%, доля ТЭС снизится с 68,1% до 66,4%. Доля ВИЭ возрастет с 0,03% в 2015 году до 0,7% в 2022 году.
Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2015 - 2022 годов представлена в таблице 5.6 и на рисунке 5.6. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период с 2015 по 2022 годы показана на рисунке 5.7.
Таблица 5.6 - Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт
2015 факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
ЕЭС России
|
235305,6
|
239421,9
|
246778,4
|
249679,0
|
251098,6
|
250663,6
|
252117,4
|
252117,4
|
АЭС
|
27146,0
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
46654,1
|
47067,9
|
48111,0
|
48539,2
|
48595,0
|
48595,0
|
48595,0
|
48595,0
|
ГАЭС
|
1200,0
|
1340,0
|
1760,0
|
2180,0
|
2180,0
|
2180,0
|
2180,0
|
2180,0
|
ТЭС
|
160233,3
|
162622,4
|
165513,0
|
167070,0
|
166965,0
|
167530,0
|
167530,0
|
167530,0
|
ВИЭ
|
72,2
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
ОЭС Северо-Запада
|
23143,0
|
23341,2
|
24540,0
|
24308,0
|
25757,6
|
24757,6
|
25956,4
|
25956,4
|
АЭС
|
5760,0
|
5760,0
|
6958,8
|
5958,8
|
7157,6
|
6157,6
|
7356,4
|
7356,4
|
ГЭС
|
2949,2
|
2949,2
|
2949,2
|
2949,2
|
3005,0
|
3005,0
|
3005,0
|
3005,0
|
ТЭС
|
14427,3
|
14625,6
|
14625,6
|
15393,6
|
15588,6
|
15588,6
|
15588,6
|
15588,6
|
ВИЭ
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
ОЭС Центра
|
53306,9
|
54130,5
|
53990,5
|
55660,9
|
55360,9
|
55360,9
|
55615,9
|
55615,9
|
АЭС
|
12834,0
|
13612,4
|
13612,4
|
14807,8
|
14807,8
|
14807,8
|
15062,8
|
15062,8
|
ГЭС
|
588,9
|
588,9
|
588,9
|
598,9
|
598,9
|
598,9
|
598,9
|
598,9
|
ГАЭС
|
1200,0
|
1200,0
|
1620,0
|
2040,0
|
2040,0
|
2040,0
|
2040,0
|
2040,0
|
ТЭС
|
38684,1
|
38684,3
|
38124,3
|
38154,3
|
37854,3
|
37854,3
|
37854,3
|
37854,3
|
ВИЭ
|
45,0
|
45,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
|
ОЭС Средней Волги
|
27040,2
|
27205,7
|
27722,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
АЭС
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
ГЭС
|
6890,0
|
6933,5
|
6966,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
ТЭС
|
16078,2
|
16140,2
|
16528,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
ВИЭ
|
60,0
|
155,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
|
ОЭС Юга
|
20116,8
|
20809,1
|
23439,0
|
24690,2
|
24740,2
|
24740,2
|
24740,2
|
24740,2
|
АЭС
|
3000,0
|
3000,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
ГЭС
|
5756,1
|
5798,4
|
5831,0
|
6202,2
|
6202,2
|
6202,2
|
6202,2
|
6202,2
|
ГАЭС
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
|
ТЭС
|
11357,3
|
11656,3
|
12639,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
ВИЭ
|
3,4
|
214,4
|
758,4
|
808,4
|
858,4
|
858,4
|
858,4
|
858,4
|
ОЭС Урала
|
50707,8
|
52517,5
|
53882,5
|
53439,5
|
53609,5
|
53609,5
|
53609,5
|
53609,5
|
АЭС
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
ГЭС
|
1853,5
|
1856,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
ТЭС
|
47327,1
|
49064,8
|
50349,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
ВИЭ
|
47,2
|
116,2
|
181,2
|
271,2
|
441,2
|
441,2
|
441,2
|
441,2
|
ОЭС Сибири
|
51808,3
|
51775,8
|
51740,8
|
51978,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
ГЭС
|
25276,4
|
25281,4
|
25286,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
ТЭС
|
26516,7
|
26469,2
|
26399,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
ВИЭ
|
15,2
|
25,2
|
55,2
|
160,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
ОЭС Востока
|
9182,5
|
9642,0
|
11463,2
|
11604,2
|
11604,2
|
12169,2
|
12169,2
|
12169,2
|
ГЭС
|
3340,0
|
3660,0
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
ТЭС
|
5842,5
|
5982,0
|
6845,7
|
6986,7
|
6986,7
|
7551,7
|
7551,7
|
7551,7
|
Рисунок 5.6 - Установленная мощность на электростанциях
ЕЭС России
Рисунок 5.7 - 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
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 2015 года максимум потребления Юго-западного энергорайона составил 1044 МВт (годовой максимум 2015 года) при среднесуточной температуре наружного воздуха +29 °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 Краснодарская ТЭЦ - Кирилловская с отпайками;
ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская;
ВЛ 110 кВ Ильская - Холмская;
ВЛ 110 кВ ВНИИРИС - Новомышастовская;
ВЛ 110 кВ Забойская - Гривенская;
ВЛ 110 кВ Береговая - Архипо-Осиповка.
Прогнозируемое потребление мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края для ПЭВТ в рассматриваемый период увеличится на 305 МВт с 1261 до 1516 МВт.
Основные показатели баланса мощности Юго-западного энергорайона для ПЭВТ на перспективу до 2022 года приведены в таблице 5.7.
При определении максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении "Юго-Запад" на 2016 - 2022 годы учтено:
ввод в эксплуатацию до ПЭВТ 2016 года:
ОРУ 500 кВ на ПП 220 кВ Тамань с установкой на нем АТ 500/220 кВ 3 x 167 МВА и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар);
ВЛ 500 кВ Кубанская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань второго АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА;
КВЛ 220 кВ Тамань - Кафа I цепь и КВЛ 220 кВ Тамань - Кафа II цепь;
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 5.7 - Баланс мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2016 - 2022 годы для ПЭВТ (МВт)
N
|
Показатель
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
1
|
Потребление мощности
|
1216
|
1358
|
1409
|
1462
|
1470
|
1515
|
1521
|
2
|
Переток мощности в смежную энергосистему <*>
|
640
|
640
|
640
|
640
|
640
|
640
|
640
|
3
|
Доступная мощность электростанций
|
48
|
48
|
48
|
48
|
48
|
48
|
48
|
4
|
Требуемый переток по сечению "Юго-Запад"
|
1808
|
1950
|
2001
|
2054
|
2062
|
2107
|
2113
|
5
|
Максимально допустимый переток (далее - МДП) в сечении "Юго-Запад" в нормальной схеме
|
1930
|
1930
|
2300
|
2300
|
2300
|
2300
|
2300
|
6
|
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в нормальной схеме
|
122
|
-20
|
299
|
246
|
238
|
193
|
187
|
7
|
МДП в сечении "Юго-Запад" в ремонтной схеме
|
890
|
890
|
1620
|
1620
|
1620
|
1620
|
1620
|
8
|
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в единичной ремонтной схеме
|
-918
|
-1060
|
-381
|
-434
|
-442
|
-487
|
-493
|
--------------------------------
<*> Балансовый переток мощности согласно проектной документации по титулу "Сооружение электросетевого Энергомоста Российская Федерация - полуостров Крым".
Отрицательное значение показателя "Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" означает, что при возникновении нормативного возмущения в соответствующей нормальной или ремонтной схеме будет работать противоаварийная автоматика с действием на отключение потребителей с последующей заменой потребителей, отключенных действием противоаварийной автоматики, на потребителей, включенных в графики аварийного ограничения режима потребления, в соответствующем объеме.
Анализ баланса мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2016 - 2022 годы показывает, что при прогнозируемом росте потребления мощности указанного энергорайона с 1216 МВт в 2016 году до 1521 МВт в 2022 году будет иметь место непокрываемый дефицит активной мощности в единичной ремонтной схеме во всех годах рассматриваемого периода. Незначительный рост потребления мощности указанного энергорайона в период 2020 - 2022 годов обусловлен отсутствием информации о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям на временном горизонте, превышающем пять лет.
Непокрываемый дефицит активной мощности снижается после строительства в декабре 2017 года ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань, однако с 2019 года снова начинает расти, превышая величину 400 МВт.
Величина дефицита мощности в единичной ремонтной схеме после 2018 года прогнозируется в объеме 434 - 493 МВт, что ниже величины максимального дефицита мощности в аналогичной схемно-режимной ситуации, прогнозировавшейся в 2021 году в утвержденной приказом Минэнерго России от 09.09.2015 N 627 Схеме и программе развития Единой энергосистемы России на 2015 - 2021 годы (591 МВт). Указанное снижение обусловлено, в первую очередь, аннулированием ФКУ "Ространсмодернизация" в 2015 году заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Кубаньэнерго" энергопринимающих устройств сухогрузного морского порта "Тамань" суммарной максимальной мощностью 116,8 МВт.
В целях обеспечения покрытия вышеуказанного дефицита дополнительно требуется строительство в Юго-Западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края тепловой электростанции установленной мощностью 450 МВт на этапе 2019 года с единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт. В случае появления информации о заявках на технологическое присоединение потребителей со сроком реализации после 2019 года объем требуемой генерирующей мощности может увеличиться.
Выводы:
1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2016 - 2022 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 2016 - 2022 годы составляют 6974,1 МВт, в том числе на АЭС - 3417 МВт и на ТЭС - 3557,1 МВт. Возможный дополнительный вывод из эксплуатации генерирующих мощностей рассматривается в объеме 3678,2 МВт (на АЭС - 440 МВт и на ТЭС - 3235,4 МВт).
3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов предусматриваются в объеме 20837,5 МВт, в том числе на АЭС - 8312,2 МВт, на ГЭС - 763,4 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 9471,9 МВт и на ВИЭ - 1310 МВт. Возможный дополнительный ввод генерирующих мощностей оценивается в объеме 7837,7 МВт, в том числе на АЭС - 55,8 МВт, на ГЭС - 10,5 МВт, на ТЭС - 7446,9 МВт и на ВИЭ - 324,5 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 2022 году на 16811,8 МВт (7,1%) по сравнению с 2015 годом и составит 252117,4 МВт, в том числе: АЭС - 32041,2 МВт, ГЭС - 48595 МВт, ГАЭС - 2180 МВт, ТЭС - 167530 МВт и ВИЭ - 1771,2 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 2022 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2015 годом возрастет доля АЭС с 11,5% до 12,7%, доля ГЭС и ГАЭС незначительно снизится с 20,3 до 20,1%, доля ТЭС снизится с 68,1% до 66,4%. Доля ВИЭ возрастет с 0,03% в 2015 году до 0,7% в 2022 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 установленной мощностью не менее 450 МВт на этапе 2019 года (с единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт) с последующим возможным уточнением требуемого объема дополнительной мощности по факту появления информации о заявках на технологическое присоединение потребителей со сроком реализации после 2019 года. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2016 - 2022 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 ожидаемого 183 047 МВт в 2016 году до 191 714 МВт на уровне 2022 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 2016 - 2022 годах возрастет с фактической величины 235 305,6 МВт в 2015 году на 16 811,8 МВт и составит 252 117,4 МВт в 2022 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,5% в 2015 году до прогнозных 12,7% в 2022 году, доля ТЭС снизится с 68,1% до 66,4%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) снизится с 20,3% до 20,1%, доля мощности ВИЭ возрастет с 0,03% до 0,7%.
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 "запертой" 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 ежегодные объемы вводов генерирующих мощностей после прохождения зимнего максимума в 2016 - 2022 годах составляют максимально 2 453,8 МВт.
Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыдаваемой мощности. В период до 2022 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 10 134 МВт в 2016 году до 8 683 МВт в 2022 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 (Копорской 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. Оценка объемов избыточных мощностей приведена в разделе 6.2.
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 на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 23 572,5 - 26 431,3 МВт (9,3 - 10,5% от установленной мощности электростанций ЕЭС России).
В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 215 379,9 МВт на уровне 2016 года и 228 545 МВт на уровне 2022 года, что превышает спрос на мощность на 32 332,9 - 37 999,3 МВт в рассматриваемый период.
Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2022 года складывается с избытком резерва мощности в размере 29 314,2 - 34 288,5 МВт.
Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2016 - 2022 годах складывается с избытком нормативного резерва мощности в объеме 23 322 - 28 406,9 МВт.
В приложении N 10 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2016 - 2022 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 11 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2016 - 2022 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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Максимум потребления
|
МВт
|
154116,0
|
157335,0
|
158642,0
|
159562,0
|
160484,0
|
161311,0
|
162011,0
|
Экспорт мощности
|
МВт
|
3960,0
|
3960,0
|
3460,0
|
3460,0
|
3360,0
|
3360,0
|
3360,0
|
Нормативный резерв мощности
|
МВт
|
24971,0
|
25558,0
|
25781,0
|
25934,0
|
26097,0
|
26231,0
|
26343,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
16,2
|
16,2
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
ИТОГО спрос на мощность
|
МВт
|
183047,0
|
186853,0
|
187883,0
|
188956,0
|
189941,0
|
190902,0
|
191714,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
МВт
|
239421,9
|
246778,4
|
249679,0
|
251098,6
|
250663,6
|
252117,4
|
252117,4
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
МВт
|
48407,9
|
49871,0
|
50719,2
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
ТЭС
|
МВт
|
162622,4
|
165513,0
|
167070,0
|
166965,0
|
167530,0
|
167530,0
|
167530,0
|
ВИЭ
|
МВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
МВт
|
12798,0
|
13687,6
|
14305,5
|
14575,5
|
14889,5
|
14889,5
|
14889,5
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
МВт
|
1110,0
|
1920,7
|
940,0
|
24,9
|
251,0
|
2453,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
МВт
|
10134,0
|
10004,0
|
9913,0
|
9543,0
|
9195,0
|
9088,0
|
8683,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
МВт
|
215379,9
|
221166,2
|
224520,6
|
226955,3
|
226328,2
|
225686,2
|
228545,0
|
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
МВт
|
32332,9
|
34313,2
|
36637,6
|
37999,3
|
36387,2
|
34784,2
|
36831,0
|
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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Максимум потребления
|
МВт
|
149370,0
|
151704,0
|
152796,0
|
153662,0
|
154363,0
|
155179,0
|
155860,0
|
Экспорт мощности
|
МВт
|
3460,0
|
3460,0
|
2960,0
|
2960,0
|
2860,0
|
2860,0
|
2860,0
|
Нормативный резерв мощности
|
МВт
|
23927,0
|
24319,0
|
24495,0
|
24636,0
|
24750,0
|
24882,0
|
24990,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
ИТОГО спрос на мощность
|
МВт
|
176757,0
|
179483,0
|
180251,0
|
181258,0
|
181973,0
|
182921,0
|
183710,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
МВт
|
229779,9
|
235315,2
|
238074,8
|
239494,4
|
238494,4
|
239948,2
|
239948,2
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
МВт
|
44747,9
|
45253,5
|
46101,7
|
46157,5
|
46157,5
|
46157,5
|
46157,5
|
ТЭС
|
МВт
|
156640,4
|
158667,3
|
160083,3
|
159978,3
|
159978,3
|
159978,3
|
159978,3
|
ВИЭ
|
МВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
МВт
|
12784,7
|
13523,2
|
14110,1
|
14380,1
|
14380,1
|
14380,1
|
14380,1
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
МВт
|
790,0
|
1920,7
|
830,0
|
24,9
|
0,0
|
2453,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
МВт
|
10134,0
|
10004,0
|
9913,0
|
9543,0
|
9195,0
|
9088,0
|
8683,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
МВт
|
206071,2
|
209867,3
|
213221,8
|
215546,5
|
214919,4
|
214026,4
|
216885,2
|
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
МВт
|
29314,2
|
30384,3
|
32970,8
|
34288,5
|
32946,4
|
31105,4
|
33175,2
|
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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Максимум потребления
|
МВт
|
120055,0
|
122274,0
|
123189,0
|
123929,0
|
124532,0
|
125199,0
|
125734,0
|
Экспорт мощности
|
МВт
|
3160,0
|
3160,0
|
2660,0
|
2660,0
|
2560,0
|
2560,0
|
2560,0
|
Нормативный резерв мощности
|
МВт
|
20409,0
|
20787,0
|
20942,0
|
21068,0
|
21170,0
|
21284,0
|
21375,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
ИТОГО спрос на мощность
|
МВт
|
143624,0
|
146221,0
|
146791,0
|
147657,0
|
148262,0
|
149043,0
|
149669,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
МВт
|
178004,1
|
183574,4
|
186096,0
|
187465,6
|
186465,6
|
187919,4
|
187919,4
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
МВт
|
19466,5
|
19967,1
|
20810,3
|
20866,1
|
20866,1
|
20866,1
|
20866,1
|
ТЭС
|
МВт
|
130171,2
|
132268,1
|
133556,1
|
133451,1
|
133451,1
|
133451,1
|
133451,1
|
ВИЭ
|
МВт
|
442,0
|
1146,0
|
1341,0
|
1561,0
|
1561,0
|
1561,0
|
1561,0
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
МВт
|
6628,1
|
7341,9
|
7823,8
|
8043,8
|
8043,8
|
8043,8
|
8043,8
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
МВт
|
670,0
|
1920,7
|
830,0
|
24,9
|
0,0
|
2453,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
МВт
|
3760,0
|
3691,0
|
3601,0
|
3333,0
|
3079,0
|
2976,0
|
2615,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
МВт
|
166946,0
|
170620,8
|
173841,2
|
176063,9
|
175342,8
|
174445,8
|
177260,6
|
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
МВт
|
23322,0
|
24399,8
|
27050,2
|
28406,9
|
27080,8
|
25402,8
|
27591,6
|
Дополнительно проведен анализ балансов мощности по ОЭС и ЕЭС России с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке (согласно приложениям N 3, N 5, N 8, N 9).
Сводные результаты расчетов балансов мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской части ЕЭС России с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке представлены в таблице 6.4.
В приложении N 12 приведены перспективные балансы мощности с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке по ОЭС и ЕЭС России на 2016 - 2022 годы.
Таблица 6.4 - Сводные результаты расчетов балансов мощности с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЕЭС России
|
Максимум потребления
|
154116,0
|
157335,0
|
158642,0
|
159562,0
|
160484,0
|
161311,0
|
162011,0
|
Спрос на мощность
|
183047,0
|
186853,0
|
187883,0
|
188956,0
|
189941,0
|
190902,0
|
191714,0
|
|
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
31576,2
|
33702,3
|
36553,5
|
39940,7
|
39606,5
|
37590,0
|
40633,8
|
|
ЕЭС России без ОЭС Востока
|
Максимум потребления
|
149370,0
|
151704,0
|
152796,0
|
153662,0
|
154363,0
|
155179,0
|
155860,0
|
Спрос на мощность
|
176757,0
|
179483,0
|
180251,0
|
181258,0
|
181973,0
|
182921,0
|
183710,0
|
|
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
28557,5
|
29883,5
|
32945,5
|
36172,6
|
35591,4
|
33806,9
|
36658,7
|
|
Европейская часть ЕЭС России
|
Максимум потребления
|
120055,0
|
122274,0
|
123189,0
|
123929,0
|
124532,0
|
125199,0
|
125734,0
|
Спрос на мощность
|
143624,0
|
146221,0
|
146791,0
|
147657,0
|
148262,0
|
149043,0
|
149669,0
|
|
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
22560,3
|
23870,0
|
26902,1
|
30148,6
|
29609,9
|
27987,9
|
30958,7
|
6.2. Анализ режимно-балансовой ситуации в центральной части ОЭС Северо-Запада.
Центральная часть ОЭС Северо-Запада включает в себя энергосистемы города Санкт-Петербург, Республики Карелия, Ленинградской, Псковской и Новгородской областей. Данная часть ЕЭС России в настоящее время является избыточной по электрической энергии и мощности. Структура установленной мощности центральной части ОЭС Северо-Запада приведена в таблице 6.5.
Таблица 6.5 - Структура установленной мощности центральной части ОЭС Северо-Запада
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
АЭС
|
27,4%
|
27,1%
|
32,6%
|
28,0%
|
33,3%
|
28,9%
|
34,1%
|
34,1%
|
ГЭС
|
9,3%
|
9,2%
|
8,5%
|
9,0%
|
8,6%
|
9,2%
|
8,5%
|
8,5%
|
ТЭС
|
63,3%
|
63,8%
|
59,0%
|
62,9%
|
58,1%
|
61,9%
|
57,4%
|
57,4%
|
ВИЭ
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Характерной особенностью рассматриваемой части ЕЭС России является высокая доля базовой нагрузки. В 2015 году около 90% установленной мощности электростанций составляли АЭС и ТЭС, причем более 70% от всех ТЭС являются теплофикационными и работают в зимний период времени по тепловому графику с высокой базовой нагрузкой без возможности существенной разгрузки как в течение суток, так и на более продолжительном интервале времени. На горизонте до 2022 года в структуре установленной мощности Центральной части ОЭС Северо-Запада предполагается увеличение доли АЭС относительно 2015 года за счет ввода в эксплуатацию трех энергоблоков на Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) и вывода из эксплуатации двух первых энергоблоков на Ленинградской АЭС.
Из центральной части ОЭС Северо-Запада могут осуществляться поставки электрической энергии и мощности в Финляндию (основная часть от общего экспорта), а также в страны Балтии. Наличие единственных электрических связей с избыточной Кольской энергосистемой и собственный дефицит электрической энергии и мощности в Карельской энергосистеме обуславливают максимальную загрузку электрических связей в контролируемом сечении "Кола-Карелия" в направлении центральной части ОЭС Северо-Запада. Недостаток регулировочных мощностей, а также большие избытки мощности обуславливают необходимость максимального использования электрических связей с ОЭС Центра на выдачу из ОЭС Северо-Запада, пропускная способность которых ограничена. Задача повышения пропускной способности контролируемого сечения "Северо-Запад - Центр" частично будет решена в случае реализации планов ПАО "ФСК ЕЭС" по сооружению ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская к 2018 году.
В соответствии с планами ПАО "Интер РАО" до 2021 года предполагается реализация поставок мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада в Финляндию максимально 1 410 МВт (1 300 МВт через Выборгский преобразовательный комплекс и 110 МВт приграничный экспорт), а также 400 МВт в энергосистемы стран Балтии.
Объемы экспорта мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада в Финляндию в объеме порядка 1 300 МВт являлись ранее традиционными в течение практически всего календарного года (за исключением периодов проведения "ремонтной кампании"). Однако в 2013 - 2015 годы величина поставок мощности в энергосистему Финляндии через Выборгский преобразовательный комплекс была нестабильной и продолжительный период времени не достигала договорных значений, либо отсутствовала.
В связи с увеличением поставок электрической энергии и мощности из стран северной Европы в страны Балтии изменилось потокораспределение в энергосистемах стран БРЭЛЛ.
Вследствие этого, дополнительно проведен анализ режимно-балансовой ситуации в центральной части ОЭС Северо-Запада при отсутствии экспортных поставок в Финляндию и страны Балтии.
Таблица 6.6 - Прогнозный баланс мощности центральной части ОЭС Северо-Запада с учетом вводов с высокой вероятностью реализации и объемами экспорта мощности, заявленными ПАО "Интер РАО" (МВт)
Год
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Установленная мощность электростанций
|
14772,0
|
15970,8
|
14970,8
|
16219,4
|
15219,4
|
16418,2
|
16418,2
|
Располагаемая мощность электростанций
|
13655
|
14059
|
14258
|
14308
|
14507
|
14507
|
15705
|
Потребление мощности
|
9893
|
9968
|
10027
|
10093
|
10134
|
10206
|
10253
|
Расчетный переток мощности из Кольской энергосистемы
|
600
|
600
|
600
|
800
|
800
|
800
|
800
|
Экспорт в Финляндию через ПС 330/400 кВ Выборгская
|
1300
|
1300
|
1300
|
1300
|
1300
|
1300
|
1300
|
Приграничный экспорт в Финляндию
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
Экспорт мощности в Балтию
|
400
|
400
|
400
|
400
|
400
|
400
|
400
|
Требуемая к покрытию мощность
|
11103
|
11178
|
11237
|
11103
|
11144
|
11216
|
11263
|
Расчетный переток по сечению ОЭС Северо-Запада ОЭС Центра в направлении ОЭС Центра
|
2552
|
2881
|
3021
|
3205
|
3363
|
32901
|
4442
|
МДП в контролируемом сечении ОЭС Северо-Запада ОЭС Центра в нормальной схеме электрической сети (с ПА)
|
1900
|
1900
|
3000
|
3000
|
3000
|
3000
|
3000
|
Величина невыдаваемой мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада для нормальной схемы электрической сети
|
652
|
981
|
21
|
205
|
363
|
291
|
1442
|
МДП в контролируемом сечении ОЭС Северо-Запада ОЭС Центра при ремонте ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская (с ПА)
|
800
|
800
|
1900
|
1900
|
1900
|
1900
|
1900
|
Величина невыдаваемой мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада для ремонтной схемы электрической сети
|
1752
|
2081
|
1121
|
1305
|
1463
|
1391
|
2542
|
Таблица 6.7 - Прогнозный баланс мощности центральной части ОЭС Северо-Запада с учетом вводов с высокой вероятностью реализации и отсутствием экспорта в Финляндию через Выборгский преобразовательный комплекс и страны Балтии (МВт)
Год
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Установленная мощность электростанций
|
14772,0
|
15970,8
|
14970,8
|
16219,4
|
15219,4
|
16418,2
|
16418,2
|
Располагаемая мощность электростанций
|
13655
|
14059
|
14258
|
14308
|
14507
|
14507
|
15705
|
Потребление мощности
|
9893
|
9968
|
10027
|
10093
|
10134
|
10206
|
10253
|
Расчетный переток мощности из Кольской энергосистемы
|
600
|
600
|
600
|
800
|
800
|
800
|
800
|
Экспорт в Финляндию через ПС 330/400 кВ Выборгская
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Приграничный экспорт в Финляндию
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
Экспорт мощности в Балтию
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Требуемая к покрытию мощность
|
9403
|
9478
|
9537
|
9403
|
9444
|
9516
|
9563
|
Расчетный переток по сечению ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра в направлении ОЭС Центра
|
4252
|
4581
|
4721
|
4905
|
5063
|
4991
|
6142
|
МДП в контролируемом сечении ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра в нормальной схеме электрической сети (с ПА)
|
1900
|
1900
|
3000
|
3000
|
3000
|
3000
|
3000
|
Величина невыдаваемой мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада для нормальной схемы электрической сети
|
2352
|
2681
|
1721
|
1905
|
2063
|
1991
|
3142
|
МДП в контролируемом сечении ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра при ремонте ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская (с ПА)
|
800
|
800
|
1900
|
1900
|
1900
|
1900
|
1900
|
Величина невыдаваемой мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада для ремонтной схемы электрической сети
|
3452
|
3781
|
2821
|
3005
|
3163
|
3091
|
4242
|
Анализ режимно-балансовой ситуации в центральной части ОЭС Северо-Запада показывает, что даже в случае реализации заявленных ПАО "Интер РАО" экспортных поставок мощности в Финляндию и страны Балтии объем невыдаваемой избыточной мощности в 2016 и 2017 годах будет составлять 652 и 981 МВт соответственно в нормальной схеме электрической сети (при максимальной пропускной способности контролируемого сечения "Северо-Запад - Центр") 1 752 и 2 081 МВт в условиях ремонта ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская. Для условий отсутствия экспортных поставок объем невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада в 2016 и 2017 годах существенно вырастет до 2352 и 2681 МВт в нормальной и 3452 и 3781 МВт в ремонтной схемах электрической сети соответственно.
Увеличение максимально допустимого перетока в контролируемом сечении "Северо-Запад - Центр" после сооружения к 2018 году ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская позволит снизить объем невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада в период 2019 - 2021 годов до 205 - 363 МВт в нормальной и 1 304 - 1 463 МВт в ремонтной схеме при реализации экспортных планов ПАО "Интер РАО" и до 1 905 - 2 063 МВт в нормальной и 3 005 - 3 163 МВт в ремонтной схеме при отсутствии экспортных поставок.
Однако, в 2022 году в условиях работы одновременно пяти энергоблоков Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) величина невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада составит 1 442 МВт в нормальной и 2 542 МВт в ремонтной схеме при реализации экспортных планов ПАО "Интер РАО"; при отсутствии экспортных поставок - 3 142 МВт в нормальной и 4 242 МВт в ремонтной схеме.
Наличие столь существенных объемов невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада предопределяет необходимость строительства в заявленные ПАО "ФСК ЕЭС" сроки ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская, а также ограничения одновременно находящихся в эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) не более пяти с возможным пересмотром в сторону большей интенсификации программы вывода из эксплуатации существующих энергоблоков Ленинградской АЭС с реакторами типа РБМК.
6.3. 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 2016 - 2022 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 2015 года).
Структура производства электрической энергии ЕЭС России и ОЭС приведена в таблице 6.8.
Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2015 года (1 026,9 млрд. кВт·ч) возрастет на 52,7 млрд. кВт·ч (до 1 079,6 млрд. кВт·ч) в 2022 году.
Таблица 6.8 - Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||||||
2016 год
|
2022 год
|
||||||||||
АЭС
|
ГЭС
|
ТЭС
|
ВИЭ
|
Всего
|
АЭС
|
ГЭС
|
ТЭС
|
ВИЭ
|
Всего
|
||
ОЭС Северо-Запада
|
млрд. кВт·ч
|
38,407
|
12,401
|
51,666
|
0,003
|
102,477
|
46,680
|
12,629
|
51,729
|
0,003
|
111,041
|
%
|
37,5
|
12,1
|
50,4
|
0
|
100
|
42,0
|
11,4
|
46,6
|
0
|
100
|
|
ОЭС Центра
|
млрд. кВт·ч
|
92,358
|
3,146
|
143,183
|
0
|
238,687
|
105,423
|
4,745
|
132,020
|
0,108
|
242,296
|
%
|
38,7
|
1,3
|
60,0
|
0
|
100
|
43,5
|
2,0
|
54,5
|
0
|
100
|
|
ОЭС Средней Волги
|
млрд. кВт·ч
|
32,780
|
19,375
|
51,800
|
0
|
103,955
|
31,280
|
20,310
|
53,681
|
0,367
|
105,638
|
%
|
31,5
|
18,7
|
49,8
|
0
|
100
|
29,6
|
19,2
|
50,8
|
0,4
|
100
|
|
ОЭС Юга
|
млрд. кВт·ч
|
24,000
|
19,082
|
51,029
|
0,020
|
94,131
|
31,110
|
21,730
|
45,654
|
1,363
|
99,857
|
%
|
25,5
|
20,3
|
54,2
|
0
|
100
|
31,1
|
21,8
|
45,7
|
1,4
|
100
|
|
ОЭС Урала
|
млрд. кВт·ч
|
7,770
|
5,081
|
246,243
|
0,090
|
259,184
|
10,840
|
4,966
|
248,665
|
0,747
|
265,218
|
%
|
3,0
|
2,0
|
95,0
|
0
|
100
|
4,1
|
1,9
|
93,7
|
0,3
|
100
|
|
Европейская часть ЕЭС
|
млрд. кВт·ч
|
195,315
|
59,085
|
543,921
|
0,113
|
798,434
|
225,333
|
64,380
|
531,749
|
2,588
|
824,050
|
%
|
24,5
|
7,4
|
68,1
|
0
|
100
|
27,4
|
7,8
|
64,5
|
0,3
|
100
|
|
ОЭС Сибири
|
млрд. кВт·ч
|
0
|
92,690
|
108,152
|
0,013
|
200,855
|
0
|
107,377
|
101,974
|
0,378
|
209,729
|
%
|
0
|
46,1
|
53,9
|
0
|
100
|
0
|
51,2
|
48,6
|
0,2
|
100
|
|
ОЭС Востока
|
млрд. кВт·ч
|
0
|
10,340
|
25,018
|
0
|
35,358
|
0
|
16,480
|
29,324
|
0
|
45,804
|
%
|
0
|
29,2
|
70,8
|
0
|
100
|
0
|
36,0
|
64,0
|
0
|
100
|
|
ЕЭС России, всего
|
млрд. кВтч
|
195,315
|
162,115
|
677,091
|
0,126
|
1034,647
|
225,333
|
188,237
|
663,047
|
2,966
|
1079,583
|
%
|
18,9
|
15,7
|
65,4
|
0
|
100
|
20,9
|
17,4
|
61,4
|
0,3
|
100
|
Укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период приведена в таблице 6.9 и рисунке 6.1.
Таблица 6.9 - Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России
Единицы измерения
|
Выработка электрической энергии
|
|||
2015 год
Факт
|
Изменение за 2016 - 2022 годы
|
2022 год
Прогноз
|
||
Всего,
в т.ч.
|
млрд. кВт·ч
|
1026,9
|
52,7
|
1079,6
|
%
|
100,0
|
-
|
100,0
|
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
195,3
|
30,0
|
225,3
|
%
|
19,0
|
-
|
20,9
|
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
160,2
|
28,0
|
188,2
|
%
|
15,6
|
-
|
17,4
|
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
671,4
|
-8,3
|
663,1
|
%
|
65,4
|
-
|
61,4
|
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,013
|
3,0
|
3,0
|
%
|
0,0001
|
-
|
0,3
|
Рисунок 6.1 - Укрупненная структура производства
электрической энергии на электростанциях ЕЭС России
В прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС увеличится с 19% в 2015 году до 20,9% в 2022 году, доля ГЭС - с 15,6% до 17,4%, доля ТЭС снизится с 65,4% до 61,4%, доля ВИЭ в 2022 году оценивается в 0,3%.
По ОЭС прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2015 по 2022 год:
в ОЭС Северо-Запада планируемое развитие АЭС приведет к росту доли выработки АЭС на 5,5% (с 36,5% в 2015 году до 42% к 2022 году) с соответствующим снижением доли ТЭС с 51% до 46,6%;
в ОЭС Центра доля АЭС увеличится с 42,3% в отчетном 2015 году до 43,5% в 2022 году, доля ГЭС (при сооружении Загорской ГАЭС-2) увеличится с 1,2% до 2%, доля ТЭС снизится с 56,5% до 54,5%;
в ОЭС Средней Волги доля АЭС снизится с 31,3% в 2015 году до 29,6% в 2022 году, доля ГЭС с 19,9% до 19,2%. Доля ТЭС увеличится с 48,8% в 2015 году до 50,8% в 2022 году. Долевое участие ВИЭ в 2022 году оценивается в 0,4%;
в ОЭС Юга прирост производства электрической энергии на АЭС за рассматриваемый период составит 10,6 млрд. кВт·ч (с 23,2% в 2015 году до 31,1% в 2022 году). Долевое участие ТЭС снизится с 56% в 2015 году до 45,7% в 2022 году. Доля ВИЭ в 2022 году оценивается в 1,4%;
в ОЭС Урала доля АЭС в производстве электрической энергии с вводом энергоблока (БН-800) на Белоярской АЭС увеличится с 1,8% (4,58 млрд. кВт·ч) в 2015 году до 4,1% (10,84 млрд. кВт·ч) в 2022 году с соответствующим снижением доли ТЭС с 95,5% в 2015 году до 93,7% в 2022 году. Доля ВИЭ в 2022 году оценивается в 0,3%;
в ОЭС Сибири с выходом Богучанской ГЭС на проектные показатели долевое участие ГЭС увеличится с 43,9% в 2015 году до 51,2% в 2022 году;
в ОЭС Востока планируется присоединение Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия). Рост выработки прогнозируется на 10 млрд. кВт·ч (с 35,8 млрд. кВт·ч в 2015 году до 45,8 млрд. кВт·ч в 2022 году). Доля выработки ТЭС на уровне 2022 года оценивается 64%, ГЭС - 36%.
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 2016 - 2022 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.10).
Таблица 6.10 - 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
|
|
АЭС
|
7125
|
7020
|
6820
|
6855
|
7195
|
6994
|
6580
|
6933
|
6798
|
7205
|
6895
|
7033
|
ТЭС
|
4630
|
4610
|
4380
|
4280
|
4190
|
4164
|
4003
|
3910
|
3927
|
3923
|
3953
|
3958
|
Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2022 года изменяется в диапазоне 3910 - 4164 часов/год.
По ОЭС число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять: в ОЭС Северо-Запада - 3334 - 3553 часов /год, в ОЭС Центра - 3488 - 3726 часов/год, в ОЭС Юга - 3328 - 4378 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3167 - 3210 часов/год, в ОЭС Урала - 4878 - 5019 часов/год, в ОЭС Сибири - 3680 - 4086 часов/год и в ОЭС Востока - 3602 - 4182 часов/год.
В случае реализации варианта развития генерирующих мощностей с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке баланс электрической энергии в 2016 - 2022 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.11).
Таблица 6.11 - Число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с дополнительными вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Годовое число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России
|
||||||||||||
ФАКТ
|
ПРОГНОЗ
|
|||||||||||
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
АЭС
|
7125
|
7020
|
6820
|
6855
|
7195
|
6994
|
6580
|
6933
|
6894
|
7307
|
6988
|
7127
|
ТЭС
|
4630
|
4610
|
4380
|
4280
|
4190
|
4163
|
4001
|
3860
|
3845
|
3835
|
3860
|
3850
|
Перспективные балансы электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС на 2016 - 2022 годы представлены в приложении N 13, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 6.12. В приложении N 14 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2016 - 2022 годы.
Таблица 6.12 - 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
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
1015,718
|
1032,816
|
1040,979
|
1048,838
|
1056,430
|
1061,965
|
1067,133
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
2,655
|
2,655
|
3,575
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
Экспорт
|
млрд. кВт·ч
|
15,515
|
15,839
|
13,854
|
13,858
|
13,780
|
13,780
|
13,780
|
Импорт
|
млрд. кВт·ч
|
1,140
|
1,140
|
1,390
|
1,330
|
1,330
|
1,330
|
1,330
|
Передача электрической энергии в энергосистему Республики Крым и г. Севастополь
|
млрд. кВт·ч
|
4,554
|
||||||
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
1034,647
|
1047,515
|
1053,443
|
1061,366
|
1068,880
|
1074,415
|
1079,583
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
134,647
|
1047,515
|
1053,443
|
1061,366
|
1068,880
|
1074,415
|
1079,583
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
162,115
|
184,911
|
187,367
|
188,137
|
188,237
|
188,237
|
188,237
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
195,315
|
198,660
|
210,670
|
214,720
|
220,390
|
220,912
|
225,333
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
677,091
|
662,545
|
653,321
|
655,720
|
657,287
|
662,300
|
663,047
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,126
|
1,399
|
2,085
|
2,789
|
2,966
|
2,966
|
2,966
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
239421,9
|
246778,4
|
249679,0
|
251098,6
|
250663,6
|
252117,4
|
252117,4
|
ГЭС
|
МВт
|
48407,9
|
49871,0
|
50719,2
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ТЭС
|
МВт
|
162622,4
|
165513,0
|
167070,0
|
166965,0
|
167530,0
|
167530,0
|
167530,0
|
ВИЭ
|
МВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
4321
|
4245
|
4219
|
4227
|
4264
|
4262
|
4282
|
АЭС
|
час/год
|
6994
|
6580
|
6933
|
6798
|
7205
|
6895
|
7033
|
ТЭС
|
час/год
|
4164
|
4003
|
3910
|
3927
|
3923
|
3953
|
3958
|
ВИЭ
|
час/год
|
270
|
1165
|
1389
|
1575
|
1675
|
1675
|
1675
|
--------------------------------
<*> В составе ЕЭС России с 2017 года учитываются энергосистема Республики Крым и г. Севастополь, Центральный и Западный энергорайоны Республики Саха (Якутия).
В случае реализации для варианта развития генерирующих мощностей с дополнительными вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке число часов использования установленной мощности ТЭС в период 2016 - 2022 годов составит 3835 - 4163.
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 32 332,9 - 37 999,3 МВт.
2. Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2022 года также складывается с избытком мощности в размере 29 314,2 - 34 288,5 МВт.
3. Баланс мощности на период до 2022 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 2015 года (1 026,9 млрд. кВт·ч) возрастет на 52,7 млрд. кВт·ч (до 1 079,6 млрд. кВт·ч) в 2022 году.
6. Доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России увеличится с 19% в 2015 году до 20,9% в 2022 году, доля ГЭС с 15,6% до 17,4%, доля ТЭС снизится с 65,4% до 61,4% и доля ВИЭ в 2022 году оценивается в 0,3%.
7. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2022 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 3910 - 4164 часов/год.
Число часов использования установленной мощности ТЭС в энергообъединениях европейской части ЕЭС России (без ОЭС Урала) будет составлять 3385 - 3670 часов/год: в ОЭС Урала - 4878 - 5019 часов/год, в ОЭС Сибири - 3680 - 4086 часов/год и в ОЭС Востока - 3602 - 4182 часов/год.
8. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2022 года для варианта развития генерирующих мощностей с дополнительными вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке изменяется в диапазоне 3835 - 4163 часов/год.
9. Наличие существенных объемов невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада предопределяет необходимость строительства в заявленные ПАО "ФСК ЕЭС" сроки ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская, а также ограничения одновременно находящихся в эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) не более пяти с возможным пересмотром в сторону большей интенсификации программы вывода из эксплуатации существующих энергоблоков Ленинградской АЭС с реакторами типа РБМК.
7. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики
ЕЭС России (без учета децентрализованных источников)
на период 2016 - 2022 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 2016 - 2022 годах.
ПРОГНОЗ
|
|||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
Выработка электрической энергии, млрд. кВт.ч
|
677,09
|
662,55
|
653,32
|
655,72
|
657,29
|
662,30
|
663,05
|
Выработка электрической энергии при маловодных условиях <*>, млрд. кВт.ч
|
677,09
|
678,11
|
669,03
|
671,43
|
673,00
|
678,01
|
678,76
|
--------------------------------
<*> 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 2016 - 2022 годах.
ПРОГНОЗ
|
||||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребность ТЭС в топливе, тыс. т.у.т.
|
287 274
|
281 959
|
277 806
|
278 702
|
279 338
|
280 881
|
281 230
|
|
из них:
|
газ
|
204 090
|
203 837
|
201 403
|
202 162
|
202 016
|
202 993
|
202 947
|
нефтетопливо
|
1 504
|
1 464
|
1 436
|
1 446
|
1 465
|
1 468
|
1 471
|
|
уголь
|
71 475
|
66 569
|
64 929
|
65 055
|
65 796
|
66 349
|
66 735
|
|
прочее топливо
|
10 206
|
10 088
|
10 037
|
10 039
|
10 061
|
10 071
|
10 078
|
|
Потребность ТЭС в топливе, %
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
|
из них
|
газ
|
71,0
|
72,3
|
72,5
|
72,5
|
72,3
|
72,3
|
72,2
|
нефтетопливо
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
|
уголь
|
24,9
|
23,6
|
23,4
|
23,3
|
23,6
|
23,6
|
23,7
|
|
прочее топливо
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
Динамика изменения расхода топлива на ТЭС определяется общим уровнем потребления электрической энергии и долей электростанций различных типов в его покрытии. Учитывая рост выработки электрической энергии на АЭС (с 18,9% до 20,9%), ГЭС и ВИЭ (с 15,7% до 17,7%) за рассматриваемый период, производство электрической энергии на ТЭС сократится с 65,4% до 61,4%. Соответственно, расход органического топлива снизится с 287,3 млн. т.у.т. в 2016 году до 281,2 млн. т.у.т. в 2022 году. Помимо принятого уровня выработки электрической энергии на ТЭС, на потребность в органическом топливе большое влияние оказало изменение состава генерирующих мощностей - ввод более экономичного парогазового и газотурбинного оборудования. Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию будет снижаться с 314,6 г/кВт·ч в 2016 году до 306,8 г/кВт·ч в 2022 году.
Структура топлива на весь рассматриваемый период не меняется. При этом доля газа составляет 71 - 73%, угля - 23 - 25%, нефтетоплива и прочего топлива - менее 5%.
При маловодных условиях функционирования ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока потребуется дополнительное топливо для покрытия прогнозируемого уровня потребления электрической энергии (таблица 7.3).
Таблица 7.3 - Потребность тепловых электростанций в дополнительном топливе при маловодных условиях в 2016 - 2022 годах, млн. т.у.т.
ОЭС
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
ОЭС Сибири
|
0,0
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
ОЭС Востока
|
0,0
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
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 2016 - 2022 годах, тыс. т.у.т.
ОЭС
|
Годы
|
Расход условного топлива, всего
|
в том числе
|
|||
Газ
|
Нефте-топливо
|
Уголь
|
Прочее топливо
|
|||
ОЭС Северо-Запада
|
2016
|
23805
|
18899
|
786
|
2139
|
1980
|
2017
|
23927
|
18990
|
789
|
2172
|
1976
|
|
2018
|
24056
|
19185
|
787
|
2109
|
1975
|
|
2019
|
24194
|
19127
|
798
|
2296
|
1973
|
|
2020
|
24239
|
19095
|
802
|
2367
|
1975
|
|
2021
|
24245
|
19102
|
802
|
2366
|
1975
|
|
2022
|
24188
|
19045
|
802
|
2365
|
1975
|
|
ОЭС Центра
|
2016
|
59306
|
51968
|
127
|
3704
|
3507
|
2017
|
58494
|
51774
|
88
|
3120
|
3512
|
|
2018
|
56357
|
49896
|
87
|
2863
|
3511
|
|
2019
|
56388
|
50014
|
87
|
2773
|
3514
|
|
2020
|
55721
|
49431
|
88
|
2684
|
3519
|
|
2021
|
55429
|
49172
|
87
|
2649
|
3520
|
|
2022
|
55231
|
48999
|
87
|
2625
|
3520
|
|
ОЭС Средней Волги
|
2016
|
27908
|
27707
|
126
|
0
|
75
|
2017
|
28104
|
27903
|
126
|
0
|
75
|
|
2018
|
28288
|
28100
|
125
|
0
|
63
|
|
2019
|
28432
|
28245
|
125
|
0
|
63
|
|
2020
|
28438
|
28249
|
125
|
0
|
63
|
|
2021
|
28434
|
28246
|
125
|
0
|
63
|
|
2022
|
28459
|
28271
|
125
|
0
|
63
|
|
ОЭС Юга
|
2016
|
18830
|
16083
|
37
|
2702
|
8
|
2017
|
18298
|
15795
|
38
|
2456
|
8
|
|
2018
|
17248
|
14985
|
35
|
2220
|
8
|
|
2019
|
17161
|
14981
|
34
|
2138
|
8
|
|
2020
|
17066
|
14905
|
34
|
2119
|
8
|
|
2021
|
17350
|
15142
|
35
|
2166
|
8
|
|
2022
|
17297
|
15093
|
35
|
2161
|
8
|
|
ОЭС Урала
|
2016
|
94456
|
81197
|
168
|
10808
|
2283
|
2017
|
93429
|
80449
|
168
|
10585
|
2228
|
|
2018
|
91718
|
80115
|
148
|
9268
|
2186
|
|
2019
|
91741
|
80224
|
147
|
9188
|
2182
|
|
2020
|
92540
|
80794
|
148
|
9409
|
2189
|
|
2021
|
93204
|
81408
|
149
|
9454
|
2193
|
|
2022
|
93334
|
81536
|
149
|
9456
|
2194
|
|
ОЭС Сибири
|
2016
|
51485
|
4618
|
225
|
44289
|
2353
|
2017
|
47181
|
4241
|
209
|
40441
|
2290
|
|
2018
|
47665
|
4484
|
207
|
40680
|
2294
|
|
2019
|
48006
|
4629
|
208
|
40869
|
2299
|
|
2020
|
48438
|
4460
|
221
|
41450
|
2307
|
|
2021
|
48740
|
4491
|
222
|
41716
|
2311
|
|
2022
|
49127
|
4527
|
224
|
42059
|
2317
|
|
ОЭС Востока
|
2016
|
11484
|
3617
|
34
|
7833
|
0
|
2017
|
12527
|
4685
|
47
|
7795
|
0
|
|
2018
|
12473
|
4638
|
47
|
7789
|
0
|
|
2019
|
12780
|
4943
|
47
|
7791
|
0
|
|
2020
|
12895
|
5080
|
47
|
7768
|
0
|
|
2021
|
13479
|
5432
|
48
|
7999
|
0
|
|
2022
|
13593
|
5476
|
49
|
8068
|
0
|
Выводы:
При заданных уровнях потребления электрической энергии потребность в органическом топливе тепловых электростанциях ЕЭС России снизится с 287,3 млн. т.у.т. в 2016 году до 281,2 млн. т.у.т. в 2022 году. Структура топлива на прогнозируемый период 2016 - 2022 гг. не меняется, и основную его долю составляет газ (71 - 73%). Удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию будут снижаться в среднем по ЕЭС России с 314,6 г/кВт.ч в 2016 году до 306,8 г/кВт.ч в 2022 году.
8. Развитие магистральных и распределительных
сетей с учетом требований по обеспечению регулирования
(компенсации) реактивной электрической мощности
на 2016 - 2022 годы
Развитие электрической сети напряжением 220 кВ и выше ЕЭС России в период 2016 - 2022 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;
повышение 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 2016 - 2022 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 ОАО "СО ЕЭС" и ПАО "ФСК ЕЭС".
При этом необходимо отметить, что в ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов не планируется вывод из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 220 кВ и выше.
При определении объемов вводимого электросетевого хозяйства в период 2016 - 2020 годов за основу приняты материалы инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС", федеральных целевых программ, а также инвестиционных программ иных 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 для выдачи мощности первого энергоблока Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) предусматривается сооружение ВЛ 330 кВ Копорская - Гатчинская, ВЛ 330 кВ Копорская - Кингисеппская, ВЛ 330 кВ Копорская - Пулковская - Южная. Для выдачи мощности второго энергоблока Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) предполагалось сооружение открытого распределительного устройства 750 кВ Ленинградской АЭС-2 (ПС 750 кВ Копорская) с развитием электрических сетей 750 кВ, однако исходя из принятого решения об одновременном нахождении в работе не более пяти энергоблоков на Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) необходимость развития электрических сетей 750 кВ требует дополнительных проектных проработок.
В ОЭС Центра для выдачи мощности второго энергоблока Нововоронежской АЭС-2 (Донской АЭС) предусматривается сооружение ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС-2 - Бутурлиновка, ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2.
В ОЭС Юга для выдачи мощности энергоблока N 4 Ростовской АЭС предусматривается сооружение ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская.
Развитие межсистемных электрических связей 500 кВ и выше
В 2016 - 2022 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 Ростовской АЭС и Нововоронежской АЭС-2 (Донской АЭС), наиболее значимыми вводами электросетевых объектов 500 кВ в период до 2022 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; ПС 500 кВ Обнинская с ВЛ 500 кВ Калужская - Обнинская и ВЛ 500 кВ Дорохово - 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 Кубанская - Тамань с ПС 500 кВ Тамань и 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 г. 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: сооружение ПС 500 кВ Преображенская с заходами ВЛ 500 кВ Газовая - Красноармейская - для обеспечения технологического присоединения новых потребителей Западного энергорайона Оренбургской области; ПС 500 кВ Святогор с заходами ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Магистральная - для обеспечения присоединения электроустановок ООО "РН-Юганскнефтегаз" и повышения надежности существующих потребителей; ПП 500 кВ Тобол с заходами ВЛ 500 кВ Иртыш - Демьянская и ВЛ 500 кВ Тюмень - Нелым, ПС 500 кВ ЗапСиб с четырьмя ЛЭП 500 кВ Тобол - ЗапСиб - для электроснабжения электроустановок ООО "Западно-Сибирский Нефтехимический комбинат";
в ОЭС Сибири: ПС 500 кВ Усть-Кут, перевод на номинальное напряжение 500 кВ существующей ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) Усть-Илимская ГЭС - Якурим, ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская - для предотвращения ограничения энергоснабжения и присоединения новых потребителей северной части энергосистемы Иркутской области, Республики Бурятия и ТС ВСТО, обеспечения развития северобайкальского участка БАМа;
в ОЭС Востока: ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хабаровская (вторая ВЛ) - для повышения надежности межсистемного транзита мощности между энергосистемами Хабаровского и Приморского краев, снижения объемов отключения потребителей Приморского края средствами 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, повышения 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, заходы ВЛ 330 кВ Ленинградская - Балти на ПС 330 кВ Кингисеппская - 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 повышения надежности работы основной электрической сети 330 кВ энергосистемы Республики Дагестан и усиления схемы выдачи мощности Ирганайской ГЭС; ВЛ 330 кВ Артем - Дербент - для повышения 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;
в ОЭС Центра: ВЛ 220 кВ Грибово - Победа - для повышения надежности электроснабжения потребителей Ржевско-Нелидовского энергоузла Тверской области; ВЛ 220 кВ Обнинская - Созвездие - для обеспечения технологического присоединения потребителей в северной части Калужской области; реконструкция ВЛ 220 кВ Ярославская - Тутаев, ВЛ 220 кВ Ярославская - Тверицкая с сооружением заходов на ПГУ-ТЭЦ в г. Ярославль (Хуадянь-Тенинскую ТЭЦ) - для обеспечения выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ в г. Ярославль (Хуадянь-Тенинской ТЭЦ);
в ОЭС Юга: ВЛ 220 кВ Алюминиевая - Гумрак N 2 - для выдачи мощности Волжской ГЭС в связи с ее реконструкцией, ВЛ 220 кВ Бужора - Кирилловская, ВЛ 220 кВ Кубанская - Кирилловская N 2 и ПС 220 кВ Горный с отпайками от ВЛ 220 кВ Кубанская - Кирилловская N 1 и N 2 - 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, строительство двух двухцепных КВЛ 220 кВ, соединяющих Кубанскую энергосистему и энергосистему Республики Крым и г. Севастополь, установка второго автотрансформатора на ПС 220 кВ Погорелово и сооружение ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая - для усиления электрических связей северного и северо-восточного энергорайонов с остальной частью Ростовской энергосистемы за счет увеличения пропускной способности контролируемого сечения "СВЭС";
в энергосистеме Республики Крым и г. Севастополь в 2016 году: ВЛ 220 кВ Кафа - Симферопольская (в габаритах 330 кВ) - для электроснабжения центральной части энергосистемы Республики Крым; двухцепные ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Тамань до переходного пункта на Таманском полуострове и двухцепная ВЛ 220 кВ от переходного пункта на Крымском полуострове до ПС 220 кВ Кафа;
в ОЭС Средней Волги: ПС 220 кВ Бегишево, КВЛ 220 кВ Щелоков - Бегишево - для внешнего электроснабжения промышленного комплекса ОАО "ТАИФ-НК"; ВЛ 220 кВ Нижнекамская - Бегишево и КВЛ 220 кВ Бегишево - ТАНЕКО - для повышения надежности электроснабжения потребителей Закамского района; ВЛ 220 кВ Кудьма - ГПП-5 ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез" - для осуществления технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" электрических установок ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез"; КВЛ 220 кВ Щелоков - Центральная I и II цепь - для повышения надежности электроснабжения потребителей Казанского энергоузла;
в ОЭС Урала: две одноцепные ВЛ 220 кВ на участках от места врезки в ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая до ПС 500 кВ Шагол и ПС 220 кВ Новометаллургическая - для выдачи мощности Челябинской ГРЭС; заходы ВЛ 220 кВ Бекетово - НПЗ с отпайкой на ПС 220 кВ Затон на РУ 220 кВ Затонской ТЭЦ, КВЛ 220 кВ Затонская ТЭЦ-5 - Затон - для выдачи мощности блоков N 1 и N 2 ПГУ-210(Т) Затонской ТЭЦ; заходы ВЛ 220 кВ Ашкадар - Самаровка на Ново-Салаватскую ПГУ, КВЛ 220 кВ Ново-Салаватская ПГУ-Ашкадар N 1 - для выдачи мощности ПГУ-410(Т) Ново-Салаватской ПГУ; ПС 220 кВ Надежда с заходами ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная - для повышения надежности электроснабжения существующих потребителей города Екатеринбург и возможности присоединения новых потребителей;
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 повышения надежности электроснабжения потребителей Северо-Байкальского участка БАМ;
в ОЭС Востока: сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Томмот - Майя для объединения Южного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия); для обеспечения внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы "ВСТО" намечается сооружение ПС НПС-19 - в Южном энергорайоне энергосистемы Республики Саха (Якутия), ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах (Томмот); ПС НПС-23, ПС НПС-26 и ПС НПС-29 в Амурской области, ПС НПС-32 в Хабаровском крае.
В энергосистеме Приморского края в соответствии с планами ОАО "НК "Роснефть" предполагается строительство нефтеперерабатывающего завода ЗАО "ВНХК". Для обеспечения внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств ЗАО "ВНХК" и выдачи мощности ТЭС ЗАО "ВНХК" предварительно предполагается сооружение двух ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Лозовая до подстанции заявителя (окончательный объем мероприятий по развитию электрической сети должен быть определен в рамках проектирования схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств и схемы выдачи мощности ТЭС). Кроме того, в соответствии с планами ПАО "Газпром" предполагается строительство "Завода СПГ в районе г. Владивосток" заявленной максимальной мощностью 134 МВт и собственной электростанцией установленной мощностью 141 МВт. Для обеспечения внешнего электроснабжения завода СПГ и выдачи мощности ТЭС СПГ-Владивосток предварительно предполагается сооружение ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Владивосток до подстанции заявителя (окончательный объем мероприятий по развитию электрической сети должен быть определен в рамках проектирования схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств и схемы выдачи мощности ТЭС).
Полный перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию магистральных и распределительных сетей напряжением 220 кВ и выше ЕЭС России с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2016 - 2022 годы приведен в приложении N 15. 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 18.12.2015 N 980) и инвестиционных программ иных сетевых организаций.
Всего за период 2016 - 2022 годов намечается ввод в эксплуатацию ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 18 945,2 км трансформаторной мощности 69 539 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 700 604,0 млн. руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2022 года.
Карты-схемы размещения линий электропередачи, ПС напряжением 220 кВ и выше и электростанций по ОЭС на 2016 - 2022 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 г. Севастополь) представлены в разделе 11.
Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше представлены в приложении N 16.
В приложении N 17 представлены сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 220 кВ, на основании схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, утвержденных в 2015 году.
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 2016 - 2022 годов намечается ввод ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 18 984,2 км, трансформаторной мощности 68 753 МВА.
3. Реализация намеченных планов по развитию электросетевого комплекса потребует инвестиции в объеме 696 503,1 млн. руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2022 года.
9. Требования к развитию релейной защиты и автоматики,
средств диспетчерского и технологического управления
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;
|
АТС
|
-
|
автоматическая телефонная станция;
|
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;
|
ЦСАРЧМ
|
-
|
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 режимов работы 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. Обмен технологической информацией между электрическими станциями и объектами электросетевого хозяйства, имеющими в своем составе объекты диспетчеризации, с диспетчерскими центрами ОАО "СО ЕЭС" в настоящее время формализован посредством технических требований ОАО "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 ОАО "СО ЕЭС", для передачи в режиме реального времени диспетчерских команд (разрешений) и информации о технологическом режиме работы объектов диспетчеризации, необходимой для управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России.
Отступления от технических требований осуществляются в отношении объектов электроэнергетики, присоединенных к электрическим сетям ответвлениями от ЛЭП либо выполненных по различным упрощенным схемам, к которым не присоединены ЛЭП, находящиеся в диспетчерском управлении диспетчерских центров ОАО "СО ЕЭС".
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, модернизация ССПИ на которых не выполнена. Эта работа проводится, в том числе, с учетом оптимизации программ модернизации и расширения ССПИ объектов электроэнергетики, присоединенных к электрическим сетям по упрощенным схемам, и 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 многолетним программам. ОАО "РЖД" необходимо разработать аналогичную программу в целях повышения темпов модернизации ССПИ объектов электросетевого хозяйства ОАО "РЖД".
9.4. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2016 - 2022 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 330 - 750 кВ:
создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада в 2017 году;
перевод ЦСПА ОЭС Урала, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА ОЭС Средней Волги, ЦСПА Тюменской энергосистемы на платформу ЦСПА нового поколения в 2017 - 2019 годах;
модернизация ЦСПА ОЭС Сибири в 2017 году
ввод в работу ЛАПНУ на ПС 330 кВ Чирюрт в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Юга в 2016 году;
ввод в работу ЛАПНУ на Бурейской ГЭС в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Востока в 2016 году;
реконструкция ПА на связях 500 - 220 кВ ОЭС Урала и ОЭС Сибири с учетом ввода транзита 500 кВ Восход - Витязь - Курган;
создание ЛАПНУ:
ПС 750 кВ Копорская (Ленинградская АЭС-2) в 2017 году;
реализация межмашинного обмена между ЛАПНУ ПС 1150 кВ Экибастузская и ЛАПНУ ПС 500 кВ Восход в 2016 году.
модернизация ЛАПНУ ПС 500 кВ Кубанская, ПС 500 кВ Тамань в 2016 - 2017 годах.
9.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА до 2022 года планируется:
реализация технических решений технико-экономических обоснований реконструкции системы ПА в операционных зонах филиалов ОАО "СО ЕЭС" РДУ;
разработка и 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 в 2016 году;
создание ЛАПНУ на Уренгойской ГРЭС в 2017 году;
разработка и реализация технико-экономического обоснования создания (реконструкции) системы релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики операционной зоны Филиала ОАО "СО ЕЭС" Якутское РДУ.
9.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2016 - 2022 годах планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности:
подключение ГЭС установленной мощностью более 100 МВт с выполнением мероприятий, обеспечивающих согласованную работу систем АРЧМ и автоматики управления мощностью ГЭС (таблица 10.1);
подключение энергоблоков ТЭС по результатам конкурентных отборов поставщиков услуг по обеспечению системной надежности;
подключение ВПТ на ПС 220 кВ Могоча к управлению ЦС АРЧМ ОЭС Востока.
Таблица 9.1 - Подключение ГЭС к ЦС/ЦКС АРЧМ
N
|
Наименование ГЭС для участия в АВРЧМ <*>
|
Установленная мощность, МВт
|
Срок готовности ГРАМ
|
Срок готовности последнего ГА
|
Система АРЧМ для подключения ГЭС
|
1
|
Новосибирская ГЭС
|
455
|
Выполнено
|
30.07.2019
|
ЦС АРЧМ ОЭС Сибири
|
2
|
Богучанская ГЭС
|
3000
|
2016
|
Выполнено по всем ГА
|
|
3
|
Иркутская ГЭС
|
662,4
|
2016
|
2018
|
|
4
|
Братская ГЭС
|
4500
|
Выполнено
|
2019
|
|
5
|
Камская ГЭС
|
522
|
Выполнено
|
26.12.2017
|
ЦС АРЧМ ОЭС Урала
|
6
|
Нижегородская ГЭС
|
520
|
Выполнено
|
25.11.2016
|
ЦКС АРЧМ ЕЭС
|
7
|
Саратовская ГЭС
|
1360
|
Выполнено
|
31.12.2016
|
|
8
|
Чебоксарская ГЭС
|
1370
|
Выполнено
|
31.12.2017
|
|
9
|
Рыбинская ГЭС
|
346,4
|
Выполнено
|
31.12.2019
|
|
10
|
Угличская ГЭС
|
110
|
Выполнено
|
ГА N 1 31.01.2016
|
|
11
|
Лесогорская ГЭС-10
|
106
|
2016
|
Выполнено
|
ЦС АРЧМ ОЭС Северо-Запада
|
12
|
Светогорская ГЭС-11
|
114,75
|
2016
|
Выполнено
|
|
13
|
Верхне-Свирская ГЭС-12
|
160
|
Выполнено
|
2016
|
|
14
|
Нарвская ГЭС-13
|
124,8
|
Выполнено
|
2017
|
|
15
|
ГЭС-3 Нива-3
|
155,5
|
Выполнено
|
2018
|
ЦС АРЧМ Кольской ЭС
|
16
|
Княжегубская ГЭС-11
|
152
|
Выполнено
|
2017
|
|
17
|
Верхне-Туломская ГЭС-12
|
268
|
Выполнено
|
2018
|
|
18
|
Серебрянская-1 ГЭС-15
|
201
|
Выполнено
|
2018
|
|
19
|
Серебрянская-2 ГЭС-16
|
156
|
Выполнено
|
2017
|
|
20
|
Верхне-Териберская ГЭС-18
|
130
|
Выполнено
|
2017
|
--------------------------------
<*> АВРЧМ - автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности.
9.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2016 - 2022 годах планируется создание программно-технических комплексов СМПР на Конаковской ГРЭС, Невинномысской ГРЭС, ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго", Нововоронежской АЭС-2 (Донской АЭС), Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС), Гусиноозерской ГРЭС, Серовской ГРЭС, Нижневартовской ГРЭС, Кармановской ГРЭС, Пермской ГРЭС, Новочеркасской ГРЭС, Верхнетагильской ГРЭС, Новосалаватской ТЭЦ, Сургутской ГРЭС-1, а также на строящихся подстанциях 500 кВ. Расширение существующих комплексов СМПР на Уренгойской ГРЭС, Саяно-Шушенской ГЭС, Волжской ГЭС, Киришской ГРЭС, Жигулевской ГЭС, Воткинской ГЭС и Рефтинской ГРЭС.
9.8. При проведении расчетов устойчивости учитывается нормативное возмущение, связанное 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 решен вопрос об опытной эксплуатации промышленного образца устройства РЗМЗ на ОРУ 750 кВ Калининской АЭС и ОРУ 750 кВ Смоленской АЭС. Начало серийного производства устройства РЗМЗ планируется на 2016 год.
В связи с вышеуказанным, 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.
Включение ЛЭП при опробовании или ТАПВ на междуфазное короткое замыкание наиболее опасно с точки зрения сохранения динамической устойчивости генераторов электрических станций. Также 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 ОАО "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 2016 год запланирована опытная эксплуатация устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ на действующей ЛЭП ЕЭС России. По результатам опытной эксплуатации устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ будет принято решение о внедрении его на объектах электроэнергетики ЕЭС России.
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 параллельной работы генераторов 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 при 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 данное требование.
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. Требования по оснащению устройствами РЗ и СА ЛЭП 110 кВ и выше.
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 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 на них 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.
В иных случаях, при выявлении повреждений на кабельных участках линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше посредством автоматических устройств, выявляющих эти повреждения, действие трехфазного автоматического повторного включения блокируются.
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. Требования по оснащению устройствами РЗ и СА автотрансформаторов (трансформаторов) высшим классом напряжения 110 кВ и выше.
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 обосновывается недостаточной чувствительностью или недопустимым временем 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 и 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 предусматриваются две основные защиты.
9.9.4. Оснащение устройствами РЗ и СА шунтирующих реакторов, управляемых шунтирующих реакторов высшим классом напряжения 330 кВ и выше.
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. Требования по оснащению устройствами РЗ и СА систем (секций) шин, обходных, шиносоединительных и секционных выключателей напряжением 110 кВ и выше.
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 постоянно присутствующего 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.
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 установках 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, должны быть установлены устройства АЛАР.
На каждой связи, по которой возможен асинхронный режим, должно обеспечиваться селективное выявление асинхронного режима с электрическим центром качаний в любой точке связи двумя устройствами АЛАР.
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 генераторов электростанции на собственные нужды действием ЧДА обеспечивается устойчивая работа выделяемого генерирующего оборудования в течение не менее 30 минут.
Для сохранения в работе собственных нужд и предотвращения полного останова электростанций при возникновении лавины напряжения в энергосистеме в ЧДА предусматривается пуск по напряжению с отстройкой по времени от коротких замыканий.
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 ОАО "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 сетей связи. Организация каналов связи от указанных узлов доступа до диспетчерских центров осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления.
Каналы связи для передачи телеметрической информации (за исключением телеметрической информации, обеспечивающей функционирование противоаварийной и режимной автоматики) организовываются собственником или иным законным владельцем объекта электроэнергетики (энергопринимающего устройства) от объекта электроэнергетики (энергопринимающего устройства) до узлов доступа сетей связи одного из диспетчерских центров, определенного субъектом оперативно-диспетчерского управления.
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 линии электропередачи. 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.
Каждый канал связи, обеспечивающий функционирование устройств РЗ, осуществляющих функцию основной защиты ЛЭП, организуется по выделенному каналу, независимому от каналов связи для других устройств РЗ той же ЛЭП.
Организация каналов связи, обеспечивающих функционирование устройств РЗ ЛЭП 220 кВ и выше, исключает возможность одновременной потери функциональности основных защит разных ЛЭП по общей причине.
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, изморось, 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 объектов, объектов
электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения
которых составляет 220 кВ и выше, на 2016 - 2022 годы
Объемы капитальных вложений в сооружение электроэнергетических объектов на перспективу определены в соответствии с намечаемыми объемами вводов 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 2022 года.
Прогнозные цены рассчитывались на основе индексов-дефляторов:
на период до 2018 года - представленных в документе "Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2016 год и на плановый период 2017 и 2018 годов" (Минэкономразвития России, 26 октября 2015 года);
на период 2019 - 2022 годов - по "Прогнозу социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года" (Минэкономразвития России, 8 ноября 2013 года).
Оценка необходимых объемов капитальных вложений в строительство электростанций выполнена с учетом материалов инвестиционных программ субъектов электроэнергетики.
В строительстве электросетевых объектов, намечаемых Схемой и программой развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы, в том числе сооружаемых за счет иных собственников, капитальные вложения принимались по материалам инвестиционных программ отдельных субъектов электроэнергетики (или их проектам), по проектам-аналогам, а также по стандарту "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и ПС напряжением 35 - 1150 кВ" (ПАО "ФСК ЕЭС" от 21.10.2014) за счет пересчета от базовых цен 2000 года к ценам на 4 квартал 2015 года с использованием индексов, рекомендованных к применению Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (опубликованы письмом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации N 40538-ЕС/05 от 14.12.2015).
При расчетах капитальных вложений в электросетевые объекты по "Укрупненным стоимостным показателям линий электропередачи и ПС напряжением 35 - 1150 кВ" учитывались повышающие территориальные коэффициенты к базисной стоимости электросетевых объектов.
Суммарные объемы капиталовложений в развитие электроэнергетики России за период 2016 - 2022 годов оцениваются в 2 307 450,1 млн. руб., в том числе по генерирующим объектам 1 610 946,9 млн. руб. и электрическим сетям 220 кВ и выше 696 503,2 млн. руб.
Прогнозные объемы инвестиций в строительство электростанций в разрезе ОЭС и по типам электростанций, 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 2016 - 2022 годы.
Таблица 10.1 - Прогнозные объемы инвестиций в развитие ЕЭС России на период 2016 - 2022 годов в прогнозных ценах
ОЭС
|
Тип станции
|
Инвестиции, млн. руб.
|
Итого за 2016 - 2022 годы
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|||
ОЭС Северо-Запада
|
85040,5
|
118807,5
|
136201,6
|
116040,0
|
64057,2
|
46370,2
|
0,0
|
566517,1
|
|
АЭС
|
70217,6
|
79195,3
|
84679,6
|
84799,9
|
64057,2
|
46370,2
|
0,0
|
429320,0
|
|
ГЭС и МГЭС
|
0,0
|
883,1
|
1863,4
|
3552,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
6298,5
|
|
ТЭС
|
14822,9
|
38729,0
|
49658,6
|
27688,1
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
130898,6
|
|
ОЭС Центра
|
115388,4
|
90001,6
|
94430,3
|
57354,4
|
48847,6
|
27858,1
|
0,0
|
433880,4
|
|
АЭС
|
65170,8
|
73137,9
|
87963,5
|
57354,4
|
48847,6
|
26446,7
|
0,0
|
358920,9
|
|
ГАЭС
|
13124,1
|
8676,5
|
5267,9
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
27068,5
|
|
ТЭС
|
32347,3
|
8187,2
|
1199,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
41733,5
|
|
НИЭ
|
4746,2
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
1411,4
|
0,0
|
6157,6
|
|
ОЭС Средней Волги
|
31987,2
|
28767,4
|
9169,7
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
69924,3
|
|
ТЭС
|
23003,7
|
20938,8
|
5829,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
49771,5
|
|
НИЭ
|
8983,5
|
7828,6
|
3340,7
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
20152,8
|
|
ОЭС Юга
|
99729,4
|
82934,0
|
29059,4
|
4307,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
216029,8
|
|
АЭС
|
30384,9
|
22622,1
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
53007,1
|
|
ГЭС и МГЭС
|
8370,1
|
7874,9
|
8795,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
25039,9
|
|
ГАЭС
|
4761,6
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
4761,6
|
|
ТЭС
|
32200,3
|
36815,1
|
11969,6
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
80985,1
|
|
НИЭ
|
24012,5
|
15621,9
|
8294,8
|
4307,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
52236,1
|
|
ОЭС Урала
|
96750,1
|
29716,5
|
23656,6
|
15267,0
|
0,0
|
0,0
|
6210,7
|
171600,8
|
|
ТЭС
|
87037,5
|
19387,5
|
1520,6
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
6210,7
|
114156,3
|
|
НИЭ
|
9712,6
|
10329,0
|
22136,0
|
15267,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
57444,5
|
|
ОЭС Сибири
|
4247,8
|
16786,9
|
22837,3
|
4602,5
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
48474,5
|
|
ТЭС
|
1181,8
|
6118,3
|
9682,2
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
16982,4
|
|
НИЭ
|
3066,0
|
10668,6
|
13155,0
|
4602,5
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
31492,2
|
|
ОЭС Востока
|
18752,0
|
13340,3
|
18218,7
|
37919,7
|
16289,4
|
0,0
|
0,0
|
104520,0
|
|
ГЭС и МГЭС
|
5960,5
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
5960,5
|
|
ТЭС
|
12791,5
|
13340,3
|
18218,7
|
37919,7
|
16289,4
|
0,0
|
0,0
|
98559,5
|
|
ИТОГО по РФ
|
451895,4
|
380354,2
|
333573,7
|
235490,5
|
129194,2
|
74228,3
|
6210,7
|
1610946,9
|
|
АЭС
|
165773,4
|
174955,4
|
172643,1
|
142154,3
|
112904,8
|
72816,9
|
0,0
|
841247,9
|
|
ГЭС и МГЭС
|
14330,6
|
8758,0
|
10658,3
|
3552,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
37298,9
|
|
ГАЭС
|
17885,7
|
8676,5
|
5267,9
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
31830,0
|
|
ТЭС
|
203385,0
|
143516,2
|
98077,8
|
65607,8
|
16289,4
|
0,0
|
6210,7
|
533086,8
|
|
НИЭ
|
50520,7
|
44448,0
|
46926,5
|
24176,4
|
0,0
|
1411,4
|
0,0
|
167483,2
|
|
Эл. сети 220 кВ и выше
|
164662,4
|
166094,5
|
128149,3
|
92575,6
|
60840,2
|
54687,7
|
29493,5
|
696503,2
|
|
Всего по РФ с учетом сетей 220 кВ и выше
|
616557,8
|
546448,7
|
461723,0
|
328066,1
|
190034,4
|
128916,0
|
35704,2
|
2307450,1
|
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 2016 - 2022 годы в прогнозных ценах, млн. руб.
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 г.
|
Итого за 2016 - 2022 гг.
|
||
ОЭС Северо-Запада
|
11098,0
|
10144,2
|
21829,1
|
13107,1
|
8621,8
|
5813,5
|
5873,3
|
76486,9
|
|
750 кВ
|
2000,0
|
2825,4
|
12471,8
|
6662,6
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
23959,8
|
|
330 кВ
|
8642,9
|
6681,6
|
8694,8
|
4638,3
|
8621,8
|
5813,5
|
4302,8
|
47395,6
|
|
220 кВ
|
455,1
|
637,2
|
662,5
|
1806,2
|
0,0
|
0,0
|
1570,5
|
5131,5
|
|
ОЭС Центра
|
30300,2
|
36139,5
|
17306,4
|
12413,7
|
14104,4
|
24009,0
|
3371,3
|
137644,6
|
|
750 кВ
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
500 кВ
|
6006,5
|
11311,0
|
5317,5
|
5072,6
|
1188,6
|
0,0
|
0,0
|
28896,2
|
|
330 кВ
|
770,4
|
814,4
|
250,0
|
117,3
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
1952,1
|
|
220 кВ
|
23523,4
|
24014,1
|
11738,9
|
7223,8
|
12915,8
|
24009,0
|
3371,3
|
106796,3
|
|
ОЭС Юга
|
21481,6
|
25200,9
|
13398,0
|
7648,0
|
1465,8
|
4591,1
|
5421,8
|
79207,1
|
|
500 кВ
|
8353,5
|
13865,6
|
9828,5
|
4789,6
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
36837,2
|
|
330 кВ
|
1324,2
|
2268,5
|
2378,2
|
888,9
|
750,6
|
2051,5
|
3539,4
|
13201,2
|
|
220 кВ
|
11803,9
|
9066,7
|
1191,3
|
1969,5
|
715,3
|
2539,6
|
1882,4
|
29168,7
|
|
ЭС Республики Крым и г. Севастополь
|
14203,3
|
3285,3
|
637,8
|
500,0
|
423,7
|
0,0
|
0,0
|
19050,1
|
|
330 кВ
|
502,2
|
2590,5
|
637,8
|
500,0
|
423,7
|
0,0
|
0,0
|
4654,3
|
|
220 кВ
|
13701,1
|
694,8
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
14395,9
|
|
ОЭС Средней Волги
|
3970,9
|
3554,2
|
4347,1
|
2461,8
|
700,0
|
982,3
|
801,7
|
16817,9
|
|
500 кВ
|
59,0
|
130,0
|
92,4
|
0,0
|
0,0
|
396,3
|
409,6
|
1087,3
|
|
220 кВ
|
3911,9
|
3424,2
|
4254,6
|
2461,8
|
700,0
|
586,0
|
392,1
|
15730,6
|
|
ОЭС Урала
|
39170,7
|
29131,4
|
14543,6
|
1847,1
|
1855,7
|
4594,7
|
1410,2
|
92553,4
|
|
500 кВ
|
9854,3
|
7825,7
|
4830,3
|
498,0
|
200,0
|
2892,6
|
1410,2
|
27511,3
|
|
220 кВ
|
29316,4
|
21305,6
|
9713,2
|
1349,1
|
1655,7
|
1702,1
|
0,0
|
65042,1
|
|
ОЭС Сибири
|
27483,0
|
31230,3
|
33755,1
|
34084,5
|
23660,6
|
8097,2
|
4762,9
|
163073,7
|
|
500 кВ
|
2911,0
|
1804,0
|
7441,8
|
10943,7
|
17284,6
|
0,0
|
0,0
|
40385,1
|
|
220 кВ
|
24572,0
|
29426,3
|
26313,3
|
23140,8
|
6376,0
|
8097,2
|
4762,9
|
122688,6
|
|
ОЭС Востока
|
16954,7
|
27408,6
|
22332,2
|
20513,4
|
10008,2
|
6600,0
|
7852,2
|
111669,4
|
|
500 кВ
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
2930,7
|
3021,5
|
3108,1
|
4978,9
|
14039,2
|
|
220 кВ
|
16954,6
|
27007,9
|
21768,5
|
16968,8
|
6986,8
|
3491,9
|
2873,3
|
96051,7
|
|
ИТОГО
|
164662,4
|
166094,5
|
128149,3
|
92575,6
|
60840,2
|
54687,7
|
29493,5
|
696503,1
|
|
750 кВ
|
2000,0
|
2825,4
|
12471,8
|
6662,6
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
23959,8
|
|
500 кВ
|
27184,3
|
34936,4
|
27510,6
|
24234,5
|
21694,7
|
6397,0
|
6798,7
|
148756,2
|
|
330 кВ
|
11239,6
|
12355,1
|
11960,8
|
6144,5
|
9796,0
|
7864,9
|
7842,2
|
67203,1
|
|
220 кВ
|
124238,4
|
115977,7
|
76206,1
|
55534,0
|
29349,6
|
40425,8
|
14852,6
|
456584,0
|
Ниже, в таблице 10.3 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 10.3 - Целевые показатели надежности и качества оказываемых услуг по передаче электрической энергии
Наименование показателя
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
||
1
|
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)
|
0,03602
|
0,03548
|
0,03495
|
0,03442
|
0,03391
|
2
|
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения (Птпр)
|
1,22049
|
1,20219
|
1,18415
|
1,16639
|
1,14889
|
Вывод:
Суммарные капиталовложения в развитие ЕЭС России на период 2016 - 2022 годов прогнозируются в объеме 2 307 450,1 млн. руб., в том числе в части объектов электрических станций - 1 610 946,9 млн. руб., объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше - 696 503,2 млн. руб.
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 2016 - 2022 годы;
2. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы города Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2016 - 2022 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 2016 - 2022 годы (по Ленинградской области);
4. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Центра на 2016 - 2022 годы;
5. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы города Москвы и Московской области на 2016 - 2022 годы;
6. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Средней Волги на 2016 - 2022 годы;
7. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Юга на 2016 - 2022 годы;
8. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Республики Крым и г. Севастополь на 2016 - 2022 годы;
9. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Урала на 2016 - 2022 годы;
10. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Тюменской области на 2016 - 2022 годы;
11. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ямало-Ненецкого автономного округа на 2016 - 2022 годы;
12. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа на 2016 - 2022 годы;
13. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Сибири на 2016 - 2022 годы;
14. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Восточной Сибири на 2016 - 2022 годы;
15. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Востока на 2016 - 2022 годы.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада, млрд. кВт·ч
Факт
|
Базовый вариант
|
Ср. год. прирост за 2016 - 2022 годы, %
|
|||||||
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 г.
|
||
ОЭС Северо-Запада
|
90,297
|
90,717
|
90,998
|
91,482
|
92,002
|
92,607
|
92,911
|
93,231
|
|
годовой темп прироста, %
|
-0,52
|
0,47
|
0,31
|
0,53
|
0,57
|
0,66
|
0,33
|
0,34
|
0,46
|
Энергосистема Архангельской области
|
7,280
|
7,293
|
7,272
|
7,282
|
7,297
|
7,329
|
7,328
|
7,347
|
|
годовой темп прироста, %
|
-1,49
|
0,18
|
-0,29
|
0,14
|
0,21
|
0,44
|
-0,01
|
0,26
|
0,12
|
Энергосистема Калининградской области
|
4,373
|
4,403
|
4,417
|
4,432
|
4,446
|
4,471
|
4,475
|
4,490
|
|
годовой темп прироста, %
|
-0,95
|
0,69
|
0,32
|
0,34
|
0,32
|
0,56
|
0,09
|
0,34
|
0,37
|
Энергосистема Республики Карелия
|
7,717
|
7,737
|
7,732
|
7,669
|
7,695
|
7,739
|
7,745
|
7,760
|
|
годовой темп прироста, %
|
0,35
|
0,26
|
-0,06
|
-0,81
|
0,34
|
0,57
|
0,08
|
0,19
|
0,08
|
Энергосистема Мурманской области
|
12,234
|
12,288
|
12,283
|
12,295
|
12,311
|
12,360
|
12,364
|
12,369
|
|
годовой темп прироста, %
|
0,07
|
0,44
|
-0,04
|
0,10
|
0,13
|
0,40
|
0,03
|
0,04
|
0,16
|
Энергосистема Республики Коми
|
8,844
|
8,839
|
8,829
|
8,842
|
8,855
|
8,890
|
8,881
|
8,894
|
|
годовой темп прироста, %
|
-1,22
|
-0,06
|
-0,11
|
0,15
|
0,15
|
0,40
|
-0,10
|
0,15
|
0,08
|
Энергосистема города Санкт-Петербург и Ленинградской области
|
43,522
|
43,813
|
44,082
|
44,495
|
44,877
|
45,248
|
45,531
|
45,769
|
|
годовой темп прироста, %
|
-0,76
|
0,67
|
0,61
|
0,94
|
0,86
|
0,83
|
0,63
|
0,52
|
0,72
|
Энергосистема Новгородской области
|
4,187
|
4,198
|
4,221
|
4,284
|
4,327
|
4,358
|
4,372
|
4,381
|
|
годовой темп прироста, %
|
2,60
|
0,26
|
0,55
|
1,49
|
1,00
|
0,72
|
0,32
|
0,21
|
0,66
|
Энергосистема Псковской области
|
2,140
|
2,146
|
2,162
|
2,183
|
2,194
|
2,212
|
2,215
|
2,221
|
|
годовой темп прироста, %
|
-1,02
|
0,28
|
0,75
|
0,97
|
0,50
|
0,82
|
0,14
|
0,27
|
0,52
|
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Центра, млрд. кВт·ч
Факт
|
Базовый вариант
|
Ср. год. прирост за 2016 - 2022 годы, %
|
|||||||
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 г.
|
||
ОЭС Центра
|
231,771
|
233,587
|
233,937
|
236,257
|
238,274
|
239,845
|
240,842
|
242,296
|
|
годовой темп, %
|
-0,50
|
0,78
|
0,15
|
0,99
|
0,85
|
0,66
|
0,42
|
0,60
|
0,64
|
Энергосистема Белгородской области
|
14,890
|
14,950
|
15,005
|
15,090
|
15,112
|
15,170
|
15,200
|
15,265
|
|
годовой темп, %
|
-0,11
|
0,40
|
0,37
|
0,57
|
0,15
|
0,38
|
0,20
|
0,43
|
0,36
|
Энергосистема Брянской области
|
4,478
|
4,488
|
4,485
|
4,490
|
4,514
|
4,569
|
4,600
|
4,632
|
|
годовой темп, %
|
-0,69
|
0,22
|
-0,07
|
0,11
|
0,53
|
1,22
|
0,68
|
0,70
|
0,49
|
Энергосистема Владимирской области
|
6,882
|
6,913
|
6,922
|
6,941
|
6,955
|
6,980
|
6,974
|
6,986
|
|
годовой темп, %
|
-0,32
|
0,45
|
0,13
|
0,27
|
0,20
|
0,36
|
-0,09
|
0,17
|
0,21
|
Энергосистема Вологодской области
|
13,611
|
13,657
|
13,644
|
13,651
|
13,541
|
13,661
|
13,729
|
13,832
|
|
годовой темп, %
|
0,58
|
0,34
|
-0,10
|
0,05
|
-0,81
|
0,89
|
0,50
|
0,75
|
0,23
|
Энергосистема Воронежской области
|
10,470
|
11,105
|
11,000
|
11,286
|
11,703
|
11,753
|
11,712
|
11,718
|
|
годовой темп, %
|
-0,66
|
6,06
|
-0,95
|
2,60
|
3,69
|
0,43
|
-0,35
|
0,05
|
1,63
|
Энергосистема Ивановской области
|
3,457
|
3,457
|
3,457
|
3,463
|
3,473
|
3,481
|
3,473
|
3,473
|
|
годовой темп, %
|
-3,54
|
0,00
|
0,00
|
0,17
|
0,29
|
0,23
|
-0,23
|
0,00
|
0,07
|
Энергосистема Калужской области
|
6,299
|
6,348
|
6,400
|
6,474
|
6,565
|
6,778
|
7,038
|
7,161
|
|
годовой темп, %
|
-0,36
|
0,78
|
0,82
|
1,16
|
1,41
|
3,24
|
3,84
|
1,75
|
1,84
|
Энергосистема Костромской области
|
3,579
|
3,591
|
3,598
|
3,606
|
3,606
|
3,615
|
3,606
|
3,606
|
|
годовой темп, %
|
-1,05
|
0,34
|
0,19
|
0,22
|
0,00
|
0,25
|
-0,25
|
0,00
|
0,09
|
Энергосистема Курской области
|
8,609
|
8,625
|
8,657
|
8,793
|
8,876
|
8,908
|
8,979
|
9,324
|
|
годовой темп, %
|
1,25
|
0,19
|
0,37
|
1,57
|
0,94
|
0,36
|
0,80
|
3,84
|
1,16
|
Энергосистема Липецкой области
|
12,255
|
12,311
|
12,290
|
12,316
|
12,347
|
12,413
|
12,404
|
12,437
|
|
годовой темп, %
|
1,24
|
0,46
|
-0,17
|
0,21
|
0,25
|
0,53
|
-0,07
|
0,27
|
0,21
|
Энергосистема Орловской области
|
2,793
|
2,799
|
2,796
|
2,801
|
2,805
|
2,823
|
2,822
|
2,829
|
|
годовой темп, %
|
-0,18
|
0,21
|
-0,11
|
0,18
|
0,14
|
0,64
|
-0,04
|
0,25
|
0,19
|
Энергосистема Рязанской области
|
6,429
|
6,430
|
6,440
|
6,478
|
6,516
|
6,573
|
6,580
|
6,611
|
|
годовой темп, %
|
-3,02
|
0,02
|
0,16
|
0,59
|
0,59
|
0,87
|
0,11
|
0,47
|
0,40
|
Энергосистема Смоленской области
|
6,342
|
6,312
|
6,230
|
6,385
|
6,276
|
6,318
|
6,428
|
6,437
|
|
годовой темп, %
|
0,60
|
-0,47
|
-1,30
|
2,49
|
-1,71
|
0,67
|
1,74
|
0,14
|
0,20
|
Энергосистема Тамбовской области
|
3,413
|
3,426
|
3,417
|
3,417
|
3,417
|
3,426
|
3,417
|
3,417
|
|
годовой темп, %
|
-0,50
|
0,38
|
-0,26
|
0,00
|
0,00
|
0,26
|
-0,26
|
0,00
|
0,01
|
Энергосистема Тверской области
|
8,345
|
8,207
|
8,272
|
8,411
|
8,316
|
8,323
|
8,372
|
8,302
|
|
годовой темп, %
|
1,66
|
-1,65
|
0,79
|
1,68
|
-1,13
|
0,08
|
0,59
|
-0,84
|
-0,07
|
Энергосистема Тульской области
|
9,838
|
9,791
|
9,793
|
9,862
|
9,917
|
9,978
|
10,081
|
10,196
|
|
годовой темп, %
|
-0,31
|
-0,48
|
0,02
|
0,70
|
0,56
|
0,62
|
1,03
|
1,14
|
0,51
|
Энергосистема Ярославской области
|
8,099
|
8,140
|
8,210
|
8,224
|
8,237
|
8,271
|
8,264
|
8,277
|
|
годовой темп, %
|
1,59
|
0,51
|
0,86
|
0,17
|
0,16
|
0,41
|
-0,08
|
0,16
|
0,31
|
Энергосистема города Москвы и Московской области
|
101,982
|
103,037
|
103,321
|
104,569
|
106,098
|
106,805
|
107,163
|
107,793
|
|
годовой темп, %
|
-1,18
|
1,03
|
0,28
|
1,21
|
1,46
|
0,67
|
0,34
|
0,59
|
0,80
|
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги, млрд. кВт·ч
Факт
|
Базовый вариант
|
Ср. год. прирост за 2016 - 2022 годы, %
|
|||||||
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 г.
|
||
ОЭС Средней Волги
|
104,257
|
104,725
|
105,055
|
105,686
|
106,243
|
106,967
|
106,940
|
107,108
|
|
годовой темп, %
|
-2,27
|
0,45
|
0,32
|
0,60
|
0,53
|
0,68
|
-0,03
|
0,16
|
0,39
|
Энергосистема Нижегородской области
|
19,695
|
19,776
|
19,817
|
19,903
|
19,966
|
20,064
|
20,056
|
20,098
|
|
годовой темп, %
|
-4,05
|
0,41
|
0,21
|
0,43
|
0,32
|
0,49
|
-0,04
|
0,21
|
0,29
|
Энергосистема Самарской области
|
23,265
|
23,259
|
23,285
|
23,336
|
23,384
|
23,475
|
23,462
|
23,516
|
|
годовой темп, %
|
-2,66
|
-0,03
|
0,11
|
0,22
|
0,21
|
0,39
|
-0,06
|
0,23
|
0,16
|
Энергосистема Республики Марий Эл
|
2,588
|
2,593
|
2,604
|
2,609
|
2,614
|
2,625
|
2,624
|
2,629
|
|
годовой темп, %
|
-1,78
|
0,19
|
0,42
|
0,19
|
0,19
|
0,42
|
-0,04
|
0,19
|
0,20
|
Энергосистема Республики Мордовия
|
3,150
|
3,166
|
3,171
|
3,182
|
3,194
|
3,213
|
3,216
|
3,227
|
|
годовой темп, %
|
-9,06
|
0,51
|
0,16
|
0,35
|
0,38
|
0,59
|
0,09
|
0,34
|
0,35
|
Энергосистема Пензенской области
|
4,925
|
4,935
|
4,946
|
4,969
|
4,983
|
4,998
|
4,988
|
4,991
|
|
годовой темп, %
|
-0,97
|
0,20
|
0,22
|
0,47
|
0,28
|
0,30
|
-0,20
|
0,06
|
0,19
|
Энергосистема Саратовской области
|
12,713
|
12,825
|
12,848
|
12,908
|
12,951
|
13,070
|
13,074
|
13,099
|
|
годовой темп, %
|
-1,91
|
0,88
|
0,18
|
0,47
|
0,33
|
0,92
|
0,03
|
0,19
|
0,43
|
Энергосистема Ульяновской области
|
5,917
|
5,959
|
5,990
|
6,038
|
6,087
|
6,122
|
6,121
|
6,135
|
|
годовой темп, %
|
-1,55
|
0,71
|
0,52
|
0,80
|
0,81
|
0,57
|
-0,02
|
0,23
|
0,52
|
Энергосистема Чувашской Республики
|
4,979
|
5,021
|
5,043
|
5,050
|
5,057
|
5,077
|
5,071
|
5,078
|
|
годовой темп, %
|
-2,26
|
0,84
|
0,44
|
0,14
|
0,14
|
0,40
|
-0,12
|
0,14
|
0,30
|
Энергосистема Республики Татарстан
|
27,025
|
27,191
|
27,351
|
27,691
|
28,007
|
28,323
|
28,328
|
28,335
|
|
годовой темп, %
|
-0,35
|
0,61
|
0,59
|
1,24
|
1,14
|
1,13
|
0,02
|
0,02
|
0,67
|
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Юга, млрд. кВт·ч
Факт
|
Базовый вариант
|
Ср. год. прирост за 2016 - 2022 годы, %
|
|||||||
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 г.
|
||
ОЭС Юга <*>
|
87,883
|
89,222
|
97,219
|
98,256
|
99,704
|
100,874
|
101,617
|
102,497
|
|
годовой темп, %
|
1,09
|
1,52
|
8,96
|
1,07
|
1,47
|
1,17
|
0,74
|
0,87
|
2,22
|
Энергосистема Астраханской области
|
4,384
|
4,421
|
4,446
|
4,459
|
4,481
|
4,494
|
4,495
|
4,506
|
|
годовой темп, %
|
0,18
|
0,84
|
0,57
|
0,29
|
0,49
|
0,29
|
0,02
|
0,24
|
0,40
|
Энергосистема Волгоградской области
|
15,060
|
15,188
|
15,312
|
15,377
|
15,551
|
15,720
|
15,744
|
15,839
|
|
годовой темп, %
|
-4,60
|
0,85
|
0,82
|
0,42
|
1,13
|
1,09
|
0,15
|
0,60
|
0,72
|
Энергосистема Чеченской Республики
|
2,598
|
2,630
|
2,646
|
2,714
|
2,807
|
2,838
|
2,854
|
2,877
|
|
годовой темп, %
|
2,28
|
1,23
|
0,61
|
2,57
|
3,43
|
1,10
|
0,56
|
0,81
|
1,47
|
Энергосистема Республики Дагестан
|
6,176
|
6,263
|
6,318
|
6,397
|
6,476
|
6,570
|
6,609
|
6,675
|
|
годовой темп, %
|
5,39
|
1,41
|
0,88
|
1,25
|
1,23
|
1,45
|
0,59
|
1,00
|
1,12
|
Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики
|
1,631
|
1,646
|
1,649
|
1,658
|
1,663
|
1,673
|
1,674
|
1,679
|
|
годовой темп, %
|
1,68
|
0,92
|
0,18
|
0,55
|
0,30
|
0,60
|
0,06
|
0,30
|
0,40
|
Энергосистема Республики Калмыкия
|
0,531
|
0,575
|
0,611
|
0,630
|
0,636
|
0,642
|
0,645
|
0,649
|
|
годовой темп, %
|
6,20
|
8,29
|
6,26
|
3,11
|
0,95
|
0,94
|
0,47
|
0,62
|
2,88
|
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
|
25,500
|
26,096
|
26,545
|
26,860
|
27,306
|
27,624
|
27,877
|
28,113
|
|
годовой темп, %
|
3,03
|
2,34
|
1,72
|
1,19
|
1,66
|
1,16
|
0,92
|
0,85
|
1,40
|
Энергосистема Ростовской области
|
17,971
|
18,148
|
18,146
|
18,341
|
18,666
|
18,870
|
18,995
|
19,196
|
|
годовой темп, %
|
0,68
|
0,98
|
-0,01
|
1,07
|
1,77
|
1,09
|
0,66
|
1,06
|
0,95
|
Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания
|
2,112
|
2,152
|
2,180
|
2,214
|
2,248
|
2,288
|
2,315
|
2,348
|
|
годовой темп, %
|
-1,22
|
1,89
|
1,30
|
1,56
|
1,54
|
1,78
|
1,18
|
1,43
|
1,54
|
Энергосистема Карачаево-Черкесской Республики
|
1,282
|
1,325
|
1,345
|
1,348
|
1,351
|
1,357
|
1,357
|
1,360
|
|
годовой темп, %
|
0,47
|
3,35
|
1,51
|
0,22
|
0,22
|
0,44
|
0,00
|
0,22
|
0,89
|
Энергосистема Ставропольского края
|
9,956
|
10,086
|
10,138
|
10,201
|
10,243
|
10,301
|
10,353
|
10,426
|
|
годовой темп, %
|
3,68
|
1,31
|
0,52
|
0,62
|
0,41
|
0,57
|
0,50
|
0,71
|
0,66
|
Энергосистема Республики Ингушетия
|
0,682
|
0,692
|
0,702
|
0,713
|
0,723
|
0,735
|
0,743
|
0,754
|
|
годовой темп, %
|
4,12
|
1,47
|
1,45
|
1,57
|
1,40
|
1,66
|
1,09
|
1,48
|
1,44
|
Энергосистема Республики Крым и города Севастополь
|
0,000
|
0,000
|
7,181
|
7,344
|
7,553
|
7,762
|
7,956
|
8,075
|
|
годовой темп, %
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
2,27
|
2,85
|
2,77
|
2,50
|
1,50
|
2,37 <**>
|
--------------------------------
<*> ОЭС Юга с учетом присоединения энергосистемы Республики Крым и города Севастополь с 2017 г.
<**> Среднегодовой темп прироста за 2018 - 2022 гг., %.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала, млрд. кВт·ч
Факт
|
Базовый вариант
|
Ср. год. прирост за 2016 - 2022 годы, %
|
|||||||
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 г.
|
||
ОЭС Урала
|
258,296
|
259,404
|
260,340
|
262,004
|
263,508
|
265,505
|
266,339
|
267,448
|
|
годовой темп, %
|
-0,91
|
0,43
|
0,36
|
0,64
|
0,57
|
0,76
|
0,31
|
0,42
|
0,50
|
Энергосистема Республики Башкортостан
|
26,438
|
26,563
|
26,727
|
26,843
|
26,991
|
27,188
|
27,260
|
27,360
|
|
годовой темп, %
|
0,27
|
0,47
|
0,62
|
0,43
|
0,55
|
0,73
|
0,26
|
0,37
|
0,49
|
Энергосистема Кировской области
|
7,375
|
7,397
|
7,383
|
7,393
|
7,399
|
7,427
|
7,409
|
7,429
|
|
годовой темп, %
|
-1,77
|
0,30
|
-0,19
|
0,14
|
0,08
|
0,38
|
-0,24
|
0,27
|
0,12
|
Энергосистема Курганской области
|
4,390
|
4,406
|
4,395
|
4,395
|
4,395
|
4,406
|
4,413
|
4,431
|
|
годовой темп, %
|
-4,59
|
0,36
|
-0,25
|
0,00
|
0,00
|
0,25
|
0,16
|
0,41
|
0,15
|
Энергосистема Оренбургской области
|
15,631
|
15,676
|
15,639
|
15,690
|
15,759
|
15,857
|
15,868
|
15,910
|
|
годовой темп, %
|
0,04
|
0,29
|
-0,24
|
0,33
|
0,44
|
0,62
|
0,07
|
0,26
|
0,24
|
Энергосистема Пермского края
|
23,428
|
23,623
|
23,800
|
24,049
|
24,296
|
24,598
|
24,728
|
24,965
|
|
годовой темп, %
|
-0,56
|
0,83
|
0,75
|
1,05
|
1,03
|
1,24
|
0,53
|
0,96
|
0,91
|
Энергосистема Свердловской области
|
42,941
|
42,927
|
42,974
|
43,147
|
43,221
|
43,459
|
43,455
|
43,540
|
|
годовой темп, %
|
-2,00
|
-0,03
|
0,11
|
0,40
|
0,17
|
0,55
|
-0,01
|
0,20
|
0,20
|
Энергосистема Удмуртской Республики
|
9,508
|
9,545
|
9,554
|
9,568
|
9,571
|
9,609
|
9,607
|
9,641
|
|
годовой темп, %
|
-0,11
|
0,39
|
0,09
|
0,15
|
0,03
|
0,40
|
-0,02
|
0,35
|
0,20
|
Энергосистема Челябинской области
|
35,696
|
35,729
|
35,750
|
35,916
|
36,073
|
36,302
|
36,350
|
36,439
|
|
годовой темп, %
|
-1,23
|
0,09
|
0,06
|
0,46
|
0,44
|
0,63
|
0,13
|
0,24
|
0,30
|
Энергосистема Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа Ханты-Мансийского автономного округа - Югра
|
92,889
|
93,538
|
94,118
|
95,003
|
95,803
|
96,659
|
97,249
|
97,733
|
|
годовой темп, %
|
-0,68
|
0,70
|
0,62
|
0,94
|
0,84
|
0,89
|
0,61
|
0,50
|
0,73
|
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири, млрд. кВт·ч
Факт
|
Базовый вариант
|
Ср. год. прирост за 2016 - 2022 годы, %
|
|||||||
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 г.
|
||
ОЭС Сибири <*>
|
203,525
|
205,705
|
206,904
|
208,005
|
209,045
|
210,247
|
211,051
|
212,049
|
|
годовой темп, %
|
-0,26
|
1,07
|
0,58
|
0,53
|
0,50
|
0,57
|
0,38
|
0,47
|
0,59
|
Энергосистема Алтайского края и Республики Алтай
|
10,682
|
10,686
|
10,688
|
10,702
|
10,715
|
10,755
|
10,757
|
10,764
|
|
годовой темп, %
|
-2,31
|
0,04
|
0,02
|
0,13
|
0,12
|
0,37
|
0,02
|
0,07
|
0,11
|
Энергосистема Республики Бурятия
|
5,364
|
5,387
|
5,383
|
5,406
|
5,413
|
5,428
|
5,425
|
5,435
|
|
годовой темп, %
|
-0,83
|
0,43
|
-0,07
|
0,43
|
0,13
|
0,28
|
-0,06
|
0,18
|
0,19
|
Энергосистема Иркутской области
|
52,467
|
52,664
|
52,740
|
53,143
|
53,737
|
54,169
|
54,447
|
54,673
|
|
годовой темп, %
|
-0,67
|
0,38
|
0,14
|
0,76
|
1,12
|
0,80
|
0,51
|
0,42
|
0,59
|
Энергосистема Красноярского края <*>
|
42,994
|
44,675
|
45,945
|
46,278
|
46,409
|
46,723
|
47,081
|
47,521
|
|
годовой темп, %
|
2,51
|
3,91
|
2,84
|
0,72
|
0,28
|
0,68
|
0,77
|
0,93
|
1,44
|
Энергосистема Республики Тыва
|
0,777
|
0,801
|
0,823
|
0,876
|
0,994
|
1,089
|
1,093
|
1,097
|
|
годовой темп, %
|
6,44
|
3,09
|
2,75
|
6,44
|
13,47
|
9,56
|
0,37
|
0,37
|
5,05
|
Энергосистема Новосибирской области
|
15,630
|
15,723
|
15,802
|
15,863
|
15,915
|
15,997
|
16,035
|
16,102
|
|
годовой темп, %
|
-0,99
|
0,60
|
0,50
|
0,39
|
0,33
|
0,52
|
0,24
|
0,42
|
0,43
|
Энергосистема Омской области
|
10,881
|
10,925
|
10,938
|
10,976
|
11,011
|
11,061
|
11,069
|
11,120
|
|
годовой темп, %
|
-1,01
|
0,40
|
0,12
|
0,35
|
0,32
|
0,45
|
0,07
|
0,46
|
0,31
|
Энергосистема Томской области
|
8,552
|
8,596
|
8,612
|
8,625
|
8,643
|
8,666
|
8,676
|
8,701
|
|
годовой темп, %
|
-4,17
|
0,51
|
0,19
|
0,15
|
0,21
|
0,27
|
0,12
|
0,29
|
0,25
|
Энергосистема Забайкальского края
|
7,753
|
7,795
|
7,814
|
7,877
|
7,926
|
7,979
|
7,984
|
8,009
|
|
годовой темп, %
|
-1,05
|
0,54
|
0,24
|
0,81
|
0,62
|
0,67
|
0,06
|
0,31
|
0,46
|
Энергосистема Республики Хакасия
|
16,645
|
16,643
|
16,638
|
16,643
|
16,648
|
16,682
|
16,681
|
16,701
|
|
годовой темп, %
|
0,82
|
-0,01
|
-0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,20
|
-0,01
|
0,12
|
0,05
|
Энергосистема Кемеровской области
|
31,780
|
31,810
|
31,521
|
31,616
|
31,634
|
31,698
|
31,803
|
31,926
|
|
годовой темп, %
|
-1,25
|
0,09
|
-0,91
|
0,30
|
0,06
|
0,20
|
0,33
|
0,39
|
0,07
|
--------------------------------
<*> Энергосистема Красноярского края с учетом присоединения Ванкорского энергорайона с 2015 года.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Востока, млрд. кВт·ч
Факт
|
Базовый вариант
|
Ср. год. прирост за 2016 - 2022 годы, %
|
|||||||
2015 г.
|
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 г.
|
||
ОЭС Востока <*>
|
32,223
|
32,358
|
38,363
|
39,289
|
40,062
|
40,385
|
42,265
|
42,504
|
|
годовой темп прироста, %
|
1,32
|
0,42
|
18,56
|
2,41
|
1,97
|
0,81
|
4,66
|
0,57
|
4,03
|
Энергосистема Амурской области
|
8,069
|
8,095
|
8,127
|
8,202
|
8,317
|
8,405
|
8,414
|
8,445
|
|
годовой темп, %
|
1,06
|
0,32
|
0,40
|
0,92
|
1,40
|
1,06
|
0,11
|
0,37
|
0,65
|
Энергосистема Приморского края
|
12,778
|
12,797
|
13,020
|
13,433
|
13,836
|
13,939
|
15,790
|
15,968
|
|
годовой темп, %
|
1,86
|
0,15
|
1,74
|
3,17
|
3,00
|
0,74
|
13,28
|
1,13
|
3,23
|
Энергосистема Хабаровского края и Еврейского автономного округа
|
9,653
|
9,731
|
9,773
|
9,872
|
9,985
|
10,071
|
10,065
|
10,095
|
|
годовой темп, %
|
0,49
|
0,81
|
0,43
|
1,01
|
1,14
|
0,86
|
-0,06
|
0,30
|
0,64
|
Южный, Центральный и Западный энергорайоны Республики (Саха) Якутия <*>
|
1,722
|
1,735
|
7,443
|
7,782
|
7,924
|
7,970
|
7,996
|
7,996
|
|
годовой темп прироста, %
|
3,30
|
0,75
|
328,99
|
4,55
|
1,82
|
0,58
|
0,33
|
0,00
|
24,53
|
--------------------------------
<*> Южно-Якутский энергорайон с учетом присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) с 2017 года.
Приложение N 2
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ОБЪЕМЫ
ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ
И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ОЭС
И ЕЭС РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
Электростанция (станционный номер, тип турбины)
|
Генерирующая компания
|
Вид топлива
|
Тип демонтажа
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
2016 - 2022 годы
|
ОЭС Северо-Запада
|
|||||||||||
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
|
||||||||
ТЭЦ-14 Первомайская (г. СПб)
|
ОАО "ТГК-1"
|
||||||||||
3 ПТ-...-130
|
Газ природный
|
окончательный
|
58,0
|
58,0
|
|||||||
4 ПТ-60-130
|
Газ природный
|
окончательный
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
5 Т-...-130
|
Газ природный
|
окончательный
|
46,0
|
46,0
|
|||||||
Всего по станции
|
164,0
|
164,0
|
|||||||||
ТЭЦ-15 Автовская
|
ОАО "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
|
|||||||||
ОЭС Северо-Запада, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
206,0
|
1000,0
|
1000,0
|
2206,0
|
|||||||
АЭС
|
1000,0
|
1000,0
|
2000,0
|
||||||||
ТЭС
|
206,0
|
206,0
|
|||||||||
ОЭС Центра
|
|||||||||||
Энергосистема Брянской области
|
|||||||||||
Клинцовская ТЭЦ
|
ПАО "Квадра"
|
||||||||||
3 Р-6-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
4 Р-6-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
Всего по станции
|
12,0
|
12,0
|
|||||||||
Энергосистема Воронежской области
|
|||||||||||
Нововоронежская АЭС
|
АО "Концерн Росэнергоатом"
|
||||||||||
3 ВВЭР-417
|
Ядерное топливо
|
окончательный
|
417,0
|
417,0
|
|||||||
Воронежская ТЭЦ-1
|
ПАО "Квадра"
|
||||||||||
5 ПТ-30-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
30,0
|
30,0
|
|||||||
Энергосистема Костромской области
|
|||||||||||
Шарьинская ТЭЦ
|
МУП "Шарьинская ТЭЦ"
|
||||||||||
1 П-3-35
|
Мазут
|
окончательный
|
3,0
|
3,0
|
|||||||
2 Р-6-35
|
Мазут
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
3 Р-12-35
|
Торф
|
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-5-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
4,8
|
4,8
|
|||||||
Энергосистема Липецкой области
|
|||||||||||
Данковская ТЭЦ
|
ПАО "Квадра"
|
||||||||||
1 Т-6-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
2 Р-4-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
4,0
|
4,0
|
|||||||
Всего по станции
|
10,0
|
10,0
|
|||||||||
Энергосистема г. Москвы и Московской области
|
|||||||||||
ТЭЦ-8 фил. ТЭЦ-9 Мосэнерго
|
ПАО "Мосэнерго"
|
||||||||||
5 Р-25-130
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
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
|
|||||||
3 Т-50-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
50,0
|
50,0
|
|||||||
Всего по станции
|
105,0
|
105,0
|
|||||||||
ТЭЦ-20 Мосэнерго
|
ПАО "Мосэнерго"
|
||||||||||
1 Т-30-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
30,0
|
30,0
|
|||||||
ГРЭС-4 Каширская
|
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
|
||||||||||
2 К-300-240
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
300,0
|
300,0
|
|||||||
ТЭЦ-6 (г. Орехово-Зуево)
|
ПАО "Мосэнерго"
|
||||||||||
1 П-6-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
2 П-6-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
3 Р-6-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
Всего по станции
|
18,0
|
18,0
|
|||||||||
ТЭЦ-17 Мосэнерго
|
ПАО "Мосэнерго"
|
||||||||||
2 Т-40-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
40,0
|
40,0
|
|||||||
ТЭЦ-22 Мосэнерго
|
ПАО "Мосэнерго"
|
||||||||||
9 Т-240-240
|
Газ природный
|
окончательный
|
240,0
|
240,0
|
|||||||
Энергосистема Тамбовской области
|
|||||||||||
Тамбовская ТЭЦ
|
ПАО "Квадра"
|
||||||||||
6 ПТ-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Энергосистема Тульской области
|
|||||||||||
ГРЭС Черепетская
|
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
|
||||||||||
5 К-300-240
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
300,0
|
300,0
|
|||||||
6 К-300-240
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
300,0
|
300,0
|
|||||||
7 К-265-240
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
265,0
|
265,0
|
|||||||
Всего по станции
|
865,0
|
865,0
|
|||||||||
ГРЭС Новомосковская
|
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
|
|||||||
ОЭС Центра, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
1092,8
|
890,0
|
300,0
|
1000,0
|
3282,8
|
||||||
АЭС
|
417,0
|
1000,0
|
1417,0
|
||||||||
ТЭС
|
675,8
|
890,0
|
300,0
|
1865,8
|
|||||||
ОЭС Средней Волги
|
|||||||||||
Энергосистема Самарской области
|
|||||||||||
Самарская ГРЭС
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
5 Р-25-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Энергосистема Саратовской области
|
|||||||||||
Саратовская ГРЭС
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
3 Р-12-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
Саратовская ТЭЦ-2
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
1 ПТ-30-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
30,0
|
30,0
|
|||||||
4 ПТ-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Всего по станции
|
55,0
|
55,0
|
|||||||||
Саратовская ТЭЦ-1
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
1 ПР-9-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
9,0
|
9,0
|
|||||||
2 ПР-9-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
9,0
|
9,0
|
|||||||
Всего по станции
|
18,0
|
18,0
|
|||||||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
73,0
|
37,0
|
110,0
|
||||||||
ТЭС
|
73,0
|
37,0
|
110,0
|
||||||||
ОЭС Юга
|
|||||||||||
Энергосистема Волгоградской области
|
|||||||||||
Волгоградская ГРЭС
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго"
|
||||||||||
7 Р-22-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
22,0
|
22,0
|
|||||||
8 Р-18-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
18,0
|
18,0
|
|||||||
Всего по станции
|
40,0
|
40,0
|
|||||||||
Камышинская ТЭЦ
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго"
|
||||||||||
1 ПТ-11-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
11,0
|
11,0
|
|||||||
ОЭС Юга, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
51,0
|
51,0
|
|||||||||
ТЭС
|
51,0
|
51,0
|
|||||||||
ОЭС Урала
|
|||||||||||
Энергосистема Кировской области
|
|||||||||||
Кировская ТЭЦ-1
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
2 Р-5-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
5,0
|
5,0
|
|||||||
Кировская ТЭЦ-3
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
3 ПТ-25-90
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Энергосистема Пермского края
|
|||||||||||
Пермская ТЭЦ-13
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
3 Р-12-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
Березниковская ТЭЦ-4
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
1 Р-6-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
5,8
|
5,8
|
|||||||
3 Р-4-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
3,9
|
3,9
|
|||||||
7 Р-...-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
2,1
|
2,1
|
|||||||
Всего по станции
|
11,8
|
11,8
|
|||||||||
Энергосистема Свердловской области
|
|||||||||||
Верхнетагильская ГРЭС
|
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
|
||||||||||
7 К-165-130
|
Уголь Экибастузский
|
окончательный
|
165,0
|
165,0
|
|||||||
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
|
|||||||||
Нижнетуринская ГРЭС
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
8 Т-88-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
88,0
|
88,0
|
|||||||
Свердловская ТЭЦ
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
3 ПР-12-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
ГТ ТЭЦ г. Реж
|
АО "ГТ Энерго"
|
||||||||||
1 ГТ-9 (Т)
|
Газ природный
|
окончательный
|
9,0
|
9,0
|
|||||||
2 ГТ-9 (Т)
|
Газ природный
|
окончательный
|
9,0
|
9,0
|
|||||||
Всего по станции
|
18,0
|
18,0
|
|||||||||
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
|
85,0
|
170,0
|
255,0
|
||||||||
Челябинская ГРЭС
|
ОАО "Фортум"
|
||||||||||
1 Р-...-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
11,0
|
11,0
|
|||||||
2 Р-...-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
11,0
|
11,0
|
|||||||
3 Р-12-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
7 Р-5-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
5,0
|
5,0
|
|||||||
Всего по станции
|
39,0
|
39,0
|
|||||||||
ОЭС Урала, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
83,8
|
377,0
|
558,0
|
1018,8
|
|||||||
ТЭС
|
83,8
|
377,0
|
558,0
|
1018,8
|
|||||||
ОЭС Сибири
|
|||||||||||
Энергосистема Алтайского края и Республики Алтай
|
|||||||||||
Бийская ТЭЦ-1
|
ОАО "Бийскэнерго"
|
||||||||||
1 ПТ-25-90
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Энергосистема Иркутской области
|
|||||||||||
Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 (ТЭЦ-1)
|
ПАО "Иркутскэнерго"
|
||||||||||
5 П-19-90
|
Уголь Иркутский
|
окончательный
|
19,0
|
19,0
|
|||||||
Энергосистема Новосибирской области
|
|||||||||||
Новосибирская ТЭЦ-4
|
ОАО "СИБЭКО"
|
||||||||||
3 ПТ-22-90
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
22,0
|
22,0
|
|||||||
4 ПТ-22-90
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
22,0
|
22,0
|
|||||||
Всего по станции
|
22,0
|
22,0
|
44,0
|
||||||||
Новосибирская ТЭЦ-3
|
ОАО "СИБЭКО"
|
||||||||||
1 Т-17-29
|
Уголь Канско-Ачинский
|
окончательный
|
16,5
|
16,5
|
|||||||
Новосибирская ТЭЦ-2
|
ОАО "СИБЭКО"
|
||||||||||
3 Т-20-90
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
20,0
|
20,0
|
|||||||
4 Т-20-90
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
20,0
|
20,0
|
|||||||
5 Т-20-90
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
20,0
|
20,0
|
|||||||
Всего по станции
|
60,0
|
60,0
|
|||||||||
Барабинская ТЭЦ
|
ОАО "СИБЭКО"
|
||||||||||
5 К-25-90
|
Уголь Кузнецкий
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Энергосистема Омской области
|
|||||||||||
Омская ТЭЦ-3
|
АО "ТГК-11"
|
||||||||||
4 Р-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
7 ПТ-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
8 Р-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Всего по станции
|
75,0
|
75,0
|
|||||||||
ОЭС Сибири, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
167,5
|
75,0
|
22,0
|
264,5
|
|||||||
ТЭС
|
167,5
|
75,0
|
22,0
|
264,5
|
|||||||
ОЭС Востока
|
|||||||||||
Энергосистема Приморского края
|
|||||||||||
Партизанская ГРЭС
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
3 К-...-90
|
Уголь Нерюнгринский
|
окончательный
|
41,0
|
41,0
|
|||||||
ОЭС Востока, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
41,0
|
41,0
|
|||||||||
ТЭС
|
41,0
|
41,0
|
|||||||||
ЕЭС России - всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
1674,1
|
1383,0
|
1617,0
|
300,0
|
1000,0
|
1000,0
|
6974,1
|
||||
АЭС
|
417,0
|
1000,0
|
1000,0
|
1000,0
|
3417,0
|
||||||
ТЭС
|
1257,1
|
1383,0
|
617,0
|
300,0
|
3557,1
|
Приложение N 3
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ИНФОРМАЦИЯ
О ПЛАНАХ СОБСТВЕННИКОВ ПО ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ (НЕ УЧИТЫВАЕМАЯ ПРИ РАСЧЕТЕ
РЕЖИМНО-БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ) ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ
НА 2016 - 2022 ГОДЫ
Электростанция (станционный номер, тип турбины)
|
Генерирующая компания
|
Вид топлива
|
Тип демонтажа
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
2016 - 2022 годы
|
ОЭС Северо-Запада
|
|||||||||||
Энергосистема Архангельской области
|
|||||||||||
ТЭЦ-1 Архангельского ЦБК
|
ОАО "Архангельский ЦБК"
|
||||||||||
1 П-6-29
|
Уголь Интинский
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
Энергосистема Калининградской области
|
|||||||||||
Гусевская ТЭЦ
|
ОАО "Калининградская генерирующая компания"
|
||||||||||
2 Р-9-29
|
Мазут
|
окончательный
|
8,5
|
8,5
|
|||||||
Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
|
|||||||||||
Центральная ТЭЦ (г. СПб)
|
ОАО "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
|
32,0
|
23,0
|
55,0
|
||||||||
ТЭЦ-15 Автовская
|
ОАО "ТГК-1"
|
||||||||||
5 Т-22-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
22,0
|
22,0
|
|||||||
ТЭЦ-1 Обуховэнерго
|
ООО "Обуховэнерго"
|
||||||||||
1 П-...-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,9
|
12,9
|
|||||||
2 Р-12-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
Всего по станции
|
24,9
|
24,9
|
|||||||||
БТЭЦ-2 ЗАО "ГСР ТЭЦ"
|
АО "ГСР ТЭЦ"
|
||||||||||
1 П-20-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
20,0
|
20,0
|
|||||||
Энергосистема Мурманской области
|
|||||||||||
Кольская АЭС
|
АО "Концерн Росэнергоатом"
|
||||||||||
2 ВВЭР-440
|
Ядерное топливо
|
окончательный
|
440,0
|
440,0
|
|||||||
ОЭС Северо-Запада, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
28,0
|
60,5
|
487,9
|
576,4
|
|||||||
АЭС
|
440,0
|
440,0
|
|||||||||
ТЭС
|
28,0
|
60,5
|
47,9
|
136,4
|
|||||||
ОЭС Центра
|
|||||||||||
Энергосистема г. Москвы и Московской области
|
|||||||||||
ГТЭС "Коломенская"
|
ООО "НафтаСибЭнерго"
|
||||||||||
1 ГТ-45(Т)
|
Газ природный
|
окончательный
|
45,3
|
45,3
|
|||||||
2 ГТ-45(Т)
|
Газ природный
|
окончательный
|
45,3
|
45,3
|
|||||||
3 ГТ-45(Т)
|
Газ природный
|
окончательный
|
45,4
|
45,4
|
|||||||
Всего по станции
|
136,0
|
136,0
|
|||||||||
ТЭЦ-17 Мосэнерго
|
ПАО "Мосэнерго"
|
||||||||||
4 Т-75-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
75,0
|
75,0
|
|||||||
Энергосистема Смоленской области
|
|||||||||||
Дорогобужская ТЭЦ
|
ПАО "Квадра"
|
||||||||||
1 Р-18-90
|
Уголь Подмосковный
|
окончательный
|
18,0
|
18,0
|
|||||||
2 Т-...-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
38,0
|
38,0
|
|||||||
Всего по станции
|
56,0
|
56,0
|
|||||||||
Энергосистема Тамбовской области
|
|||||||||||
Котовская ТЭЦ
|
ПАО "Квадра"
|
||||||||||
4 ПТ-80-130
|
Газ природный
|
окончательный
|
80,0
|
80,0
|
|||||||
ОЭС Центра, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
267,0
|
80,0
|
347,0
|
||||||||
ТЭС
|
267,0
|
80,0
|
347,0
|
||||||||
ОЭС Средней Волги
|
|||||||||||
Энергосистема Республики Марий Эл
|
|||||||||||
ТЭЦ ОАО "МЦБК"
|
ОАО "Марийский целлюлозно-бумажный комбинат"
|
||||||||||
6 ПР-6-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
Энергосистема Пензенской области
|
|||||||||||
Пензенская ТЭЦ-1
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
3 ПТ-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Энергосистема Самарской области
|
|||||||||||
Самарская ГРЭС
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
1 ПТ-12-29
|
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"
|
||||||||||
7 Т-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
ТЭЦ-1 АО "Куйбышевский НПЗ"
|
АО "Куйбышевский НПЗ"
|
||||||||||
3 Р-6-35
|
Мазут
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
4 Р-6-35
|
Мазут
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
Всего по станции
|
12,0
|
12,0
|
|||||||||
Энергосистема Саратовской области
|
|||||||||||
Саратовская ГРЭС
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
2 ПТ-11-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
11,0
|
11,0
|
|||||||
Энергосистема Республики Чувашия
|
|||||||||||
Новочебоксарская ТЭЦ-3
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
2 Р-20-130
|
Газ природный
|
окончательный
|
20,0
|
20,0
|
|||||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
17,0
|
45,0
|
61,0
|
12,0
|
135,0
|
||||||
ТЭС
|
17,0
|
45,0
|
61,0
|
12,0
|
135,0
|
||||||
ОЭС Юга
|
|||||||||||
Энергосистема Волгоградской области
|
|||||||||||
Волгоградская ГРЭС
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго"
|
||||||||||
1 Т-20-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
20,0
|
20,0
|
|||||||
3 Р-12-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
Всего по станции
|
32,0
|
32,0
|
|||||||||
Энергосистема Республики Дагестан
|
|||||||||||
Гергебильская ГЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
1 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
окончательный
|
1,4
|
1,4
|
|||||||
2 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
окончательный
|
1,4
|
1,4
|
|||||||
Всего по станции
|
2,8
|
2,8
|
|||||||||
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
|
|||||||||||
Краснодарская ТЭЦ
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго"
|
||||||||||
1 ПТ-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
4 ПТ-50-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
50,0
|
50,0
|
|||||||
Всего по станции
|
75,0
|
75,0
|
|||||||||
Крымская ГТЭЦ
|
АО "ГТ Энерго"
|
||||||||||
1 ГТ-9 (Т)
|
Газ природный
|
окончательный
|
9,0
|
9,0
|
|||||||
2 ГТ-9 (Т)
|
Газ природный
|
окончательный
|
9,0
|
9,0
|
|||||||
Всего по станции
|
18,0
|
18,0
|
|||||||||
Энергосистема Ростовской области
|
|||||||||||
Новочеркасская ГТ ТЭЦ
|
АО "ГТ Энерго"
|
||||||||||
1 ГТ-9 (Т)
|
Газ природный
|
окончательный
|
9,0
|
9,0
|
|||||||
2 ГТ-9 (Т)
|
Газ природный
|
окончательный
|
9,0
|
9,0
|
|||||||
Всего по станции
|
18,0
|
18,0
|
|||||||||
ОЭС Юга, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
70,8
|
75,0
|
145,8
|
||||||||
ГЭС
|
2,8
|
2,8
|
|||||||||
ТЭС
|
68,0
|
75,0
|
143,0
|
||||||||
ОЭС Урала
|
|||||||||||
Энергосистема Оренбургской области
|
|||||||||||
Медногорская ТЭЦ
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
1 Р-4-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
4,0
|
4,0
|
|||||||
Энергосистема Пермского края
|
|||||||||||
Березниковская ТЭЦ-10
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
2 ПР-12-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
5 Р-9-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
9,0
|
9,0
|
|||||||
Всего по станции
|
21,0
|
21,0
|
|||||||||
Пермская ТЭЦ-13
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
2 Р-6-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
Березниковская ТЭЦ-2
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
6 Р-6-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
Энергосистема Свердловской области
|
|||||||||||
Верхнетагильская ГРЭС
|
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
|
||||||||||
8 К-165-130
|
Газ природный
|
окончательный
|
165,0
|
165,0
|
|||||||
Нижнетуринская ГРЭС
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
4 Р-...-130
|
Газ природный
|
окончательный
|
15,0
|
15,0
|
|||||||
Качканарская ТЭЦ
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
2 ПР-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Свердловская ТЭЦ
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
5 ПР-12-29
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
ТЭЦ "Уралметпром" (ТЭЦ ВИЗа)
|
ЗАО Межотраслевой концерн "Уралметпром"
|
||||||||||
1 ПТ-24-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
23,5
|
23,5
|
|||||||
2 ПР-...-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
23,5
|
23,5
|
|||||||
3 ПР-...-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
23,5
|
23,5
|
|||||||
Всего по станции
|
70,5
|
70,5
|
|||||||||
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
|
|||||||||||
ПЭС Надым 05
|
ООО "Северная ПЛЭС"
|
||||||||||
1 ГТ-12
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
2 ГТ-12
|
Газ природный
|
окончательный
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
Всего по станции
|
24,0
|
24,0
|
|||||||||
Энергосистема Челябинской области
|
|||||||||||
Троицкая ГРЭС
|
ПАО "ОГК-2"
|
||||||||||
4 К-278-240
|
Уголь Экибастузский
|
окончательный
|
278,0
|
278,0
|
|||||||
5 К-278-240
|
Уголь Экибастузский
|
окончательный
|
278,0
|
278,0
|
|||||||
Всего по станции
|
556,0
|
556,0
|
|||||||||
ОЭС Урала, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
718,5
|
186,0
|
904,5
|
||||||||
ТЭС
|
718,5
|
186,0
|
904,5
|
||||||||
ОЭС Сибири
|
|||||||||||
Энергосистема Иркутской области
|
|||||||||||
Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 (ТЭЦ-1)
|
ПАО "Иркутскэнерго"
|
||||||||||
11 Т-22-90
|
Уголь Иркутский
|
окончательный
|
22,0
|
22,0
|
|||||||
Энергосистема Красноярского края
|
|||||||||||
Красноярская ГРЭС-2
|
ПАО "ОГК-2"
|
||||||||||
5 ПТ-50-90
|
Уголь Канско-Ачинский
|
окончательный
|
50,0
|
50,0
|
|||||||
Энергосистема Республики Тыва
|
|||||||||||
Мобильная ГТЭС "Кызылская" (ПС Кызылская 45)
|
ОАО "Мобильные ГТЭС"
|
||||||||||
1 ГТ КЭС
|
Моторное топливо
|
окончательный
|
22,5
|
22,5
|
|||||||
ОЭС Сибири, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
22,0
|
22,5
|
50,0
|
94,5
|
|||||||
ТЭС
|
22,0
|
22,5
|
50,0
|
94,5
|
|||||||
ОЭС Востока
|
|||||||||||
Энергосистема Амурской области
|
|||||||||||
Райчихинская ГРЭС
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
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
|
|||||||||||
Артемовская ТЭЦ
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
7 К-100-90
|
Уголь Приморский
|
окончательный
|
100,0
|
100,0
|
|||||||
8 К-100-90
|
Уголь Ургальский
|
окончательный
|
100,0
|
100,0
|
|||||||
Всего по станции
|
100,0
|
100,0
|
200,0
|
||||||||
Владивостокская ТЭЦ-2
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
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
|
105,0
|
178,0
|
283,0
|
||||||||
Партизанская ГРЭС
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
1 Т-97-90
|
Уголь Нерюнгринский
|
окончательный
|
97,0
|
97,0
|
|||||||
Энергосистема Хабаровского края
|
|||||||||||
Майская ГРЭС
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
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
|
||||||||
Хабаровская ТЭЦ-1
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
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
|
||||||||
Амурская ТЭЦ-1
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
1 ПР-25-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
2 ПТ-60-90
|
Газ природный
|
окончательный
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
Всего по станции
|
85,0
|
85,0
|
|||||||||
Южно-Якутский энергорайон
|
|||||||||||
Чульманская ТЭЦ
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
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 "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
1 ГТ-45
|
Газ природный
|
окончательный
|
45,0
|
45,0
|
|||||||
2 ГТ-45
|
Газ природный
|
окончательный
|
45,0
|
45,0
|
|||||||
5 ГТ-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
35,0
|
35,0
|
|||||||
6 ГТ-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
35,0
|
35,0
|
|||||||
7 ГТ-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
35,0
|
35,0
|
|||||||
8 ГТ-35
|
Газ природный
|
окончательный
|
35,0
|
35,0
|
|||||||
Всего по станции
|
45,0
|
115,0
|
35,0
|
35,0
|
230,0
|
||||||
ОЭС Востока, всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
45,0
|
164,0
|
216,0
|
335,0
|
715,0
|
1475,0
|
|||||
ТЭС
|
45,0
|
164,0
|
216,0
|
335,0
|
715,0
|
1475,0
|
|||||
ЕЭС России - всего
|
|||||||||||
Демонтаж всего
|
1101,3
|
513,5
|
247,5
|
765,9
|
335,0
|
715,0
|
3678,2
|
||||
АЭС
|
440,0
|
440,0
|
|||||||||
ГЭС
|
2,8
|
2,8
|
|||||||||
ТЭС
|
1098,5
|
513,5
|
247,5
|
325,9
|
335,0
|
715,0
|
3235,4
|
Приложение N 4
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
ВВОДОВ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ
ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
МВт
Электростанция (станционный номер, тип турбины)
|
Генерирующая компания
|
Вид топлива
|
Тип ввода
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
2016 - 2022 годы
|
ОЭС Северо-Запада
|
|||||||||||
Энергосистема Калининградской области
|
|||||||||||
Приморская ТЭС
|
ООО "Калининградская генерация"
|
||||||||||
1 К-65-130
|
Уголь
|
новое строительство
|
65,0
|
65,0
|
|||||||
2 К-65-130
|
Уголь
|
новое строительство
|
65,0
|
65,0
|
|||||||
3 К-65-130
|
Уголь
|
новое строительство
|
65,0
|
65,0
|
|||||||
Всего по станции
|
195,0
|
195,0
|
|||||||||
Маяковская ТЭС
|
ООО "Калининградская генерация"
|
||||||||||
1 ГТ КЭС
|
Газ природный
|
новое строительство
|
78,0
|
78,0
|
|||||||
2 ГТ КЭС
|
Газ природный
|
новое строительство
|
78,0
|
78,0
|
|||||||
Всего по станции
|
156,0
|
156,0
|
|||||||||
Прегольская ТЭС
|
ООО "Калининградская генерация"
|
||||||||||
1 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
новое строительство
|
114,0
|
114,0
|
|||||||
2 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
новое строительство
|
114,0
|
114,0
|
|||||||
3 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
новое строительство
|
114,0
|
114,0
|
|||||||
4 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
новое строительство
|
114,0
|
114,0
|
|||||||
Всего по станции
|
456,0
|
456,0
|
|||||||||
Талаховская ТЭС
|
ООО "Калининградская генерация"
|
||||||||||
1 ГТ КЭС
|
Газ природный
|
новое строительство
|
78,0
|
78,0
|
|||||||
2 ГТ КЭС
|
Газ природный
|
новое строительство
|
78,0
|
78,0
|
|||||||
Всего по станции
|
156,0
|
156,0
|
|||||||||
Энергосистема Республики Карелия
|
|||||||||||
МГЭС "Белопорожская ГЭС-1"
|
ЗАО "Норд Гидро"
|
||||||||||
51 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
24,9
|
24,9
|
|||||||
МГЭС "Белопорожская ГЭС-2"
|
ЗАО "Норд Гидро"
|
||||||||||
51 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
24,9
|
24,9
|
|||||||
Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
|
|||||||||||
Ленинградская АЭС-2 (Копорская АЭС)
|
АО "Концерн Росэнергоатом"
|
||||||||||
1 ВВЭР-1200
|
Ядерное топливо
|
новое строительство
|
1198,8
|
1198,8
|
|||||||
2 ВВЭР-1200
|
Ядерное топливо
|
новое строительство
|
1198,8
|
1198,8
|
|||||||
3 ВВЭР-1200
|
Ядерное топливо
|
новое строительство
|
1198,8
|
1198,8
|
|||||||
Всего по станции
|
1198,8
|
1198,8
|
1198,8
|
3596,4
|
|||||||
Центральная ТЭЦ (г. СПб)
|
ОАО "ТГК-1"
|
||||||||||
15 ГТ-50(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
50,0
|
50,0
|
|||||||
16 ГТ-50(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
50,0
|
50,0
|
|||||||
Всего по станции
|
100,0
|
100,0
|
|||||||||
Юго-Западная ТЭЦ
|
АО "Юго-Западная ТЭЦ"
|
||||||||||
2 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
304,3
|
304,3
|
|||||||
ОЭС Северо-Запада, всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
404,3
|
1198,8
|
768,0
|
1443,6
|
1198,8
|
5013,5
|
|||||
АЭС
|
1198,8
|
1198,8
|
1198,8
|
3596,4
|
|||||||
ГЭС
|
49,8
|
49,8
|
|||||||||
ТЭС
|
404,3
|
768,0
|
195,0
|
1367,3
|
|||||||
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 (Донская АЭС)
|
АО "Концерн Росэнергоатом"
|
||||||||||
1 ВВЭР
|
Ядерное топливо
|
новое строительство
|
1195,4
|
1195,4
|
|||||||
2 ВВЭР
|
Ядерное топливо
|
новое строительство
|
1195,4
|
1195,4
|
|||||||
Всего по станции
|
1195,4
|
1195,4
|
2390,8
|
||||||||
Энергосистема Курской области
|
|||||||||||
Курская АЭС-2
|
АО "Концерн Росэнергоатом"
|
||||||||||
1 ВВЭР
|
Ядерное топливо
|
новое строительство
|
1255,0
|
1255,0
|
|||||||
Курская ТЭЦ-1
|
ПАО "Квадра"
|
||||||||||
6 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
107,0
|
107,0
|
|||||||
Энергосистема Липецкой области
|
|||||||||||
СЭС "Казинка"
|
ООО "КомплексИндустрия"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
15,0
|
15,0
|
|||||||
СЭС "Нива"
|
ООО "КомплексИндустрия"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
15,0
|
15,0
|
|||||||
СЭС "Доброе"
|
ООО "КомплексИндустрия"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
15,0
|
15,0
|
|||||||
Энергосистема г. Москвы и Московской области
|
|||||||||||
Загорская ГАЭС-2
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
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
|
420,0
|
420,0
|
840,0
|
||||||||
Энергосистема Рязанской области
|
|||||||||||
Ново-Рязанская ТЭЦ
|
ООО "Новорязанская ТЭЦ"
|
||||||||||
4 Р-30-90
|
Газ природный
|
замена
|
30,0
|
30,0
|
|||||||
Дягилевская ТЭЦ
|
ПАО "Квадра"
|
||||||||||
1 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
115,0
|
115,0
|
|||||||
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
|
1920,4
|
750,0
|
1660,4
|
1255,0
|
5585,8
|
||||||
АЭС
|
1195,4
|
1195,4
|
1255,0
|
3645,8
|
|||||||
ГАЭС
|
420,0
|
420,0
|
840,0
|
||||||||
ТЭС
|
680,0
|
330,0
|
30,0
|
1040,0
|
|||||||
ВИЭ - всего
|
45,0
|
15,0
|
60,0
|
||||||||
солнечные
|
45,0
|
15,0
|
60,0
|
||||||||
ОЭС Средней Волги
|
|||||||||||
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
|
25,0
|
25,0
|
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
|
|||||||
Энергосистема Республики Татарстан
|
|||||||||||
Казанская ТЭЦ-3
|
ОАО "ТГК-16"
|
||||||||||
7 ГТ ТЭЦ
|
Газ природный
|
новое строительство
|
388,6
|
388,6
|
|||||||
Казанская ТЭЦ-1
|
ОАО "Генерирующая компания"
|
||||||||||
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
|
|||||||||
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2
|
ООО "Нижнекамская ТЭЦ"
|
||||||||||
7 КЭС приключенные
|
Газ природный
|
новое строительство
|
108,0
|
108,0
|
|||||||
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
|
|||||||
ВЭС "Фортум-Симбирская"
|
ОАО "Фортум"
|
||||||||||
51 ветровые агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
35,0
|
35,0
|
|||||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
168,0
|
483,6
|
270,0
|
921,6
|
|||||||
ТЭС
|
108,0
|
388,6
|
230,0
|
726,6
|
|||||||
ВИЭ - всего
|
60,0
|
95,0
|
40,0
|
195,0
|
|||||||
ветровые
|
35,0
|
45,0
|
80,0
|
||||||||
солнечные
|
25,0
|
50,0
|
40,0
|
115,0
|
|||||||
ОЭС Юга
|
|||||||||||
Энергосистема Астраханской области
|
|||||||||||
Резиновая СЭС
|
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
15,0
|
15,0
|
|||||||
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
|
|||||||
СЭС "Володаровка" (КомплексИндустрия)
|
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
|
|||||||
Энергосистема Волгоградской области
|
|||||||||||
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 "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 "Михайловская"
|
ООО "КомплексИндустрия"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
15,0
|
15,0
|
|||||||
Волгоградская СЭС
|
ООО "Солар Системс"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Энергосистема Республики Дагестан
|
|||||||||||
СЭС Каспийская
|
ООО "МЭК-Инжиринг"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
5,0
|
5,0
|
|||||||
СЭС "Хунзах-1"
|
ООО "МЭК-Инжиринг"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
5,0
|
5,0
|
|||||||
Энергосистема Республики Кабардино-Балкария
|
|||||||||||
Зарагижская МГЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
1 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
10,2
|
10,2
|
|||||||
2 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
10,2
|
10,2
|
|||||||
3 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
10,2
|
10,2
|
|||||||
Всего по станции
|
30,6
|
30,6
|
|||||||||
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
|
|||||||
СЭС "Элиста Восточная"
|
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
|
|||||||||||
Зеленчукская ГЭС-ГАЭС (к-д Зеленчукский)
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
1 ГАЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
70,0
|
70,0
|
|||||||
2 ГАЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
70,0
|
70,0
|
|||||||
Всего по станции
|
140,0
|
140,0
|
|||||||||
МГЭС Усть-Джегутинская
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
51 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
5,6
|
5,6
|
|||||||
МГЭС Б. Зеленчук
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
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 Республики Крым и г. Севастополь
|
|||||||||||
Севастопольская ПГУ-ТЭС
|
ОАО "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
|
ОАО "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
|
|||||||
Новочеркасская ГРЭС
|
ПАО "ОГК-2"
|
||||||||||
9 К-330-240
|
Уголь
|
новое строительство
|
330,0
|
330,0
|
|||||||
Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания
|
|||||||||||
Зарамагская ГЭС-1
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
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
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
1 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
2,5
|
2,5
|
|||||||
2 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
2,5
|
2,5
|
|||||||
Всего по станции
|
5,0
|
5,0
|
|||||||||
МГЭС Бекешевская
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
51 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
1,0
|
1,0
|
|||||||
МГЭС Егорлыкская-3
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
51 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
3,5
|
3,5
|
|||||||
МГЭС Ставропольская
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
51 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
4,7
|
4,7
|
|||||||
СЭС "Александровская"
|
ООО "МРЦ Энергохолдинг"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
15,0
|
15,0
|
|||||||
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
|
712,8
|
1706,6
|
1230,2
|
50,0
|
3699,6
|
||||||
АЭС
|
1070,0
|
1070,0
|
|||||||||
ГЭС
|
31,8
|
11,6
|
350,2
|
393,6
|
|||||||
ГАЭС
|
140,0
|
140,0
|
|||||||||
ТЭС
|
330,0
|
470,0
|
830,0
|
1630,0
|
|||||||
ВИЭ - всего
|
211,0
|
155,0
|
50,0
|
50,0
|
466,0
|
||||||
ветровые
|
66,0
|
15,0
|
81,0
|
||||||||
солнечные
|
145,0
|
140,0
|
50,0
|
50,0
|
385,0
|
||||||
ОЭС Урала
|
|||||||||||
Энергосистема Республики Башкортостан
|
|||||||||||
Ново-Салаватская ТЭЦ
|
ООО "Ново-Салаватская ПГУ"
|
||||||||||
8 ПГУ-410(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
410,0
|
410,0
|
|||||||
Уфимская ТЭЦ-5 (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
|
|||||||
Бугульчанская СЭС-2 (Акъярская СЭС)
|
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
5,0
|
5,0
|
|||||||
Бурибаевская СЭС-1 (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
|
|||||||
Первомайская СЭС
|
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
5,0
|
5,0
|
|||||||
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
|
|||||||
Первомайская СЭС-2 (Державинская СЭС)
|
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
5,0
|
5,0
|
|||||||
АСТ-Оренбургские СЭС-3
|
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
|
|||||||
АСТ-Оренбургская СЭС-5
|
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
|
||||||||||
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
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
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
|
|||||||
Академическая ТЭЦ-1 (кот. Академэнерго)
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
1 ПГУ-200(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
200,0
|
200,0
|
|||||||
Энергосистема Челябинской области
|
|||||||||||
Троицкая ГРЭС
|
ПАО "ОГК-2"
|
||||||||||
10 К-660-240
|
Уголь Экибастузский
|
новое строительство
|
660,0
|
660,0
|
|||||||
Челябинская ГРЭС
|
ОАО "Фортум"
|
||||||||||
10 ПГУ-225(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
225,0
|
225,0
|
|||||||
11 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
247,5
|
247,5
|
|||||||
Всего по станции
|
472,5
|
472,5
|
|||||||||
Челябинская ТЭЦ-1
|
ОАО "Фортум"
|
||||||||||
12 Р-25-35
|
Газ природный
|
новое строительство
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
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
|
1876,5
|
1705,0
|
115,0
|
170,0
|
3866,5
|
||||||
ТЭС
|
1807,5
|
1640,0
|
25,0
|
3472,5
|
|||||||
ВИЭ - всего
|
69,0
|
65,0
|
90,0
|
170,0
|
394,0
|
||||||
ветровые
|
30,0
|
30,0
|
|||||||||
солнечные
|
69,0
|
35,0
|
90,0
|
170,0
|
364,0
|
||||||
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-5
|
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
|
||||||||||
51 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
|
|||||||
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
|
|||||||||||
АСТ-Забайкальская СЭС-3
|
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
10,0
|
10,0
|
|||||||
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 ЗАО "Ванкорнефть" (Красноярск. край)
|
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
|
|||||||||||
Омская ТЭЦ-3
|
АО "ТГК-11"
|
||||||||||
10 Т-120-130
|
Газ природный
|
новое строительство
|
120,0
|
120,0
|
|||||||
АСТ-Омская СЭС-3
|
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
10,0
|
10,0
|
|||||||
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
|
|||||||
ОЭС Сибири, всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
130,0
|
30,0
|
255,0
|
50,0
|
465,0
|
||||||
ТЭС
|
120,0
|
150,0
|
270,0
|
||||||||
ВИЭ - всего
|
10,0
|
30,0
|
105,0
|
50,0
|
195,0
|
||||||
солнечные
|
10,0
|
30,0
|
105,0
|
50,0
|
195,0
|
||||||
ОЭС Востока
|
|||||||||||
Энергосистема Амурской области
|
|||||||||||
Нижне-Бурейская ГЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
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
|
|||||||||
ТЭС СПГ-Владивосток
|
ПАО "Газпром"
|
||||||||||
1 ГТ ТЭЦ
|
Газ природный
|
новое строительство
|
47,0
|
47,0
|
|||||||
2 ГТ ТЭЦ
|
Газ природный
|
новое строительство
|
47,0
|
47,0
|
|||||||
3 ГТ ТЭЦ
|
Газ природный
|
новое строительство
|
47,0
|
47,0
|
|||||||
Всего по станции
|
141,0
|
141,0
|
|||||||||
Энергосистема Хабаровского края
|
|||||||||||
Совгаванская ТЭЦ
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
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
|
459,5
|
120,0
|
141,0
|
565,0
|
1285,5
|
||||||
ГЭС
|
320,0
|
320,0
|
|||||||||
ТЭС
|
139,5
|
120,0
|
141,0
|
565,0
|
965,5
|
||||||
ЕЭС России - всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
5671,5
|
5994,0
|
4439,6
|
1713,6
|
565,0
|
2453,8
|
20837,5
|
||||
АЭС
|
1195,4
|
2268,8
|
1195,4
|
1198,8
|
2453,8
|
8312,2
|
|||||
ГЭС
|
351,8
|
11,6
|
350,2
|
49,8
|
763,4
|
||||||
ГАЭС
|
140,0
|
420,0
|
420,0
|
980,0
|
|||||||
ТЭС
|
3589,3
|
2948,6
|
2174,0
|
195,0
|
565,0
|
9471,9
|
|||||
ВИЭ - всего
|
395,0
|
345,0
|
300,0
|
270,0
|
1310,0
|
||||||
ветровые
|
101,0
|
90,0
|
191,0
|
||||||||
солнечные
|
294,0
|
255,0
|
300,0
|
270,0
|
1119,0
|
Приложение N 5
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ИНФОРМАЦИЯ
О ПЛАНАХ СОБСТВЕННИКОВ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ ГЕНЕРИРУЮЩИХ
ОБЪЕКТОВ (НЕ УЧИТЫВАЕМАЯ ПРИ РАСЧЕТЕ РЕЖИМНО-БАЛАНСОВОЙ
СИТУАЦИИ) ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
МВт
Электростанция (станционный номер, тип турбины)
|
Генерирующая компания
|
Вид топлива
|
Тип ввода
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
2016 - 2022 годы
|
ОЭС Северо-Запада
|
|||||||||||
Энергосистема Калининградской области
|
|||||||||||
Калининградская ТЭЦ-1
|
ОАО "Калининградская генерирующая компания"
|
||||||||||
1 ТЭЦ ГПА
|
Газ природный
|
новое строительство
|
24,9
|
24,9
|
|||||||
Калининградская ТЭЦ-1
|
ГК Корпорация "ГазЭнергоСтрой"
|
||||||||||
1 ТЭЦ ГПА
|
Газ природный
|
новое строительство
|
24,9
|
24,9
|
|||||||
Гусевская ТЭЦ
|
ОАО "Калининградская генерирующая компания"
|
||||||||||
1 ТЭЦ ГПА
|
Газ природный
|
новое строительство
|
24,9
|
24,9
|
|||||||
Гусевская ТЭЦ
|
ГК Корпорация "ГазЭнергоСтрой"
|
||||||||||
1 ТЭЦ ГПА
|
Газ природный
|
новое строительство
|
17,6
|
17,6
|
|||||||
Калининградская ТЭЦ-1
|
ОАО "Мобильные ГТЭС"
|
||||||||||
1 ГТ КЭС
|
Моторное топливо
|
новое строительство
|
22,5
|
22,5
|
|||||||
ТЭС в г. Советске
|
ГК Корпорация "ГазЭнергоСтрой"
|
||||||||||
1 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
2 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
3 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
4 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
5 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
6 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
7 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
8 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
9 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
10 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
11 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
12 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
13 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
14 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
Всего по станции
|
256,5
|
256,5
|
|||||||||
Энергосистема Республики Карелия
|
|||||||||||
МГЭС "Шуя"
|
ЗАО "Норд Гидро"
|
||||||||||
51 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
10,0
|
10,0
|
|||||||
МГЭС "Реболы"
|
ЗАО "Норд Гидро"
|
||||||||||
51 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
новое строительство
|
0,5
|
0,5
|
|||||||
Энергосистема Республики Коми
|
|||||||||||
Энергоцентр "УСА"
|
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
|
|||||||
4 ГТУ-25 (Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
5 ГТУ-25 (Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Всего по станции
|
125,0
|
125,0
|
|||||||||
Энергоцентр "Ярега"
|
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
|
|||||||
4 ГТУ-25 (Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
Всего по станции
|
100,0
|
100,0
|
|||||||||
Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
|
|||||||||||
ТЭЦ-1 Обуховэнерго
|
ООО "Обуховэнерго"
|
||||||||||
3 ПГУ-50(Т)
|
Газ природный
|
замена
|
50,0
|
50,0
|
|||||||
Пулковская ТЭЦ
|
ООО "Пулковская ТЭЦ"
|
||||||||||
1 ПГУ-120(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
120,0
|
120,0
|
|||||||
Новоколпинская ТЭЦ
|
АО "ГСР ТЭЦ"
|
||||||||||
2 ПГУ-110(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
110,0
|
110,0
|
|||||||
ОЭС Северо-Запада, всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
147,5
|
192,3
|
317,0
|
230,0
|
886,8
|
||||||
ГЭС
|
10,5
|
10,5
|
|||||||||
ТЭС
|
147,5
|
192,3
|
306,5
|
230,0
|
876,3
|
||||||
ОЭС Центра
|
|||||||||||
Энергосистема Липецкой области
|
|||||||||||
ГТРС ОАО "НЛМК"
|
ОАО "НЛМК"
|
||||||||||
1 ГУБТ-20
|
Газ искусственный
|
новое строительство
|
20,0
|
20,0
|
|||||||
Энергосистема г. Москвы и Московской области
|
|||||||||||
ТЭЦ ВТИ
|
ОАО "ВТИ"
|
||||||||||
3 ПГУ-25(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
ГТЭС "Городецкая" (Кожухово)
|
ООО "Росмикс"
|
||||||||||
1 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
226,0
|
226,0
|
|||||||
ГТЭС "Молжаниновка"
|
ООО "Ресад"
|
||||||||||
1 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
130,0
|
130,0
|
|||||||
ГТЭС "Варшавская" (Щербинка)
|
ООО "ЭнергоПромИнвест"
|
||||||||||
1 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
125,0
|
125,0
|
|||||||
2 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
125,0
|
125,0
|
|||||||
3 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
125,0
|
125,0
|
|||||||
Всего по станции
|
125,0
|
125,0
|
125,0
|
375,0
|
|||||||
Энергоцентр "Останкино"
|
ГК Корпорация "ГазЭнергоСтрой"
|
||||||||||
1 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,8
|
18,8
|
|||||||
Энергосистема Рязанской области
|
|||||||||||
Ново-Рязанская ТЭЦ
|
ООО "Новорязанская ТЭЦ"
|
||||||||||
10 Т-...-130
|
Газ природный
|
замена
|
30,0
|
30,0
|
|||||||
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
|
428,0
|
125,0
|
143,8
|
150,0
|
30,0
|
876,8
|
|||||
ТЭС
|
428,0
|
125,0
|
143,8
|
150,0
|
30,0
|
876,8
|
|||||
ОЭС Средней Волги
|
|||||||||||
Энергосистема Нижегородской области
|
|||||||||||
Автозаводская ТЭЦ
|
ОАО "ЕвроСибЭнерго"
|
||||||||||
13 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
440,0
|
440,0
|
|||||||
Нижегородская ПГ-ТЭЦ
|
ОАО "ВВГК"
|
||||||||||
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
|
900,0
|
900,0
|
|||||||||
Саровская ТЭЦ
|
ЗАО "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
|
25,0
|
25,0
|
50,0
|
||||||||
Энергосистема Самарской области
|
|||||||||||
ТЭЦ-2 Куйбышевского НПЗ
|
АО "Куйбышевский НПЗ"
|
||||||||||
3 Р-12-35
|
Газ природный
|
новое строительство
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
4 Р-12-35
|
Газ природный
|
новое строительство
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
5 Р-6-35
|
Газ природный
|
новое строительство
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
Всего по станции
|
30,0
|
30,0
|
|||||||||
Энергосистема Республики Татарстан
|
|||||||||||
Уруссинская ГРЭС
|
ЗАО "ТГК Уруссинская ГРЭС"
|
||||||||||
9 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
ст. корпус
|
66,0
|
66,0
|
|||||||
Нижнекамская ТЭЦ-1
|
ОАО "ТГК-16"
|
||||||||||
12 ГТ ТЭЦ
|
Газ природный
|
новое строительство
|
388,6
|
388,6
|
|||||||
Елабужская ТЭЦ
|
ОАО "Генерирующая компания"
|
||||||||||
1 ПГУ-230(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
230,0
|
230,0
|
|||||||
Энергосистема Ульяновской области
|
|||||||||||
ИЯУ МБИР
|
АО "ГНЦ НИИАР"
|
||||||||||
52 МБИР
|
Ядерное топливо
|
новое строительство
|
55,8
|
55,8
|
|||||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
25,0
|
25,0
|
966,0
|
418,6
|
55,8
|
670,0
|
2160,4
|
||||
АЭС
|
55,8
|
55,8
|
|||||||||
ТЭС
|
25,0
|
25,0
|
966,0
|
418,6
|
670,0
|
2104,6
|
|||||
ОЭС Юга
|
|||||||||||
Энергосистема Астраханской области
|
|||||||||||
Наримановская ВЭС
|
ЗАО "ВГК"
|
||||||||||
51 ветровые агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
24,0
|
24,0
|
|||||||
ПГУ-ТЭЦ г. Знаменск
|
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 Республики Калмыкия
|
|||||||||||
ВЭС "Алтэн 10"
|
ООО "АЛТЭН"
|
||||||||||
51 ветровые агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
10,0
|
10,0
|
|||||||
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
|
|||||||||||
Новороссийская ТЭС
|
ГК Корпорация "ГазЭнергоСтрой"
|
||||||||||
1 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
367,0
|
367,0
|
|||||||
ГТУ ТЭС ООО "РН-Туапсинский НПЗ"
|
ООО "РН-Туапсинский НПЗ"
|
||||||||||
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
|
|||||||
11 Р-12-35
|
Газ природный
|
новое строительство
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
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-Октябрьский"
|
||||||||||
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 Ростовской области
|
|||||||||||
ВЭС Беглица
|
ЗАО "ВГК"
|
||||||||||
51 ветровые агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
16,5
|
16,5
|
|||||||
ОЭС Юга, всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
207,0
|
189,0
|
407,5
|
74,0
|
877,5
|
||||||
ТЭС
|
197,0
|
367,0
|
564,0
|
||||||||
ВИЭ - всего
|
10,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
313,5
|
||||||
ветровые
|
10,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
313,5
|
||||||
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
|
|||||||||
Сакмарская СЭС-2
|
ПАО "Т Плюс"
|
||||||||||
51 солнечные агрегаты
|
нет топлива
|
новое строительство
|
11,0
|
11,0
|
|||||||
Энергосистема Пермского края
|
|||||||||||
<*> Соликамские ТЭЦ (бывш. ТЗЦ-12 и ТЭЦ-11)
|
ООО "Соликамская ТЭЦ"
|
||||||||||
8 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
9 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
10 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
11 ТЭЦ Газопоршневые
|
Газ природный
|
новое строительство
|
18,3
|
18,3
|
|||||||
Всего по станции
|
73,2
|
73,2
|
|||||||||
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
|
|||||||||||
Тюменская ТЭЦ-1
|
ОАО "Фортум"
|
||||||||||
4 Т-...-130
|
Газ природный
|
замена
|
94,0
|
94,0
|
|||||||
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
|
|||||||
Всего по станции
|
40,0
|
40,0
|
|||||||||
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-48
|
ПАО "Газпром"
|
||||||||||
1 ГТ-12
|
Газ природный
|
новое строительство
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
2 ГТ-12
|
Газ природный
|
новое строительство
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
3 ГТ-12
|
Газ природный
|
новое строительство
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
4 ГТ-12
|
Газ природный
|
новое строительство
|
12,0
|
12,0
|
|||||||
Всего по станции
|
48,0
|
48,0
|
|||||||||
ГПЭС Соровского м/р
|
ПАО АНК "Башнефть"
|
||||||||||
1 КЭС газопоршневые
|
Газ попутный
|
новое строительство
|
15,4
|
15,4
|
|||||||
ГТЭС Русского м/р
|
АО "Тюменнефтегаз"
|
||||||||||
1 ГТ КЭС
|
Газ попутный
|
новое строительство
|
175,0
|
175,0
|
|||||||
ГТЭС Верхнеколик-Еганского м/р
|
АО "Варьеганнефтегаз"
|
||||||||||
1 ГТЭС-5
|
Газ природный
|
новое строительство
|
4,8
|
4,8
|
|||||||
2 ГТЭС-5
|
Газ природный
|
новое строительство
|
4,8
|
4,8
|
|||||||
3 ГТЭС-5
|
Газ природный
|
новое строительство
|
4,8
|
4,8
|
|||||||
4 ГТЭС-5
|
Газ природный
|
новое строительство
|
4,8
|
4,8
|
|||||||
5 ГТЭС-5
|
Газ природный
|
новое строительство
|
4,8
|
4,8
|
|||||||
Всего по станции
|
24,0
|
24,0
|
|||||||||
ОЭС Урала, всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
274,0
|
81,2
|
142,0
|
497,2
|
|||||||
ТЭС
|
263,0
|
81,2
|
142,0
|
486,2
|
|||||||
ВИЭ - всего
|
11,0
|
11,0
|
|||||||||
солнечные
|
11,0
|
11,0
|
|||||||||
ОЭС Сибири
|
|||||||||||
Энергосистема Алтайского края и Республики Алтай
|
|||||||||||
Алтайская КЭС (Мунайская ТЭС)
|
ООО "Алтайская КЭС"
|
||||||||||
1 К-330-240
|
Уголь Мунайский
|
новое строительство
|
330,0
|
330,0
|
|||||||
Энергосистема Иркутской области
|
|||||||||||
Ленская ТЭС (газовая ТЭС в Усть-Куте)
|
ПАО "Иркутскэнерго"
|
||||||||||
1 ПГУ-230
|
Газ природный
|
новое строительство
|
230,0
|
230,0
|
|||||||
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
|
|||||||||
Энергосистема Томской области
|
|||||||||||
Шингинская ГТЭС
|
ООО "Газпромнефть-Восток"
|
||||||||||
1 ГТ-6
|
Газ попутный
|
новое строительство
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
2 ГТ-6
|
Газ попутный
|
новое строительство
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
3 ГТ-6
|
Газ попутный
|
новое строительство
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
4 ГТ-6
|
Газ попутный
|
новое строительство
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
Всего по станции
|
24,0
|
24,0
|
|||||||||
ОЭС Сибири, всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
24,0
|
24,0
|
230,0
|
330,0
|
608,0
|
||||||
ТЭС
|
24,0
|
24,0
|
230,0
|
330,0
|
608,0
|
||||||
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
|
|||||||
3 Кт-...-130
|
Уголь Приморский
|
новое строительство
|
215,0
|
215,0
|
|||||||
4 Кт-...-130
|
Уголь Приморский
|
новое строительство
|
215,0
|
215,0
|
|||||||
Всего по станции
|
240,0
|
215,0
|
215,0
|
670,0
|
|||||||
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
|
||||||||
Уссурийская ТЭЦ
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
1 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
115,0
|
115,0
|
|||||||
2 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
новое строительство
|
115,0
|
115,0
|
|||||||
Всего по станции
|
230,0
|
230,0
|
|||||||||
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 "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
5 ГТ ТЭЦ
|
Газ природный
|
новое строительство
|
48,4
|
48,4
|
|||||||
6 ГТ ТЭЦ
|
Газ природный
|
новое строительство
|
48,4
|
48,4
|
|||||||
7 ГТ ТЭЦ
|
Газ природный
|
новое строительство
|
48,4
|
48,4
|
|||||||
Всего по станции
|
145,2
|
145,2
|
|||||||||
ОЭС Востока, всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
145,2
|
293,8
|
852,0
|
210,0
|
215,0
|
215,0
|
1931,0
|
||||
ТЭС
|
145,2
|
293,8
|
852,0
|
210,0
|
215,0
|
215,0
|
1931,0
|
||||
ЕЭС России - всего
|
|||||||||||
Вводы мощности - всего
|
1105,5
|
757,7
|
2270,1
|
1748,6
|
495,8
|
885,0
|
575,0
|
7837,7
|
|||
АЭС
|
55,8
|
55,8
|
|||||||||
ГЭС
|
10,5
|
10,5
|
|||||||||
ТЭС - всего
|
1084,5
|
568,7
|
2219,1
|
1674,6
|
440,0
|
885,0
|
575,0
|
7446,9
|
|||
ВИЭ - всего
|
21,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
324,5
|
||||||
ветровые
|
10,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
313,5
|
||||||
солнечные
|
11,0
|
11,0
|
Приложение N 6
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
МОДЕРНИЗАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ
ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
Электростанция (станционный номер, тип турбины)
|
Генерирующая компания
|
Вид топлива
|
Тип мощности
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
2016 - 2022 годы
|
ОЭС Северо-Запада
|
|||||||||||
Энергосистема Мурманской области
|
|||||||||||
Верхне-Туломская ГЭС
|
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
|
|||||||||
ОЭС Северо-Запада, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
67,0
|
67,0
|
|||||||||
ГЭС
|
67,0
|
67,0
|
|||||||||
После модернизации
|
73,0
|
73,0
|
|||||||||
ГЭС
|
73,0
|
73,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
ГЭС
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
ОЭС Центра
|
|||||||||||
Энергосистема Ярославской области
|
|||||||||||
Рыбинская ГЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
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
|
|||||||||
ОЭС Центра, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
55,0
|
55,0
|
|||||||||
ГЭС
|
55,0
|
55,0
|
|||||||||
После модернизации
|
65,0
|
65,0
|
|||||||||
ГЭС
|
65,0
|
65,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
10,0
|
10,0
|
|||||||||
ГЭС
|
10,0
|
10,0
|
|||||||||
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
|
68,0
|
68,0
|
|||||||
изменение
|
3,0
|
3,0
|
|||||||||
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
|
|||||||||
13 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
115,0
|
115,0
|
|||||||
13 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
|
|||||||||
16 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
115,0
|
115,0
|
|||||||
16 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
125,5
|
125,5
|
|||||||
изменение
|
10,5
|
10,5
|
|||||||||
17 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
115,0
|
115,0
|
|||||||
17 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
125,5
|
125,5
|
|||||||
изменение
|
10,5
|
10,5
|
|||||||||
Всего по станции
|
|||||||||||
До модернизации
|
345,0
|
230,0
|
230,0
|
805,0
|
|||||||
После модернизации
|
376,5
|
251,0
|
251,0
|
878,5
|
|||||||
Изменение мощности
|
31,5
|
21,0
|
21,0
|
73,5
|
|||||||
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
|
|||||||||
8 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
8 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
|
|||||||||
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
|
|||||||||
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
|
|||||||||
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
|
|||||||||
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
|
120,0
|
180,0
|
420,0
|
|||||||
После модернизации
|
132,0
|
132,0
|
198,0
|
462,0
|
|||||||
Изменение мощности
|
12,0
|
12,0
|
18,0
|
42,0
|
|||||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
465,0
|
350,0
|
475,0
|
1290,0
|
|||||||
ГЭС
|
465,0
|
350,0
|
475,0
|
1290,0
|
|||||||
После модернизации
|
508,5
|
383,0
|
517,0
|
1408,5
|
|||||||
ГЭС
|
508,5
|
383,0
|
517,0
|
1408,5
|
|||||||
Изменение мощности
|
43,5
|
33,0
|
42,0
|
118,5
|
|||||||
ГЭС
|
43,5
|
33,0
|
42,0
|
118,5
|
|||||||
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
|
|||||||||
2 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
115,0
|
115,0
|
|||||||
2 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
125,5
|
125,5
|
|||||||
изменение
|
10,5
|
10,5
|
|||||||||
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
|
|||||||||
13 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
115,0
|
115,0
|
|||||||
13 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
|
|||||||||
Всего по станции
|
|||||||||||
До модернизации
|
115,0
|
230,0
|
230,0
|
575,0
|
|||||||
После модернизации
|
125,5
|
251,0
|
251,0
|
627,5
|
|||||||
Изменение мощности
|
10,5
|
21,0
|
21,0
|
52,5
|
|||||||
Энергосистема Ростовской области
|
|||||||||||
Ростовская ТЭЦ-2
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго"
|
||||||||||
1 ПТ-80-130
|
Газ природный
|
до модернизации
|
80,0
|
80,0
|
|||||||
1 ПТ-100-130
|
Газ природный
|
после модернизации
|
100,0
|
100,0
|
|||||||
изменение
|
20,0
|
20,0
|
|||||||||
ОЭС Юга, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
195,0
|
230,0
|
230,0
|
655,0
|
|||||||
ГЭС
|
115,0
|
230,0
|
230,0
|
575,0
|
|||||||
ТЭС
|
80,0
|
80,0
|
|||||||||
После модернизации
|
225,5
|
251,0
|
251,0
|
727,5
|
|||||||
ГЭС
|
125,5
|
251,0
|
251,0
|
627,5
|
|||||||
ТЭС
|
100,0
|
100,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
30,5
|
21,0
|
21,0
|
72,5
|
|||||||
ГЭС
|
10,5
|
21,0
|
21,0
|
52,5
|
|||||||
ТЭС
|
20,0
|
20,0
|
|||||||||
ОЭС Урала
|
|||||||||||
Энергосистема Оренбургской области
|
|||||||||||
Ириклинская ГРЭС
|
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
|
||||||||||
2 К-300-240
|
Газ природный
|
до модернизации
|
300,0
|
300,0
|
|||||||
2 К-...-240
|
Газ природный
|
после модернизации
|
314,0
|
314,0
|
|||||||
изменение
|
14,0
|
14,0
|
|||||||||
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
|
|||||||||
Камская ГЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
4 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
21,0
|
21,0
|
|||||||
4 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
24,0
|
24,0
|
|||||||
изменение
|
3,0
|
3,0
|
|||||||||
ОЭС Урала, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
321,0
|
100,0
|
421,0
|
||||||||
ГЭС
|
21,0
|
100,0
|
121,0
|
||||||||
ТЭС
|
300,0
|
300,0
|
|||||||||
После модернизации
|
338,0
|
115,0
|
453,0
|
||||||||
ГЭС
|
24,0
|
115,0
|
139,0
|
||||||||
ТЭС
|
314,0
|
314,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
17,0
|
15,0
|
32,0
|
||||||||
ГЭС
|
3,0
|
15,0
|
18,0
|
||||||||
ТЭС
|
14,0
|
14,0
|
|||||||||
ОЭС Сибири
|
|||||||||||
Энергосистема Красноярского края
|
|||||||||||
Красноярская ТЭЦ-1
|
ООО "СГК"
|
||||||||||
9 ПТ-60-90
|
Уголь
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
9 ПТ-65-90
|
Уголь
|
после модернизации
|
65,0
|
65,0
|
|||||||
изменение
|
5,0
|
5,0
|
|||||||||
Энергосистема Новосибирской области
|
|||||||||||
Новосибирская ГЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
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
|
|||||||||
5 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
65,0
|
65,0
|
|||||||
5 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
|
195,0
|
|||||||
После модернизации
|
70,0
|
70,0
|
70,0
|
210,0
|
|||||||
Изменение мощности
|
5,0
|
5,0
|
5,0
|
15,0
|
|||||||
ОЭС Сибири, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
65,0
|
125,0
|
65,0
|
255,0
|
|||||||
ГЭС
|
65,0
|
65,0
|
65,0
|
195,0
|
|||||||
ТЭС
|
60,0
|
60,0
|
|||||||||
После модернизации
|
70,0
|
135,0
|
70,0
|
275,0
|
|||||||
ГЭС
|
70,0
|
70,0
|
70,0
|
210,0
|
|||||||
ТЭС
|
65,0
|
65,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
5,0
|
10,0
|
5,0
|
20,0
|
|||||||
ГЭС
|
5,0
|
5,0
|
5,0
|
15,0
|
|||||||
ТЭС
|
5,0
|
5,0
|
|||||||||
ЕЭС России - всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
1046,0
|
805,0
|
825,0
|
67,0
|
2743,0
|
||||||
ГЭС
|
666,0
|
745,0
|
825,0
|
67,0
|
2303,0
|
||||||
ТЭС
|
380,0
|
60,0
|
440,0
|
||||||||
После модернизации
|
1142,0
|
884,0
|
903,0
|
73,0
|
3002,0
|
||||||
ГЭС
|
728,0
|
819,0
|
903,0
|
73,0
|
2523,0
|
||||||
ТЭС
|
414,0
|
65,0
|
479,0
|
||||||||
Изменение мощности
|
96,0
|
79,0
|
78,0
|
6,0
|
259,0
|
||||||
ГЭС
|
62,0
|
74,0
|
78,0
|
6,0
|
220,0
|
||||||
ТЭС
|
34,0
|
5,0
|
39,0
|
Приложение N 7
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
ПЕРЕМАРКИРОВКИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ
ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
МВт
Электростанция (станционный номер, тип турбины)
|
Генерирующая компания
|
Вид топлива
|
Тип мощности
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
2016 - 2022 годы
|
ОЭС Центра
|
|||||||||||
Энергосистема Вологодской области
|
|||||||||||
Вологодская ТЭЦ
|
ОАО "ТГК-2"
|
||||||||||
3 Р-10-35
|
Газ
|
до перемаркировки
|
10,0
|
10,0
|
|||||||
3 Р-6-35
|
Газ
|
после перемаркировки
|
6,0
|
6,0
|
|||||||
изменение
|
-4,0
|
-4,0
|
|||||||||
ОЭС Центра, всего
|
|||||||||||
До перемаркировки
|
10,0
|
10,0
|
|||||||||
ТЭС
|
10,0
|
10,0
|
|||||||||
После перемаркировки
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
ТЭС
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
-4,0
|
-4,0
|
|||||||||
ТЭС
|
-4,0
|
-4,0
|
|||||||||
ОЭС Средней Волги
|
|||||||||||
Энергосистема Республики Татарстан
|
|||||||||||
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2
|
ООО "Нижнекамская ТЭЦ"
|
||||||||||
4 Р-...-130
|
Газ
|
до перемаркировки
|
70,0
|
70,0
|
|||||||
4 Р-...-130
|
Газ
|
после перемаркировки
|
97,0
|
97,0
|
|||||||
изменение
|
27,0
|
27,0
|
|||||||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
|||||||||||
До перемаркировки
|
70,0
|
70,0
|
|||||||||
ТЭС
|
70,0
|
70,0
|
|||||||||
После перемаркировки
|
97,0
|
97,0
|
|||||||||
ТЭС
|
97,0
|
97,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
27,0
|
27,0
|
|||||||||
ТЭС
|
27,0
|
27,0
|
|||||||||
ОЭС Урала
|
|||||||||||
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
|
|||||||||||
Тюменская ТЭЦ-1
|
ОАО "Фортум"
|
||||||||||
6 Т-...-130
|
Газ
|
до перемаркировки
|
72,0
|
72,0
|
|||||||
6 Т-...-130
|
Газ
|
после перемаркировки
|
94,0
|
94,0
|
|||||||
изменение
|
22,0
|
22,0
|
|||||||||
ОС Урала, всего
|
|||||||||||
До перемаркировки
|
72,0
|
72,0
|
|||||||||
ТЭС
|
72,0
|
72,0
|
|||||||||
После перемаркировки
|
94,0
|
94,0
|
|||||||||
ТЭС
|
94,0
|
94,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
22,0
|
22,0
|
|||||||||
ТЭС
|
22,0
|
22,0
|
|||||||||
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
|
80,0
|
234,0
|
314,0
|
||||||||
ТЭС
|
80,0
|
234,0
|
314,0
|
||||||||
После перемаркировки
|
103,0
|
291,0
|
394,0
|
||||||||
ТЭС
|
103,0
|
291,0
|
394,0
|
||||||||
Изменение мощности
|
23,0
|
57,0
|
80,0
|
||||||||
ТЭС
|
23,0
|
57,0
|
80,0
|
Приложение N 8
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ИНФОРМАЦИЯ
О ПЛАНАХ СОБСТВЕННИКОВ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ
ОБЪЕКТОВ (НЕ УЧИТЫВАЕМАЯ ПРИ РАСЧЕТЕ РЕЖИМНО-БАЛАНСОВОЙ
СИТУАЦИИ) ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
Электростанция (станционный номер, тип турбины)
|
Генерирующая компания
|
Вид топлива
|
Тип мощности
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
2016 - 2022 годы
|
ОЭС Северо-Запада
|
|||||||||||
Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
|
|||||||||||
ТЭЦ-15 Автовская
|
ОАО "ТГК-1"
|
||||||||||
7 Т-...-130
|
Газ природный
|
до модернизации
|
97,0
|
97,0
|
|||||||
7 Т-100-130
|
Газ природный
|
после модернизации
|
100,0
|
100,0
|
|||||||
изменение
|
3,0
|
3,0
|
|||||||||
Энергосистема Мурманской области
|
|||||||||||
Верхне-Туломская ГЭС
|
ОАО "ТГК-1"
|
||||||||||
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
|
|||||||||
ОЭС Северо-Запада, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
97,0
|
67,0
|
164,0
|
||||||||
ГЭС
|
67,0
|
67,0
|
|||||||||
ТЭС
|
97,0
|
97,0
|
|||||||||
После модернизации
|
100,0
|
73,0
|
173,0
|
||||||||
ГЭС
|
73,0
|
73,0
|
|||||||||
ТЭС
|
100,0
|
100,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
3,0
|
6,0
|
9,0
|
||||||||
ГЭС
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
ТЭС
|
3,0
|
3,0
|
|||||||||
ОЭС Центра
|
|||||||||||
Энергосистема г. Москвы и Московской области
|
|||||||||||
ТЭЦ-22 Мосэнерго
|
ПАО "Мосэнерго"
|
||||||||||
10 Т-240-240
|
Уголь
|
до модернизации
|
240,0
|
240,0
|
|||||||
10 Т-...-240
|
Уголь
|
после модернизации
|
295,0
|
295,0
|
|||||||
изменение
|
55,0
|
55,0
|
|||||||||
11 Т-240-240
|
Уголь
|
до модернизации
|
240,0
|
240,0
|
|||||||
11 Т-...-240
|
Уголь
|
после модернизации
|
295,0
|
295,0
|
|||||||
изменение
|
55,0
|
55,0
|
|||||||||
Всего по станции
|
|||||||||||
До модернизации
|
240,0
|
240,0
|
480,0
|
||||||||
После модернизации
|
295,0
|
295,0
|
590,0
|
||||||||
Изменение мощности
|
55,0
|
55,0
|
110,0
|
||||||||
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
|
|||||||||
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
|
|||||||||
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
|
295,0
|
295,0
|
590,0
|
||||||||
ГЭС
|
55,0
|
55,0
|
110,0
|
||||||||
ТЭС
|
240,0
|
240,0
|
480,0
|
||||||||
После модернизации
|
360,0
|
360,0
|
720,0
|
||||||||
ГЭС
|
65,0
|
65,0
|
130,0
|
||||||||
ТЭС
|
295,0
|
295,0
|
590,0
|
||||||||
Изменение мощности
|
65,0
|
65,0
|
130,0
|
||||||||
ГЭС
|
10,0
|
10,0
|
20,0
|
||||||||
ТЭС
|
55,0
|
55,0
|
110,0
|
||||||||
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
|
68,0
|
68,0
|
|||||||
изменение
|
3,0
|
3,0
|
|||||||||
7 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
65,0
|
65,0
|
|||||||
7 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
72,5
|
72,5
|
|||||||
изменение
|
7,5
|
7,5
|
|||||||||
Всего по станции
|
|||||||||||
До модернизации
|
65,0
|
65,0
|
130,0
|
||||||||
После модернизации
|
68,0
|
72,5
|
140,5
|
||||||||
Изменение мощности
|
3,0
|
7,5
|
10,5
|
||||||||
Энергосистема Самарской области
|
|||||||||||
Жигулевская ГЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
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
|
|||||||||
Энергосистема Саратовской области
|
|||||||||||
Саратовская ГЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
2 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
2 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
66,0
|
66,0
|
|||||||
изменение
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
3 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
3 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
66,0
|
66,0
|
|||||||
изменение
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
5 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
5 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
66,0
|
66,0
|
|||||||
изменение
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
6 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
6 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
66,0
|
66,0
|
|||||||
изменение
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
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
|
|||||||||
9 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
9 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
66,0
|
66,0
|
|||||||
изменение
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
15 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
15 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
66,0
|
66,0
|
|||||||
изменение
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
17 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
17 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
|
|||||||||
20 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
60,0
|
60,0
|
|||||||
20 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
|
180,0
|
120,0
|
180,0
|
600,0
|
||||||
После модернизации
|
132,0
|
198,0
|
132,0
|
198,0
|
660,0
|
||||||
Изменение мощности
|
12,0
|
18,0
|
12,0
|
18,0
|
60,0
|
||||||
Энергосистема Республики Татарстан
|
|||||||||||
Заинская ГРЭС
|
ОАО "Генерирующая компания"
|
||||||||||
12 К-200-130
|
Газ природный
|
до модернизации
|
200,0
|
200,0
|
|||||||
12 К-215-130
|
Газ природный
|
после модернизации
|
215,0
|
215,0
|
|||||||
изменение
|
15,0
|
15,0
|
|||||||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
200,0
|
235,0
|
245,0
|
185,0
|
180,0
|
1045,0
|
|||||
ГЭС
|
235,0
|
245,0
|
185,0
|
180,0
|
845,0
|
||||||
ТЭС
|
200,0
|
200,0
|
|||||||||
После модернизации
|
215,0
|
257,5
|
266,0
|
204,5
|
198,0
|
1141,0
|
|||||
ГЭС
|
257,5
|
266,0
|
204,5
|
198,0
|
926,0
|
||||||
ТЭС
|
215,0
|
215,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
15,0
|
22,5
|
21,0
|
19,5
|
18,0
|
96,0
|
|||||
ГЭС
|
22,5
|
21,0
|
19,5
|
18,0
|
81,0
|
||||||
ТЭС
|
15,0
|
15,0
|
|||||||||
ОЭС Юга
|
|||||||||||
Энергосистема Волгоградской области
|
|||||||||||
Волжская 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
|
|||||||||
10 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
115,0
|
115,0
|
|||||||
10 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
|
|||||||||
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
|
230,0
|
460,0
|
||||||||
После модернизации
|
251,0
|
251,0
|
502,0
|
||||||||
Изменение мощности
|
21,0
|
21,0
|
42,0
|
||||||||
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
|
|||||||||||
Белореченская ГЭС
|
ООО "ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго"
|
||||||||||
1 гидроагрегат
|
нет топлива
|
до модернизации
|
16,0
|
16,0
|
|||||||
1 гидроагрегат
|
нет топлива
|
после модернизации
|
22,7
|
22,7
|
|||||||
изменение
|
6,7
|
6,7
|
|||||||||
2 гидроагрегат
|
нет топлива
|
до модернизации
|
16,0
|
16,0
|
|||||||
2 гидроагрегат
|
нет топлива
|
после модернизации
|
22,0
|
22,0
|
|||||||
изменение
|
6,0
|
6,0
|
|||||||||
Всего по станции
|
|||||||||||
До модернизации
|
16,0
|
16,0
|
32,0
|
||||||||
После модернизации
|
22,7
|
22,0
|
44,7
|
||||||||
Изменение мощности
|
6,7
|
6,0
|
12,7
|
||||||||
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
|
|||||||||||
Кубанская ГЭС-2
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
1 г/а рад.-осевой
|
нет топлива
|
до модернизации
|
46,0
|
46,0
|
|||||||
1 г/а рад.-осевой
|
нет топлива
|
после модернизации
|
48,0
|
48,0
|
|||||||
изменение
|
2,0
|
2,0
|
|||||||||
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
|
|||||||||
Кубанская ГАЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
1 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
до модернизации
|
2,7
|
2,7
|
|||||||
1 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
после модернизации
|
3,1
|
3,1
|
|||||||
изменение
|
0,4
|
0,4
|
|||||||||
2 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
до модернизации
|
2,7
|
2,7
|
|||||||
2 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
после модернизации
|
3,1
|
3,1
|
|||||||
изменение
|
0,4
|
0,4
|
|||||||||
3 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
до модернизации
|
2,7
|
2,7
|
|||||||
3 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
после модернизации
|
3,1
|
3,1
|
|||||||
изменение
|
0,4
|
0,4
|
|||||||||
4 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
до модернизации
|
2,7
|
2,7
|
|||||||
4 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
после модернизации
|
3,1
|
3,1
|
|||||||
изменение
|
0,4
|
0,4
|
|||||||||
5 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
до модернизации
|
2,7
|
2,7
|
|||||||
5 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
после модернизации
|
3,1
|
3,1
|
|||||||
изменение
|
0,4
|
0,4
|
|||||||||
6 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
до модернизации
|
2,7
|
2,7
|
|||||||
6 агрегаты малых ГЭС
|
нет топлива
|
после модернизации
|
3,1
|
3,1
|
|||||||
изменение
|
0,4
|
0,4
|
|||||||||
Всего по станции
|
|||||||||||
До модернизации
|
15,9
|
15,9
|
|||||||||
После модернизации
|
18,3
|
18,3
|
|||||||||
Изменение мощности
|
2,4
|
2,4
|
|||||||||
ОЭС Юга, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
16,0
|
255,0
|
230,0
|
76,9
|
577,9
|
||||||
ГЭС
|
16,0
|
255,0
|
230,0
|
76,9
|
577,9
|
||||||
После модернизации
|
22,7
|
285,0
|
251,0
|
85,8
|
644,5
|
||||||
ГЭС
|
22,7
|
285,0
|
251,0
|
85,8
|
644,5
|
||||||
Изменение мощности
|
6,7
|
30,0
|
21,0
|
8,9
|
66,6
|
||||||
ГЭС
|
6,7
|
30,0
|
21,0
|
8,9
|
66,6
|
||||||
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
|
324,7
|
324,7
|
|||||||
изменение
|
21,5
|
21,5
|
|||||||||
Энергосистема Пермского края
|
|||||||||||
Воткинская ГЭС
|
ПАО "РусГидро"
|
||||||||||
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
|
200,0
|
||||||||
После модернизации
|
115,0
|
115,0
|
230,0
|
||||||||
Изменение мощности
|
15,0
|
15,0
|
30,0
|
||||||||
Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
|
|||||||||||
Уренгойская ГРЭС
|
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
|
||||||||||
3 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
до модернизации
|
474,4
|
474,4
|
|||||||
3 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
после модернизации
|
496,4
|
496,4
|
|||||||
изменение
|
22,0
|
22,0
|
|||||||||
Няганская ТЭС
|
ОАО "Фортум"
|
||||||||||
2 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
до модернизации
|
424,2
|
424,2
|
|||||||
2 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
после модернизации
|
453,0
|
453,0
|
|||||||
изменение
|
28,8
|
28,8
|
|||||||||
3 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
до модернизации
|
424,6
|
424,6
|
|||||||
3 ПГУ КЭС
|
Газ природный
|
после модернизации
|
453,0
|
453,0
|
|||||||
изменение
|
28,4
|
28,4
|
|||||||||
Всего по станции
|
|||||||||||
До модернизации
|
424,2
|
424,6
|
848,8
|
||||||||
После модернизации
|
453,0
|
453,0
|
906,0
|
||||||||
Изменение мощности
|
28,8
|
28,4
|
57,2
|
||||||||
Энергосистема Челябинской области
|
|||||||||||
Челябинская ТЭЦ-3
|
ОАО "Фортум"
|
||||||||||
3 ПГУ-220(Т)
|
Газ природный
|
до модернизации
|
220,0
|
220,0
|
|||||||
3 ПГУ(Т)
|
Газ природный
|
после модернизации
|
247,5
|
247,5
|
|||||||
изменение
|
27,5
|
27,5
|
|||||||||
ОЭС Урала, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
424,2
|
1119,0
|
403,2
|
100,0
|
2046,4
|
||||||
ГЭС
|
100,0
|
100,0
|
200,0
|
||||||||
ТЭС
|
424,2
|
1119,0
|
303,2
|
1846,4
|
|||||||
После модернизации
|
453,0
|
1196,9
|
439,7
|
115,0
|
2204,6
|
||||||
ГЭС
|
115,0
|
115,0
|
230,0
|
||||||||
ТЭС
|
453,0
|
1196,9
|
324,7
|
1974,6
|
|||||||
Изменение мощности
|
28,8
|
77,9
|
36,5
|
15,0
|
158,2
|
||||||
ГЭС
|
15,0
|
15,0
|
30,0
|
||||||||
ТЭС
|
28,8
|
77,9
|
21,5
|
128,2
|
|||||||
ОЭС Сибири
|
|||||||||||
Энергосистема Алтайского края и Республики Алтай
|
|||||||||||
Бийская ТЭЦ-1
|
ОАО "Бийскэнерго"
|
||||||||||
6 Т-110-130
|
Уголь
|
до модернизации
|
110,0
|
110,0
|
|||||||
6 Т-115-130
|
Уголь
|
после модернизации
|
114,9
|
114,9
|
|||||||
изменение
|
4,9
|
4,9
|
|||||||||
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
|
100,3
|
100,3
|
|||||||
изменение
|
17,5
|
17,5
|
|||||||||
2 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
82,8
|
82,8
|
|||||||
2 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
100,3
|
100,3
|
|||||||
изменение
|
17,5
|
17,5
|
|||||||||
7 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
82,8
|
82,8
|
|||||||
7 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
100,3
|
100,3
|
|||||||
изменение
|
17,5
|
17,5
|
|||||||||
8 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
до модернизации
|
82,8
|
82,8
|
|||||||
8 г/а пов.-лопаст. верт.
|
нет топлива
|
после модернизации
|
100,3
|
100,3
|
|||||||
изменение
|
17,5
|
17,5
|
|||||||||
Всего по станции
|
|||||||||||
До модернизации
|
82,8
|
82,8
|
82,8
|
82,8
|
331,2
|
||||||
После модернизации
|
100,3
|
100,3
|
100,3
|
100,3
|
401,2
|
||||||
Изменение мощности
|
17,5
|
17,5
|
17,5
|
17,5
|
70,0
|
||||||
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
|
|||||||||
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
|
130,0
|
||||||||
После модернизации
|
70,0
|
70,0
|
140,0
|
||||||||
Изменение мощности
|
5,0
|
5,0
|
10,0
|
||||||||
Энергосистема Омской области
|
|||||||||||
Омская ТЭЦ-4
|
АО "ТГК-11"
|
||||||||||
6 Т-100-130
|
Уголь
|
до модернизации
|
100,0
|
100,0
|
|||||||
6 Т-113-130
|
Уголь
|
после модернизации
|
113,0
|
113,0
|
|||||||
изменение
|
13,0
|
13,0
|
|||||||||
7 Т-100-130
|
Уголь
|
до модернизации
|
100,0
|
100,0
|
|||||||
7 Т-113-130
|
Уголь
|
после модернизации
|
113,0
|
113,0
|
|||||||
изменение
|
13,0
|
13,0
|
|||||||||
Всего по станции
|
|||||||||||
До модернизации
|
100,0
|
100,0
|
200,0
|
||||||||
После модернизации
|
113,0
|
113,0
|
226,0
|
||||||||
Изменение мощности
|
13,0
|
13,0
|
26,0
|
||||||||
ОЭС Сибири, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
110,0
|
182,8
|
147,8
|
247,8
|
82,8
|
771,2
|
|||||
ГЭС
|
82,8
|
147,8
|
147,8
|
82,8
|
461,2
|
||||||
ТЭС
|
110,0
|
100,0
|
100,0
|
310,0
|
|||||||
После модернизации
|
114,9
|
213,3
|
170,3
|
283,3
|
100,3
|
882,1
|
|||||
ГЭС
|
100,3
|
170,3
|
170,3
|
100,3
|
541,2
|
||||||
ТЭС
|
114,9
|
113,0
|
113,0
|
340,9
|
|||||||
Изменение мощности
|
4,9
|
30,5
|
22,5
|
35,5
|
17,5
|
110,9
|
|||||
ГЭС
|
17,5
|
22,5
|
22,5
|
17,5
|
80,0
|
||||||
ТЭС
|
4,9
|
13,0
|
13,0
|
30,9
|
|||||||
ОЭС Востока
|
|||||||||||
Энергосистема Амурской области
|
|||||||||||
Райчихинская ГРЭС
|
ПАО "РАО ЭС Востока"
|
||||||||||
6 К-50-90
|
Уголь
|
до модернизации
|
50,0
|
50,0
|
|||||||
6 К-...-90
|
Уголь
|
после модернизации
|
33,0
|
33,0
|
|||||||
изменение
|
-17,0
|
-17,0
|
|||||||||
ОЭС Востока, всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
50,0
|
50,0
|
|||||||||
ТЭС
|
50,0
|
50,0
|
|||||||||
После модернизации
|
33,0
|
33,0
|
|||||||||
ТЭС
|
33,0
|
33,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
-17,0
|
-17,0
|
|||||||||
ТЭС
|
-17,0
|
-17,0
|
|||||||||
ЕЭС России - всего
|
|||||||||||
До модернизации
|
734,2
|
1169,0
|
198,8
|
1138,0
|
1084,8
|
444,7
|
475,0
|
5244,5
|
|||
ГЭС
|
98,8
|
737,8
|
744,8
|
444,7
|
235,0
|
2261,1
|
|||||
ТЭС
|
734,2
|
1169,0
|
100,0
|
400,2
|
340,0
|
240,0
|
2983,4
|
||||
После модернизации
|
782,9
|
1229,9
|
236,0
|
1252,5
|
1233,3
|
505,6
|
558,0
|
5798,2
|
|||
ГЭС
|
123,0
|
827,8
|
825,3
|
505,6
|
263,0
|
2544,7
|
|||||
ТЭС
|
782,9
|
1229,9
|
113,0
|
424,7
|
408,0
|
295,0
|
3253,5
|
||||
Изменение мощности
|
48,7
|
60,9
|
37,2
|
114,5
|
148,5
|
60,9
|
83,0
|
553,7
|
|||
ГЭС
|
24,2
|
90,0
|
80,5
|
60,9
|
28,0
|
283,6
|
|||||
ТЭС
|
48,7
|
60,9
|
13,0
|
24,5
|
68,0
|
55,0
|
270,1
|
Приложение N 9
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ИНФОРМАЦИЯ
О ПЛАНАХ СОБСТВЕННИКОВ ПО ПЕРЕМАРКИРОВКЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ
ОБЪЕКТОВ (НЕ УЧИТЫВАЕМАЯ ПРИ РАСЧЕТЕ РЕЖИМНО-БАЛАНСОВОЙ
СИТУАЦИИ) ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
МВт
Электростанция (станционный номер, тип турбины)
|
Генерирующая компания
|
Вид топлива
|
Тип мощности
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
2016 - 2022 годы
|
ОЭС Урала
|
|||||||||||
Энергосистема Челябинской области
|
|||||||||||
<*> Магнитогорская ЦЭС
|
Электростанции промышленных предприятий
|
||||||||||
5 Т-25-29
|
Газ
|
до перемаркировки
|
25,0
|
25,0
|
|||||||
5 Т-40-29
|
Газ
|
после перемаркировки
|
40,0
|
40,0
|
|||||||
изменение
|
15,0
|
15,0
|
|||||||||
ОЭС Урала, всего
|
|||||||||||
До перемаркировки
|
25,0
|
25,0
|
|||||||||
ТЭС
|
25,0
|
25,0
|
|||||||||
После перемаркировки
|
40,0
|
40,0
|
|||||||||
ТЭС
|
40,0
|
40,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
15,0
|
15,0
|
|||||||||
ТЭС
|
15,0
|
15,0
|
|||||||||
ЕЭС России - всего
|
|||||||||||
До перемаркировки
|
25,0
|
25,0
|
|||||||||
ТЭС
|
25,0
|
25,0
|
|||||||||
После перемаркировки
|
40,0
|
40,0
|
|||||||||
ТЭС
|
40,0
|
40,0
|
|||||||||
Изменение мощности
|
15,0
|
15,0
|
|||||||||
ТЭС
|
15,0
|
15,0
|
Приложение N 10
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
1015718,0
|
1032816,0
|
1040979,0
|
1048838,0
|
1056430,0
|
1061965,0
|
1067133,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
1,7
|
0,8
|
0,8
|
0,7
|
0,5
|
0,5
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт.ч
|
2655,0
|
2655,0
|
3575,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
Максимум ЕЭС
|
тыс. кВт
|
154116,0
|
157335,0
|
158642,0
|
159562,0
|
160484,0
|
161311,0
|
162011,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6573
|
6548
|
6539
|
6545
|
6555
|
6555
|
6559
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
3960,0
|
3960,0
|
3460,0
|
3460,0
|
3360,0
|
3360,0
|
3360,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
24971,0
|
25558,0
|
25781,0
|
25934,0
|
26097,0
|
26231,0
|
26343,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
16,2
|
16,2
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
183047,0
|
186853,0
|
187883,0
|
188956,0
|
189941,0
|
190902,0
|
191714,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
239421,9
|
246778,4
|
249679,0
|
251098,6
|
250663,6
|
252117,4
|
252117,4
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
48407,9
|
49871,0
|
50719,2
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
162622,4
|
165513,0
|
167070,0
|
166965,0
|
167530,0
|
167530,0
|
167530,0
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
12798,0
|
13687,6
|
14305,5
|
14575,5
|
14889,5
|
14889,5
|
14889,5
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
1110,0
|
1920,7
|
940,0
|
24,9
|
251,0
|
2453,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
10134,0
|
10004,0
|
9913,0
|
9543,0
|
9195,0
|
9088,0
|
8683,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
215379,9
|
221166,2
|
224520,6
|
226955,3
|
226328,2
|
225686,2
|
228545,0
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
32332,9
|
34313,2
|
36637,6
|
37999,3
|
36387,2
|
34784,2
|
36831,0
|
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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
983360,0
|
994453,0
|
1001690,0
|
1008776,0
|
1016045,0
|
1019700,0
|
1024629,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
1,1
|
0,7
|
0,7
|
0,7
|
0,4
|
0,5
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт.ч
|
2655,0
|
2655,0
|
3575,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
Максимум ЕЭС
|
тыс. кВт
|
149370,0
|
151704,0
|
152796,0
|
153662,0
|
154363,0
|
155179,0
|
155860,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6566
|
6538
|
6532
|
6536
|
6553
|
6542
|
6545
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
3460,0
|
3460,0
|
2960,0
|
2960,0
|
2860,0
|
2860,0
|
2860,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
23927,0
|
24319,0
|
24495,0
|
24636,0
|
24750,0
|
24882,0
|
24990,0
|
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
|
176757,0
|
179483,0
|
180251,0
|
181258,0
|
181973,0
|
182921,0
|
183710,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
229779,9
|
235315,2
|
238074,8
|
239494,4
|
238494,4
|
239948,2
|
239948,2
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
44747,9
|
45253,5
|
46101,7
|
46157,5
|
46157,5
|
46157,5
|
46157,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
156640,4
|
158667,3
|
160083,3
|
159978,3
|
159978,3
|
159978,3
|
159978,3
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
12784,7
|
13523,2
|
14110,1
|
14380,1
|
14380,1
|
14380,1
|
14380,1
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
790,0
|
1920,7
|
830,0
|
24,9
|
0,0
|
2453,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
10134,0
|
10004,0
|
9913,0
|
9543,0
|
9195,0
|
9088,0
|
8683,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
206071,2
|
209867,3
|
213221,8
|
215546,5
|
214919,4
|
214026,4
|
216885,2
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
29314,2
|
30384,3
|
32970,8
|
34288,5
|
32946,4
|
31105,4
|
33175,2
|
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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
777655,0
|
787549,0
|
793685,0
|
799731,0
|
805798,0
|
808649,0
|
812580,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
1,3
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,4
|
0,5
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт.ч
|
2655,0
|
2655,0
|
3575,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
120055,0
|
122274,0
|
123189,0
|
123929,0
|
124532,0
|
125199,0
|
125734,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6455
|
6419
|
6414
|
6417
|
6435
|
6423
|
6427
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
3160,0
|
3160,0
|
2660,0
|
2660,0
|
2560,0
|
2560,0
|
2560,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
20409,0
|
20787,0
|
20942,0
|
21068,0
|
21170,0
|
21284,0
|
21375,0
|
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
|
143624,0
|
146221,0
|
146791,0
|
147657,0
|
148262,0
|
149043,0
|
149669,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
178004,1
|
183574,4
|
186096,0
|
187465,6
|
186465,6
|
187919,4
|
187919,4
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
19466,5
|
19967,1
|
20810,3
|
20866,1
|
20866,1
|
20866,1
|
20866,1
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
130171,2
|
132268,1
|
133556,1
|
133451,1
|
133451,1
|
133451,1
|
133451,1
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
442,0
|
1146,0
|
1341,0
|
1561,0
|
1561,0
|
1561,0
|
1561,0
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
6628,1
|
7341,9
|
7823,8
|
8043,8
|
8043,8
|
8043,8
|
8043,8
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
670,0
|
1920,7
|
830,0
|
24,9
|
0,0
|
2453,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
3760,0
|
3691,0
|
3601,0
|
3333,0
|
3079,0
|
2976,0
|
2615,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
166946,0
|
170620,8
|
173841,2
|
176063,9
|
175342,8
|
174445,8
|
177260,6
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
23322,0
|
24399,8
|
27050,2
|
28406,9
|
27080,8
|
25402,8
|
27591,6
|
Баланс мощности ОЭС Северо-Запада с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
90717,0
|
90998,0
|
91482,0
|
92002,0
|
92607,0
|
92911,0
|
93231,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,3
|
0,5
|
0,6
|
0,7
|
0,3
|
0,3
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
14733,0
|
14825,0
|
14890,0
|
14964,0
|
15014,0
|
15099,0
|
15151,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6157
|
6138
|
6144
|
6148
|
6168
|
6153
|
6153
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
3061,0
|
3118,0
|
3141,0
|
3160,0
|
3176,0
|
3193,0
|
3206,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
20,8
|
21,0
|
21,1
|
21,1
|
21,2
|
21,1
|
21,2
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
19704,0
|
19853,0
|
19941,0
|
20034,0
|
20100,0
|
20202,0
|
20267,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
23341,2
|
24540,0
|
24308,0
|
25757,6
|
24757,6
|
25956,4
|
25956,4
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
5760,0
|
6958,8
|
5958,8
|
7157,6
|
6157,6
|
7356,4
|
7356,4
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
2949,2
|
2949,2
|
2949,2
|
3005,0
|
3005,0
|
3005,0
|
3005,0
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
14625,6
|
14625,6
|
15393,6
|
15588,6
|
15588,6
|
15588,6
|
15588,6
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
1118,8
|
1118,8
|
1118,8
|
1118,8
|
1118,8
|
1118,8
|
1118,8
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
100,0
|
0,0
|
0,0
|
24,9
|
0,0
|
1198,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
2028,0
|
2017,0
|
2014,0
|
1814,0
|
1643,0
|
1634,0
|
1631,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
20094,4
|
21404,2
|
21175,2
|
22799,9
|
21995,8
|
22004,8
|
23206,6
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
390,4
|
1551,2
|
1234,2
|
2765,9
|
1895,8
|
1802,8
|
2939,6
|
Баланс мощности ОЭС Центра с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
233587,0
|
233937,0
|
236257,0
|
238274,0
|
239845,0
|
240842,0
|
242296,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,1
|
1,0
|
0,9
|
0,7
|
0,4
|
0,6
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт.ч
|
2580,0
|
2580,0
|
3500,0
|
4420,0
|
4420,0
|
4420,0
|
4420,0
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
37795,0
|
38149,0
|
38504,0
|
38696,0
|
38853,0
|
39068,0
|
39266,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6112
|
6065
|
6045
|
6043
|
6059
|
6052
|
6058
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
500,0
|
500,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
6531,0
|
6652,0
|
6701,0
|
6742,0
|
6774,0
|
6811,0
|
6840,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
17,3
|
17,4
|
17,4
|
17,4
|
17,4
|
17,4
|
17,4
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
44826,0
|
45301,0
|
45205,0
|
45438,0
|
45627,0
|
45879,0
|
46106,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
54130,5
|
53990,5
|
55660,9
|
55360,9
|
55360,9
|
55615,9
|
55615,9
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
13612,4
|
13612,4
|
14807,8
|
14807,8
|
14807,8
|
15062,8
|
15062,8
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
1788,9
|
2208,9
|
2638,9
|
2638,9
|
2638,9
|
2638,9
|
2638,9
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
38684,3
|
38124,3
|
38154,3
|
37854,3
|
37854,3
|
37854,3
|
37854,3
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
45,0
|
45,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
948,3
|
943,3
|
958,3
|
958,3
|
958,3
|
958,3
|
958,3
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
565,0
|
420,0
|
420,0
|
0,0
|
0,0
|
1255,0
|
0,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
52617,2
|
52627,2
|
54282,6
|
54402,6
|
54402,6
|
53402,6
|
54657,6
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
7791,2
|
7326,2
|
9077,6
|
8964,6
|
8775,6
|
7523,6
|
8551,6
|
Баланс мощности ОЭС Средней Волги с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
104725,0
|
105055,0
|
105686,0
|
106243,0
|
106967,0
|
106940,0
|
107108,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,3
|
0,6
|
0,5
|
0,7
|
0,0
|
0,2
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
16718,0
|
16838,0
|
16930,0
|
17005,0
|
17054,0
|
17079,0
|
17096,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6264
|
6239
|
6243
|
6248
|
6272
|
6261
|
6265
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
2245,0
|
2287,0
|
2304,0
|
2317,0
|
2329,0
|
2341,0
|
2351,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
13,4
|
13,6
|
13,6
|
13,6
|
13,7
|
13,7
|
13,8
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
18973,0
|
19135,0
|
19244,0
|
19332,0
|
19393,0
|
19430,0
|
19457,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
27205,7
|
27722,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
6933,5
|
6966,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
16140,2
|
16528,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
60,0
|
155,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
1993,5
|
2088,5
|
2119,4
|
2119,4
|
2119,4
|
2119,4
|
2119,4
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
0,0
|
0,0
|
230,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
25212,2
|
25633,8
|
25647,9
|
25877,9
|
25877,9
|
25877,9
|
25877,9
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
6239,2
|
6498,8
|
6403,9
|
6545,9
|
6484,9
|
6447,9
|
6420,9
|
Баланс мощности ОЭС Юга с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
89222,0
|
97219,0
|
98256,0
|
99704,0
|
100874,0
|
101617,0
|
102497,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
9,0
|
1,1
|
1,5
|
1,2
|
0,7
|
0,9
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт.ч
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
14554,0
|
16034,0
|
16191,0
|
16412,0
|
16553,0
|
16702,0
|
16831,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6125
|
6059
|
6064
|
6070
|
6089
|
6080
|
6085
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
450,0
|
450,0
|
450,0
|
450,0
|
350,0
|
350,0
|
350,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
2041,0
|
2079,0
|
2094,0
|
2107,0
|
2117,0
|
2128,0
|
2138,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
14,0
|
13,0
|
12,9
|
12,8
|
12,8
|
12,7
|
12,7
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
17045,0
|
18563,0
|
18735,0
|
18969,0
|
19020,0
|
19180,0
|
19319,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
20809,1
|
23439,0
|
24690,2
|
24740,2
|
24740,2
|
24740,2
|
24740,2
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
3000,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
5938,4
|
5971,0
|
6342,2
|
6342,2
|
6342,2
|
6342,2
|
6342,2
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
11656,3
|
12639,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
214,4
|
758,4
|
808,4
|
858,4
|
858,4
|
858,4
|
858,4
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
1341,9
|
1914,3
|
2287,5
|
2337,5
|
2337,5
|
2337,5
|
2337,5
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
5,0
|
1080,7
|
180,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
19462,2
|
20444,0
|
22222,7
|
22402,7
|
22402,7
|
22402,7
|
22402,7
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
2417,2
|
1881,0
|
3487,7
|
3433,7
|
3382,7
|
3222,7
|
3083,7
|
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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
259404,0
|
260340,0
|
262004,0
|
263508,0
|
265505,0
|
266339,0
|
267448,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,4
|
0,6
|
0,6
|
0,8
|
0,3
|
0,4
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
36255,0
|
36428,0
|
36674,0
|
36852,0
|
37058,0
|
37251,0
|
37390,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
7155
|
7147
|
7144
|
7150
|
7165
|
7150
|
7153
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
6531,0
|
6651,0
|
6702,0
|
6742,0
|
6774,0
|
6811,0
|
6840,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
18,0
|
18,3
|
18,3
|
18,3
|
18,3
|
18,3
|
18,3
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
43076,0
|
43369,0
|
43666,0
|
43884,0
|
44122,0
|
44352,0
|
44520,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
52517,5
|
53882,5
|
53439,5
|
53609,5
|
53609,5
|
53609,5
|
53609,5
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
1856,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
49064,8
|
50349,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
116,2
|
181,2
|
271,2
|
441,2
|
441,2
|
441,2
|
441,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
1225,5
|
1276,9
|
1339,7
|
1509,7
|
1509,7
|
1509,7
|
1509,7
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
0,0
|
420,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
1732,0
|
1674,0
|
1587,0
|
1519,0
|
1436,0
|
1342,0
|
984,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
49560,0
|
50511,6
|
50512,8
|
50580,8
|
50663,8
|
50757,8
|
51115,8
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
6484,0
|
7142,6
|
6846,8
|
6696,8
|
6541,8
|
6405,8
|
6595,8
|
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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
205705,0
|
206904,0
|
208005,0
|
209045,0
|
210247,0
|
211051,0
|
212049,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,6
|
0,5
|
0,5
|
0,6
|
0,4
|
0,5
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
29315,0
|
29430,0
|
29607,0
|
29733,0
|
29831,0
|
29980,0
|
30126,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
7017
|
7030
|
7026
|
7031
|
7048
|
7040
|
7039
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
3518,0
|
3532,0
|
3553,0
|
3568,0
|
3580,0
|
3598,0
|
3615,0
|
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
|
33133,0
|
33262,0
|
33460,0
|
33601,0
|
33711,0
|
33878,0
|
34041,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
51775,8
|
51740,8
|
51978,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
25281,4
|
25286,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
26469,2
|
26399,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
25,2
|
55,2
|
160,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
6156,6
|
6181,3
|
6286,3
|
6336,3
|
6336,3
|
6336,3
|
6336,3
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
120,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
6374,0
|
6313,0
|
6312,0
|
6210,0
|
6116,0
|
6112,0
|
6068,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
39125,3
|
39246,6
|
39380,6
|
39482,6
|
39576,6
|
39580,6
|
39624,6
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
5992,3
|
5984,6
|
5920,6
|
5881,6
|
5865,6
|
5702,6
|
5583,6
|
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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
205705,0
|
206904,0
|
208005,0
|
209045,0
|
210247,0
|
211051,0
|
212049,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,6
|
0,5
|
0,5
|
0,6
|
0,4
|
0,5
|
|
Собственный максимум
|
тыс. кВт
|
30414,0
|
30529,0
|
30704,0
|
30828,0
|
30922,0
|
31071,0
|
31223,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6763
|
6777
|
6775
|
6781
|
6799
|
6793
|
6791
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
3650,0
|
3663,0
|
3684,0
|
3699,0
|
3711,0
|
3729,0
|
3747,0
|
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
|
34364,0
|
34492,0
|
34688,0
|
34827,0
|
34933,0
|
35100,0
|
35270,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
51775,8
|
51740,8
|
51978,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
25281,4
|
25286,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
26469,2
|
26399,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
25,2
|
55,2
|
160,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
6156,6
|
6181,3
|
6286,3
|
6336,3
|
6336,3
|
6336,3
|
6336,3
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
120,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
5622,0
|
5556,0
|
5550,0
|
5442,0
|
5346,0
|
5340,0
|
5293,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
39877,3
|
40003,6
|
40142,6
|
40250,6
|
40346,6
|
40352,6
|
40399,6
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
5513,3
|
5511,6
|
5454,6
|
5423,6
|
5413,6
|
5252,6
|
5129,6
|
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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
32358,0
|
38363,0
|
39289,0
|
40062,0
|
40385,0
|
42265,0
|
42504,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
18,6
|
2,4
|
2,0
|
0,8
|
4,7
|
0,6
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
4746,0
|
5631,0
|
5846,0
|
5900,0
|
6121,0
|
6132,0
|
6151,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6818
|
6813
|
6721
|
6790
|
6598
|
6893
|
6910
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
1044,0
|
1239,0
|
1286,0
|
1298,0
|
1347,0
|
1349,0
|
1353,0
|
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
|
6290,0
|
7370,0
|
7632,0
|
7698,0
|
7968,0
|
7981,0
|
8004,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
9642,0
|
11463,2
|
11604,2
|
11604,2
|
12169,2
|
12169,2
|
12169,2
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
3660,0
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
5982,0
|
6845,7
|
6986,7
|
6986,7
|
7551,7
|
7551,7
|
7551,7
|
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
|
164,4
|
195,4
|
195,4
|
509,4
|
509,4
|
509,4
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
320,0
|
0,0
|
110,0
|
0,0
|
251,0
|
0,0
|
0,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
9308,7
|
11298,8
|
11298,8
|
11408,8
|
11408,8
|
11659,8
|
11659,8
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
3018,7
|
3928,8
|
3666,8
|
3710,8
|
3440,8
|
3678,8
|
3655,8
|
Примечание: с 2017 года в ОЭС Востока учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Центрального и Западного энергорайонов.
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.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт.ч
|
32358,0
|
38363,0
|
39289,0
|
40062,0
|
40385,0
|
42265,0
|
42504,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
18,6
|
2,4
|
2,0
|
0,8
|
4,7
|
0,6
|
|
Собственный максимум
|
тыс. кВт
|
5532,0
|
6557,0
|
6810,0
|
6873,0
|
7138,0
|
7151,0
|
7173,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
5849
|
5851
|
5769
|
5829
|
5658
|
5910
|
5926
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
1217,0
|
1443,0
|
1498,0
|
1512,0
|
1570,0
|
1573,0
|
1578,0
|
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
|
7249,0
|
8500,0
|
8808,0
|
8885,0
|
9208,0
|
9224,0
|
9251,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
9642,0
|
11463,2
|
11604,2
|
11604,2
|
12169,2
|
12169,2
|
12169,2
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
3660,0
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
5982,0
|
6845,7
|
6986,7
|
6986,7
|
7551,7
|
7551,7
|
7551,7
|
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
|
164,4
|
195,4
|
195,4
|
509,4
|
509,4
|
509,4
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
320,0
|
0,0
|
110,0
|
0,0
|
251,0
|
0,0
|
0,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
9308,7
|
11298,8
|
11298,8
|
11408,8
|
11408,8
|
11659,8
|
11659,8
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
2059,7
|
2798,8
|
2490,8
|
2523,8
|
2200,8
|
2435,8
|
2408,8
|
Примечание: с 2017 года в ОЭС Востока учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Центрального и Западного энергорайонов.
Приложение N 11
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
РЕГИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА
ПЕРСПЕКТИВНЫХ БАЛАНСОВ МОЩНОСТИ С УЧЕТОМ ВВОДОВ
И МЕРОПРИЯТИЙ ПО ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ, МОДЕРНИЗАЦИИ,
РЕКОНСТРУКЦИИ И ПЕРЕМАРКИРОВКЕ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ
РЕАЛИЗАЦИИ НА 2016 - 2022 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
|
2015 г. факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
|
13421,0
|
14733,0
|
14825,0
|
14890,0
|
14964,0
|
15014,0
|
15099,0
|
15151,0
|
ЭС Архангельской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1191,0
|
1204,0
|
1203,0
|
1205,0
|
1208,0
|
1210,0
|
1214,0
|
1217,0
|
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)
|
741,0
|
848,0
|
849,0
|
851,0
|
854,0
|
857,0
|
860,0
|
862,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
951,3
|
951,3
|
951,3
|
1719,3
|
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
|
944,5
|
944,5
|
944,5
|
1712,5
|
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)
|
1195,0
|
1196,0
|
1199,0
|
1189,0
|
1193,0
|
1196,0
|
1200,0
|
1202,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1110,1
|
1110,1
|
1110,1
|
1110,1
|
1159,9
|
1159,9
|
1159,9
|
1159,9
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
640,1
|
640,1
|
640,1
|
640,1
|
689,9
|
689,9
|
689,9
|
689,9
|
ТЭС
|
470,0
|
470,0
|
470,0
|
470,0
|
470,0
|
470,0
|
470,0
|
470,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Республики Коми
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1293,0
|
1324,0
|
1331,0
|
1333,0
|
1335,0
|
1337,0
|
1339,0
|
1341,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
2362,5
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Ленинградской области и города Санкт-Петербург
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
7178,0
|
7680,0
|
7741,0
|
7801,0
|
7861,0
|
7891,0
|
7956,0
|
8001,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
12595,4
|
12793,7
|
13992,5
|
12992,5
|
14191,3
|
13191,3
|
14390,1
|
14390,1
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
4000,0
|
4000,0
|
5198,8
|
4198,8
|
5397,6
|
4397,6
|
5596,4
|
5596,4
|
ГЭС
|
709,8
|
709,8
|
709,8
|
709,8
|
709,8
|
709,8
|
709,8
|
709,8
|
ТЭС
|
7885,6
|
8083,9
|
8083,9
|
8083,9
|
8083,9
|
8083,9
|
8083,9
|
8083,9
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Мурманской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1919,0
|
1907,0
|
1910,0
|
1912,0
|
1914,0
|
1918,0
|
1923,0
|
1923,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
3605,9
|
3605,9
|
3605,9
|
3605,9
|
3611,9
|
3611,9
|
3611,9
|
3611,9
|
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
|
1600,6
|
1600,6
|
1600,6
|
1600,6
|
ТЭС
|
250,0
|
250,0
|
250,0
|
250,0
|
250,0
|
250,0
|
250,0
|
250,0
|
ВИЭ
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
ЭС Новгородской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
642,0
|
699,0
|
709,0
|
716,0
|
717,0
|
723,0
|
726,0
|
726,0
|
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)
|
376,0
|
418,0
|
420,0
|
422,0
|
424,0
|
426,0
|
427,0
|
428,0
|
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
|
2015 г. факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
|
35970,0
|
37795,0
|
38149,0
|
38504,0
|
38696,0
|
38853,0
|
39068,0
|
39266,0
|
ЭС Белгородской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
2134,0
|
2169,0
|
2183,0
|
2189,0
|
2192,0
|
2193,0
|
2205,0
|
2210,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
251,0
|
251,0
|
251,0
|
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
|
|||
ЭС Брянской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
752,0
|
787,0
|
788,0
|
792,0
|
797,0
|
803,0
|
807,0
|
811,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
12,0
|
|||||||
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
12,0
|
|||||||
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Владимирской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1169,0
|
1197,0
|
1202,0
|
1204,0
|
1206,0
|
1207,0
|
1209,0
|
1211,0
|
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)
|
1944,0
|
2024,0
|
2029,0
|
2029,0
|
2013,0
|
2025,0
|
2040,0
|
2055,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1932,3
|
1928,3
|
1928,3
|
1928,3
|
1928,3
|
1928,3
|
1928,3
|
1928,3
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
26,3
|
26,3
|
26,3
|
26,3
|
26,3
|
26,3
|
26,3
|
26,3
|
ТЭС
|
1906,0
|
1902,0
|
1902,0
|
1902,0
|
1902,0
|
1902,0
|
1902,0
|
1902,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Воронежской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1678,0
|
1877,0
|
1863,0
|
1912,0
|
1983,0
|
1986,0
|
1984,0
|
1985,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
2099,0
|
2847,4
|
3070,4
|
4265,8
|
4265,8
|
4265,8
|
4265,8
|
4265,8
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
1834,0
|
2612,4
|
2612,4
|
3807,8
|
3807,8
|
3807,8
|
3807,8
|
3807,8
|
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
265,0
|
235,0
|
458,0
|
458,0
|
458,0
|
458,0
|
458,0
|
458,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Ивановской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
624,0
|
672,0
|
673,0
|
674,0
|
674,0
|
674,0
|
674,0
|
674,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
965,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Калужской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1048,0
|
1136,0
|
1149,0
|
1161,0
|
1185,0
|
1223,0
|
1239,0
|
1240,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
117,8
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Костромской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
620,0
|
622,0
|
625,0
|
627,0
|
627,0
|
627,0
|
627,0
|
627,0
|
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)
|
1224,0
|
1292,0
|
1302,0
|
1318,0
|
1330,0
|
1332,0
|
1346,0
|
1398,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
4320,7
|
4315,9
|
4422,9
|
4422,9
|
4422,9
|
4422,9
|
4677,9
|
4677,9
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
4255,0
|
4255,0
|
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
320,7
|
315,9
|
422,9
|
422,9
|
422,9
|
422,9
|
422,9
|
422,9
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Липецкой области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1747,0
|
1799,0
|
1804,0
|
1808,0
|
1815,0
|
1819,0
|
1821,0
|
1825,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1130,5
|
1165,5
|
1165,5
|
1165,5
|
1165,5
|
1165,5
|
1165,5
|
1165,5
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1130,5
|
1120,5
|
1120,5
|
1120,5
|
1120,5
|
1120,5
|
1120,5
|
1120,5
|
ВИЭ
|
45,0
|
45,0
|
45,0
|
45,0
|
45,0
|
45,0
|
45,0
|
|
ЭС Московской области и города Москва
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
16498,0
|
17610,0
|
17828,0
|
18029,0
|
18127,0
|
18202,0
|
18308,0
|
18414,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
19158,8
|
18700,8
|
19120,8
|
19540,8
|
19240,8
|
19240,8
|
19240,8
|
19240,8
|
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
|
1620,0
|
2040,0
|
2040,0
|
2040,0
|
2040,0
|
2040,0
|
ТЭС
|
17875,4
|
17417,4
|
17417,4
|
17417,4
|
17117,4
|
17117,4
|
17117,4
|
17117,4
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Орловской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
467,0
|
492,0
|
493,0
|
494,0
|
496,0
|
497,0
|
498,0
|
499,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
396,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Рязанской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1005,0
|
1114,0
|
1116,0
|
1122,0
|
1129,0
|
1135,0
|
1139,0
|
1144,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
3676,0
|
3791,0
|
3791,0
|
3821,0
|
3821,0
|
3821,0
|
3821,0
|
3821,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
3676,0
|
3791,0
|
3791,0
|
3821,0
|
3821,0
|
3821,0
|
3821,0
|
3821,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Смоленской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
972,0
|
1070,0
|
1054,0
|
1081,0
|
1064,0
|
1066,0
|
1086,0
|
1088,0
|
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)
|
577,0
|
620,0
|
620,0
|
620,0
|
620,0
|
620,0
|
620,0
|
620,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
381,0
|
381,0
|
356,0
|
356,0
|
356,0
|
356,0
|
356,0
|
356,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
381,0
|
381,0
|
356,0
|
356,0
|
356,0
|
356,0
|
356,0
|
356,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Тверской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1297,0
|
1374,0
|
1390,0
|
1411,0
|
1395,0
|
1394,0
|
1404,0
|
1392,0
|
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)
|
1480,0
|
1600,0
|
1600,0
|
1609,0
|
1622,0
|
1632,0
|
1647,0
|
1662,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
2497,2
|
2472,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
2497,2
|
2472,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Ярославской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1348,0
|
1403,0
|
1415,0
|
1418,0
|
1420,0
|
1422,0
|
1425,0
|
1427,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1109,1
|
1559,1
|
1559,1
|
1569,1
|
1569,1
|
1569,1
|
1569,1
|
1569,1
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
476,6
|
476,6
|
476,6
|
486,6
|
486,6
|
486,6
|
486,6
|
486,6
|
ТЭС
|
632,5
|
1082,5
|
1082,5
|
1082,5
|
1082,5
|
1082,5
|
1082,5
|
1082,5
|
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
|
2015 г. факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
|
16302,0
|
16718,0
|
16838,0
|
16930,0
|
17005,0
|
17054,0
|
17079,0
|
17096,0
|
ЭС Республики Марий Эл
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
521,0
|
521,0
|
523,0
|
524,0
|
525,0
|
525,0
|
526,0
|
527,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
246,5
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Республики Мордовия
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
517,0
|
548,0
|
549,0
|
551,0
|
553,0
|
555,0
|
557,0
|
558,0
|
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)
|
3250,0
|
3418,0
|
3432,0
|
3445,0
|
3454,0
|
3461,0
|
3468,0
|
3475,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
2782,3
|
2782,3
|
2782,3
|
2785,3
|
2785,3
|
2785,3
|
2785,3
|
2785,3
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
520,0
|
520,0
|
520,0
|
523,0
|
523,0
|
523,0
|
523,0
|
523,0
|
ТЭС
|
2262,3
|
2262,3
|
2262,3
|
2262,3
|
2262,3
|
2262,3
|
2262,3
|
2262,3
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Пензенской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
828,0
|
886,0
|
890,0
|
894,0
|
895,0
|
895,0
|
895,0
|
896,0
|
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)
|
3643,0
|
3654,0
|
3666,0
|
3671,0
|
3677,0
|
3680,0
|
3687,0
|
3686,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
5994,8
|
6051,3
|
6097,3
|
6118,3
|
6118,3
|
6118,3
|
6118,3
|
6118,3
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
2404,0
|
2435,5
|
2456,5
|
2477,5
|
2477,5
|
2477,5
|
2477,5
|
2477,5
|
ТЭС
|
3590,8
|
3590,8
|
3590,8
|
3565,8
|
3565,8
|
3565,8
|
3565,8
|
3565,8
|
ВИЭ
|
25,0
|
50,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
|
ЭС Саратовской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
2084,0
|
2084,0
|
2092,0
|
2102,0
|
2109,0
|
2122,0
|
2128,0
|
2130,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
6702,0
|
6641,0
|
6678,0
|
6699,0
|
6699,0
|
6699,0
|
6699,0
|
6699,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
4000,0
|
ГЭС
|
1391,0
|
1403,0
|
1415,0
|
1433,0
|
1433,0
|
1433,0
|
1433,0
|
1433,0
|
ТЭС
|
1311,0
|
1238,0
|
1238,0
|
1226,0
|
1226,0
|
1226,0
|
1226,0
|
1226,0
|
ВИЭ
|
25,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
||
ЭС Республики Татарстан
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
4054,0
|
4219,0
|
4273,0
|
4324,0
|
4369,0
|
4389,0
|
4390,0
|
4391,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
7340,1
|
7475,1
|
7863,7
|
8093,7
|
8093,7
|
8093,7
|
8093,7
|
8093,7
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
1205,0
|
1205,0
|
1205,0
|
1205,0
|
1205,0
|
1205,0
|
1205,0
|
1205,0
|
ТЭС
|
6135,1
|
6270,1
|
6658,7
|
6888,7
|
6888,7
|
6888,7
|
6888,7
|
6888,7
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Ульяновской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1033,0
|
1054,0
|
1061,0
|
1070,0
|
1075,0
|
1078,0
|
1080,0
|
1083,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
944,5
|
979,5
|
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
|
35,0
|
80,0
|
80,0
|
80,0
|
80,0
|
80,0
|
80,0
|
|
ЭС Чувашской Республики
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
854,0
|
863,0
|
867,0
|
868,0
|
870,0
|
871,0
|
872,0
|
873,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
2207,0
|
2207,0
|
2207,0
|
2207,0
|
2207,0
|
2207,0
|
2207,0
|
2207,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
1370,0
|
1370,0
|
1370,0
|
1370,0
|
1370,0
|
1370,0
|
1370,0
|
1370,0
|
ТЭС
|
837,0
|
837,0
|
837,0
|
837,0
|
837,0
|
837,0
|
837,0
|
837,0
|
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
|
2015 г. факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
|
13459,0
|
14554,0
|
16034,0
|
16191,0
|
16412,0
|
16553,0
|
16702,0
|
16831,0
|
ЭС Астраханской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
757,0
|
786,0
|
791,0
|
793,0
|
793,0
|
793,0
|
795,0
|
797,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
744,0
|
849,0
|
864,0
|
864,0
|
864,0
|
864,0
|
864,0
|
864,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
744,0
|
744,0
|
744,0
|
744,0
|
744,0
|
744,0
|
744,0
|
744,0
|
ВИЭ
|
105,0
|
120,0
|
120,0
|
120,0
|
120,0
|
120,0
|
120,0
|
|
ЭС Волгоградской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
2397,0
|
2405,0
|
2430,0
|
2440,0
|
2467,0
|
2487,0
|
2497,0
|
2512,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
4057,1
|
4046,6
|
4112,6
|
4158,6
|
4158,6
|
4158,6
|
4158,6
|
4158,6
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
2672,0
|
2682,5
|
2703,5
|
2724,5
|
2724,5
|
2724,5
|
2724,5
|
2724,5
|
ТЭС
|
1385,1
|
1334,1
|
1334,1
|
1334,1
|
1334,1
|
1334,1
|
1334,1
|
1334,1
|
ВИЭ
|
30,0
|
75,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
|
ЭС Республики Дагестан
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1153,0
|
1228,0
|
1240,0
|
1253,0
|
1266,0
|
1273,0
|
1284,0
|
1297,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1904,1
|
1914,1
|
1914,1
|
1914,1
|
1914,1
|
1914,1
|
1914,1
|
1914,1
|
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
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
|
ЭС Республики Ингушетия
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
137,0
|
144,0
|
145,0
|
146,0
|
147,0
|
148,0
|
149,0
|
150,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
||||||||
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
||||||||
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Кабардино-Балкарской Республики
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
286,0
|
311,0
|
312,0
|
313,0
|
315,0
|
316,0
|
318,0
|
318,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
179,5
|
210,1
|
210,1
|
210,1
|
210,1
|
210,1
|
210,1
|
210,1
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
157,5
|
188,1
|
188,1
|
188,1
|
188,1
|
188,1
|
188,1
|
188,1
|
ТЭС
|
22,0
|
22,0
|
22,0
|
22,0
|
22,0
|
22,0
|
22,0
|
22,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Республики Калмыкия
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
99,0
|
110,0
|
114,0
|
115,0
|
119,0
|
122,0
|
123,0
|
123,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
21,4
|
72,4
|
117,4
|
117,4
|
142,4
|
142,4
|
142,4
|
142,4
|
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
|
54,4
|
99,4
|
99,4
|
124,4
|
124,4
|
124,4
|
124,4
|
ЭС Карачаево-Черкесской Республики
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
207,0
|
220,0
|
220,0
|
221,0
|
221,0
|
222,0
|
222,0
|
223,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
187,8
|
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
|
|
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)
|
4348,0
|
4520,0
|
4662,0
|
4713,0
|
4776,0
|
4813,0
|
4861,0
|
4899,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
2447,4
|
2447,4
|
2447,4
|
2447,4
|
2447,4
|
2447,4
|
2447,4
|
2447,4
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
86,7
|
86,7
|
86,7
|
86,7
|
86,7
|
86,7
|
86,7
|
86,7
|
ТЭС
|
2360,7
|
2360,7
|
2360,7
|
2360,7
|
2360,7
|
2360,7
|
2360,7
|
2360,7
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Республики Крым и города Севастополь
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1408,0
|
1440,0
|
1481,0
|
1522,0
|
1560,0
|
1583,0
|
||
Покрытие (установленная мощность)
|
1372,3
|
1842,3
|
1842,3
|
1842,3
|
1842,3
|
1842,3
|
||
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
983,3
|
1453,3
|
1453,3
|
1453,3
|
1453,3
|
1453,3
|
||
ВИЭ
|
389,0
|
389,0
|
389,0
|
389,0
|
389,0
|
389,0
|
||
ЭС Ростовской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
2859,0
|
3074,0
|
3092,0
|
3120,0
|
3173,0
|
3195,0
|
3220,0
|
3245,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
5837,7
|
6187,7
|
7257,7
|
7257,7
|
7257,7
|
7257,7
|
7257,7
|
7257,7
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
3000,0
|
3000,0
|
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
|
2626,2
|
2976,2
|
2976,2
|
2976,2
|
2976,2
|
2976,2
|
2976,2
|
2976,2
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Республики Северная Осетия - Алания
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
376,0
|
409,0
|
414,0
|
420,0
|
426,0
|
432,0
|
438,0
|
445,0
|
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)
|
1539,0
|
1643,0
|
1652,0
|
1659,0
|
1665,0
|
1673,0
|
1685,0
|
1694,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
4631,0
|
4646,0
|
4702,0
|
4735,2
|
4760,2
|
4760,2
|
4760,2
|
4760,2
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
479,5
|
479,5
|
485,5
|
493,7
|
493,7
|
493,7
|
493,7
|
493,7
|
ТЭС
|
4151,5
|
4151,5
|
4151,5
|
4151,5
|
4151,5
|
4151,5
|
4151,5
|
4151,5
|
ВИЭ
|
15,0
|
65,0
|
90,0
|
115,0
|
115,0
|
115,0
|
115,0
|
|
ЭС Чеченской Республики
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
473,0
|
503,0
|
507,0
|
519,0
|
539,0
|
541,0
|
544,0
|
546,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
360,0
|
360,0
|
360,0
|
360,0
|
360,0
|
|||
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
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
|
2015 г. факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
|
35304,0
|
36255,0
|
36428,0
|
36674,0
|
36852,0
|
37058,0
|
37251,0
|
37390,0
|
ЭС Республики Башкортостан
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
3927,0
|
4098,0
|
4118,0
|
4136,0
|
4158,0
|
4178,0
|
4200,0
|
4215,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
4683,3
|
5117,3
|
5537,3
|
5557,3
|
5557,3
|
5557,3
|
5557,3
|
5557,3
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
223,7
|
223,7
|
223,7
|
223,7
|
223,7
|
223,7
|
223,7
|
223,7
|
ТЭС
|
4442,3
|
4852,3
|
5272,3
|
5272,3
|
5272,3
|
5272,3
|
5272,3
|
5272,3
|
ВИЭ
|
17,2
|
41,2
|
41,2
|
61,2
|
61,2
|
61,2
|
61,2
|
61,2
|
Энергосистема Кировской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1215,0
|
1240,0
|
1242,0
|
1244,0
|
1245,0
|
1245,0
|
1245,0
|
1246,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1074,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1074,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
1044,3
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Курганской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
715,0
|
751,0
|
751,0
|
751,0
|
751,0
|
751,0
|
754,0
|
757,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
676,5
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Оренбургской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
2288,0
|
2318,0
|
2320,0
|
2330,0
|
2341,0
|
2347,0
|
2352,0
|
2353,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
3685,0
|
3744,0
|
3794,0
|
3819,0
|
3989,0
|
3989,0
|
3989,0
|
3989,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
30,0
|
30,0
|
30,0
|
30,0
|
30,0
|
30,0
|
30,0
|
30,0
|
ТЭС
|
3625,0
|
3639,0
|
3639,0
|
3639,0
|
3639,0
|
3639,0
|
3639,0
|
3639,0
|
ВИЭ
|
30,0
|
75,0
|
125,0
|
150,0
|
320,0
|
320,0
|
320,0
|
320,0
|
ЭС Пермского края
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
3427,0
|
3630,0
|
3672,0
|
3695,0
|
3737,0
|
3768,0
|
3796,0
|
3829,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
6966,7
|
6945,9
|
7760,9
|
7760,9
|
7760,9
|
7760,9
|
7760,9
|
7760,9
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
1592,8
|
1595,8
|
1610,8
|
1610,8
|
1610,8
|
1610,8
|
1610,8
|
1610,8
|
ТЭС
|
5373,9
|
5350,1
|
6150,1
|
6150,1
|
6150,1
|
6150,1
|
6150,1
|
6150,1
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Свердловской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
6323,0
|
6423,0
|
6449,0
|
6470,0
|
6481,0
|
6500,0
|
6516,0
|
6528,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
10712,9
|
10882,9
|
11049,9
|
10661,9
|
10661,9
|
10661,9
|
10661,9
|
10661,9
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
ГЭС
|
7,0
|
7,0
|
7,0
|
7,0
|
7,0
|
7,0
|
7,0
|
7,0
|
ТЭС
|
9225,9
|
9395,9
|
9562,9
|
9174,9
|
9174,9
|
9174,9
|
9174,9
|
9174,9
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Тюменской области, ЯНАО, ХМАО
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
12234,0
|
12567,0
|
12625,0
|
12767,0
|
12842,0
|
12925,0
|
13037,0
|
13102,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
16732,7
|
16732,7
|
16754,7
|
16754,7
|
16754,7
|
16754,7
|
16754,7
|
16754,7
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
16732,7
|
16732,7
|
16754,7
|
16754,7
|
16754,7
|
16754,7
|
16754,7
|
16754,7
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Удмуртской Республики
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1537,0
|
1558,0
|
1560,0
|
1561,0
|
1561,0
|
1563,0
|
1566,0
|
1571,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
807,8
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Челябинской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
5158,0
|
5228,0
|
5247,0
|
5271,0
|
5293,0
|
5318,0
|
5335,0
|
5344,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
5368,7
|
6566,2
|
6457,2
|
6357,2
|
6357,2
|
6357,2
|
6357,2
|
6357,2
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
5368,7
|
6566,2
|
6442,2
|
6297,2
|
6297,2
|
6297,2
|
6297,2
|
6297,2
|
ВИЭ
|
15,0
|
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
|
2015 г. факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
|
28474,0
|
29315,0
|
29430,0
|
29607,0
|
29733,0
|
29831,0
|
29980,0
|
30126,0
|
ЭС Республики Алтай и Алтайского края
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1884,0
|
1918,0
|
1923,0
|
1929,0
|
1932,0
|
1935,0
|
1940,0
|
1943,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1546,6
|
1531,6
|
1531,6
|
1531,6
|
1551,6
|
1551,6
|
1551,6
|
1551,6
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1536,6
|
1511,6
|
1511,6
|
1511,6
|
1511,6
|
1511,6
|
1511,6
|
1511,6
|
ВИЭ
|
10,0
|
20,0
|
20,0
|
20,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
ЭС Республики Бурятия
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
945,0
|
959,0
|
963,0
|
965,0
|
966,0
|
966,0
|
968,0
|
970,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1333,4
|
1333,4
|
1343,4
|
1403,4
|
1403,4
|
1403,4
|
1403,4
|
1403,4
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1333,4
|
1333,4
|
1333,4
|
1333,4
|
1333,4
|
1333,4
|
1333,4
|
1333,4
|
ВИЭ
|
10,0
|
70,0
|
70,0
|
70,0
|
70,0
|
70,0
|
||
ЭС Забайкальского края
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1258,0
|
1266,0
|
1275,0
|
1285,0
|
1290,0
|
1293,0
|
1297,0
|
1300,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1583,8
|
1583,8
|
1593,8
|
1623,8
|
1623,8
|
1623,8
|
1623,8
|
1623,8
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1583,8
|
1583,8
|
1583,8
|
1583,8
|
1583,8
|
1583,8
|
1583,8
|
1583,8
|
ВИЭ
|
10,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
||
ЭС Иркутской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
7571,0
|
7667,0
|
7703,0
|
7785,0
|
7866,0
|
7914,0
|
7915,0
|
7957,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
13249,1
|
13230,1
|
13230,1
|
13245,1
|
13245,1
|
13245,1
|
13245,1
|
13245,1
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
9088,4
|
9088,4
|
9088,4
|
9088,4
|
9088,4
|
9088,4
|
9088,4
|
9088,4
|
ТЭС
|
4160,7
|
4141,7
|
4141,7
|
4141,7
|
4141,7
|
4141,7
|
4141,7
|
4141,7
|
ВИЭ
|
15,0
|
15,0
|
15,0
|
15,0
|
15,0
|
|||
ЭС Красноярского края
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
6235,0
|
6551,0
|
6614,0
|
6663,0
|
6677,0
|
6694,0
|
6786,0
|
6850,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
15833,8
|
15833,8
|
15838,8
|
15988,8
|
15988,8
|
15988,8
|
15988,8
|
15988,8
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
9002,0
|
9002,0
|
9002,0
|
9002,0
|
9002,0
|
9002,0
|
9002,0
|
9002,0
|
ТЭС
|
6831,8
|
6831,8
|
6836,8
|
6986,8
|
6986,8
|
6986,8
|
6986,8
|
6986,8
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Кемеровской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
4534,0
|
4587,0
|
4562,0
|
4567,0
|
4567,0
|
4567,0
|
4594,0
|
4611,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
5495,3
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Новосибирской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
2689,0
|
2741,0
|
2749,0
|
2757,0
|
2763,0
|
2768,0
|
2779,0
|
2789,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
2987,5
|
2869,0
|
2874,0
|
2857,0
|
2857,0
|
2857,0
|
2857,0
|
2857,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
465,0
|
470,0
|
475,0
|
480,0
|
480,0
|
480,0
|
480,0
|
480,0
|
ТЭС
|
2522,5
|
2399,0
|
2399,0
|
2377,0
|
2377,0
|
2377,0
|
2377,0
|
2377,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Омской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1782,0
|
1826,0
|
1835,0
|
1841,0
|
1841,0
|
1841,0
|
1845,0
|
1853,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1562,2
|
1682,2
|
1617,2
|
1617,2
|
1647,2
|
1647,2
|
1647,2
|
1647,2
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1562,2
|
1682,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
1607,2
|
ВИЭ
|
10,0
|
10,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
40,0
|
||
ЭС Томской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1302,0
|
1316,0
|
1321,0
|
1323,0
|
1326,0
|
1326,0
|
1327,0
|
1331,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
1019,9
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Республики Тыва
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
152,0
|
171,0
|
173,0
|
180,0
|
194,0
|
215,0
|
216,0
|
217,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
39,5
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Республики Хакасская
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
2155,0
|
2172,0
|
2174,0
|
2177,0
|
2177,0
|
2177,0
|
2180,0
|
2183,0
|
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
|
2015 г. факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС
|
4446,0
|
4746,0
|
5631,0
|
5846,0
|
5900,0
|
6121,0
|
6132,0
|
6151,0
|
ЭС Амурской области
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1373,0
|
1388,0
|
1399,0
|
1414,0
|
1430,0
|
1434,0
|
1435,0
|
1443,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
3842,0
|
4162,0
|
4162,0
|
4162,0
|
4162,0
|
4162,0
|
4162,0
|
4162,0
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
3340,0
|
3660,0
|
3660,0
|
3660,0
|
3660,0
|
3660,0
|
3660,0
|
3660,0
|
ТЭС
|
502,0
|
502,0
|
502,0
|
502,0
|
502,0
|
502,0
|
502,0
|
502,0
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Приморского края
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
2191,0
|
2278,0
|
2330,0
|
2486,0
|
2500,0
|
2760,0
|
2768,0
|
2770,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
2616,8
|
2756,3
|
2750,3
|
2891,3
|
2891,3
|
3456,3
|
3456,3
|
3456,3
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
2616,8
|
2756,3
|
2750,3
|
2891,3
|
2891,3
|
3456,3
|
3456,3
|
3456,3
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Хабаровского края и ЕАО
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
1623,0
|
1679,0
|
1691,0
|
1707,0
|
1723,0
|
1727,0
|
1728,0
|
1733,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
2105,7
|
2105,7
|
2225,7
|
2225,7
|
2225,7
|
2225,7
|
2225,7
|
2225,7
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
2105,7
|
2105,7
|
2225,7
|
2225,7
|
2225,7
|
2225,7
|
2225,7
|
2225,7
|
ВИЭ
|
||||||||
ЭС Республики Саха (Якутия) <*>
|
||||||||
Потребность (собственный максимум)
|
279,0
|
282,0
|
1277,0
|
1348,0
|
1366,0
|
1366,0
|
1369,0
|
1377,0
|
Покрытие (установленная мощность)
|
618,0
|
618,0
|
2325,2
|
2325,2
|
2325,2
|
2325,2
|
2325,2
|
2325,2
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
957,5
|
957,5
|
957,5
|
957,5
|
957,5
|
957,5
|
||
ТЭС
|
618,0
|
618,0
|
1367,7
|
1367,7
|
1367,7
|
1367,7
|
1367,7
|
1367,7
|
ВИЭ
|
---------------------------------
<*> С 2017 года учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Центрального и Западного энергорайонов.
Приложение N 12
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ
МОЩНОСТИ ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ С УЧЕТОМ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ
ВВОДОВ, МЕРОПРИЯТИЙ ПО ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ,
МОДЕРНИЗАЦИИ, РЕКОНСТРУКЦИИ И ПЕРЕМАРКИРОВКЕ
Баланс мощности ЕЭС России с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
1015718,0
|
1032816,0
|
1040979,0
|
1048838,0
|
1056430,0
|
1061965,0
|
1067133,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
1,7
|
0,8
|
0,8
|
0,7
|
0,5
|
0,5
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт·ч
|
2655,0
|
2655,0
|
3575,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
Максимум ЕЭС
|
тыс. кВт
|
154116,0
|
157335,0
|
158642,0
|
159562,0
|
160484,0
|
161311,0
|
162011,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6573
|
6548
|
6539
|
6545
|
6555
|
6555
|
6559
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
3960,0
|
3960,0
|
3460,0
|
3460,0
|
3360,0
|
3360,0
|
3360,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
24971,0
|
25558,0
|
25781,0
|
25934,0
|
26097,0
|
26231,0
|
26343,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
16,2
|
16,2
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
183047,0
|
186853,0
|
187883,0
|
188956,0
|
189941,0
|
190902,0
|
191714,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
239474,8
|
247088,4
|
252048,8
|
254565,6
|
254439,9
|
256139,6
|
256797,6
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31147,4
|
30203,2
|
31657,0
|
31657,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
48405,1
|
49868,2
|
50751,1
|
50896,9
|
50977,4
|
51038,3
|
51066,3
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
162657,1
|
165615,8
|
169157,3
|
170425,5
|
171163,5
|
171348,5
|
171978,5
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
488,2
|
1411,2
|
1751,7
|
2095,7
|
2095,7
|
2095,7
|
2095,7
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
12614,6
|
13687,7
|
14272,7
|
14569,4
|
14883,4
|
14850,8
|
14850,8
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
1907,0
|
2256,4
|
2950,6
|
1495,5
|
691,0
|
3338,8
|
545,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
10330,0
|
10567,0
|
10389,0
|
9604,0
|
9318,0
|
9458,0
|
9054,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
214623,2
|
220577,3
|
224436,5
|
228896,7
|
229547,5
|
228492,0
|
232347,8
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
31576,2
|
33724,3
|
36553,5
|
39940,7
|
39606,5
|
37590,0
|
40633,8
|
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 дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
983360,0
|
994453,0
|
1001690,0
|
1008776,0
|
1016045,0
|
1019700,0
|
1024629,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
1,1
|
0,7
|
0,7
|
0,7
|
0,4
|
0,5
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт·ч
|
2655,0
|
2655,0
|
3575,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
Максимум ЕЭС
|
тыс. кВт
|
149370,0
|
151704,0
|
152796,0
|
153662,0
|
154363,0
|
155179,0
|
155860,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6566
|
6538
|
6532
|
6536
|
6553
|
6542
|
6545
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
3460,0
|
3460,0
|
2960,0
|
2960,0
|
2860,0
|
2860,0
|
2860,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
23927,0
|
24319,0
|
24495,0
|
24636,0
|
24750,0
|
24882,0
|
24990,0
|
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
|
176757,0
|
179483,0
|
180251,0
|
181258,0
|
181973,0
|
182921,0
|
183710,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
229832,8
|
235590,0
|
240279,5
|
242160,3
|
241594,6
|
243794,3
|
244237,3
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31147,4
|
30203,2
|
31657,0
|
31657,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
44745,1
|
45250,7
|
46133,6
|
46279,4
|
46359,9
|
46420,8
|
46448,8
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
156675,1
|
158734,8
|
162005,6
|
162637,8
|
162935,8
|
163620,8
|
164035,8
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
488,2
|
1411,2
|
1751,7
|
2095,7
|
2095,7
|
2095,7
|
2095,7
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
12601,3
|
13523,3
|
14147,3
|
14482,3
|
14482,3
|
14484,7
|
14484,7
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
1587,0
|
2111,2
|
2546,8
|
643,5
|
230,0
|
3123,8
|
330,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
10330,0
|
10567,0
|
10389,0
|
9604,0
|
9318,0
|
9458,0
|
9054,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
205314,5
|
209388,5
|
213196,5
|
217430,6
|
217564,4
|
216727,9
|
220368,7
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
28557,5
|
29905,5
|
32945,5
|
36172,6
|
35591,4
|
33806,9
|
36658,7
|
Примечание: в сводном балансе по ЕЭС России ОЭС Сибири учтена на совмещенный максимум.
Баланс мощности Европейской части России с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
777655,0
|
787549,0
|
793685,0
|
799731,0
|
805798,0
|
808649,0
|
812580,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
1,3
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,4
|
0,5
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт·ч
|
2655,0
|
2655,0
|
3575,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
4495,0
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
120055,0
|
122274,0
|
123189,0
|
123929,0
|
124532,0
|
125199,0
|
125734,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6455
|
6419
|
6414
|
6417
|
6435
|
6423
|
6427
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
3160,0
|
3160,0
|
2660,0
|
2660,0
|
2560,0
|
2560,0
|
2560,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
20409,0
|
20787,0
|
20942,0
|
21068,0
|
21170,0
|
21284,0
|
21375,0
|
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
|
143624,0
|
146221,0
|
146791,0
|
147657,0
|
148262,0
|
149043,0
|
149669,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
178028,0
|
183842,2
|
188285,8
|
190120,1
|
189288,9
|
191471,1
|
191584,1
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31147,4
|
30203,2
|
31657,0
|
31657,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
19463,7
|
19964,3
|
20824,7
|
20948,0
|
21006,0
|
21049,4
|
21077,4
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
130177,0
|
132328,7
|
135481,0
|
136139,2
|
136194,2
|
136879,2
|
136964,2
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
463,0
|
1356,0
|
1591,5
|
1885,5
|
1885,5
|
1885,5
|
1885,5
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
6444,7
|
7342,0
|
7861,0
|
8146,0
|
8146,0
|
8148,4
|
8148,4
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
1443,0
|
2111,2
|
2546,8
|
643,5
|
0,0
|
3123,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
3956,0
|
4276,0
|
4185,0
|
3525,0
|
3271,0
|
3168,0
|
2808,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
166184,3
|
170113,0
|
173693,1
|
177805,6
|
177871,9
|
177030,9
|
180627,7
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
22560,3
|
23892,0
|
26902,1
|
30148,6
|
29609,9
|
27987,9
|
30958,7
|
Баланс мощности ОЭС Северо-Запада с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
90717,0
|
90998,0
|
91482,0
|
92002,0
|
92607,0
|
92911,0
|
93231,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,3
|
0,5
|
0,6
|
0,7
|
0,3
|
0,3
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
14733,0
|
14825,0
|
14890,0
|
14964,0
|
15014,0
|
15099,0
|
15151,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6157
|
6138
|
6144
|
6148
|
6168
|
6153
|
6153
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
1910,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
3061,0
|
3118,0
|
3141,0
|
3160,0
|
3176,0
|
3193,0
|
3206,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
20,8
|
21,0
|
21,1
|
21,1
|
21,2
|
21,1
|
21,2
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
19704,0
|
19853,0
|
19941,0
|
20034,0
|
20100,0
|
20202,0
|
20267,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
23460,7
|
24791,3
|
24876,3
|
26071,0
|
25077,0
|
26275,8
|
26275,8
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
5760,0
|
6958,8
|
5958,8
|
6717,6
|
5717,6
|
6916,4
|
6916,4
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
2949,2
|
2949,2
|
2959,7
|
3015,5
|
3021,5
|
3021,5
|
3021,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
14745,1
|
14876,9
|
15951,4
|
16331,5
|
16331,5
|
16331,5
|
16331,5
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
1112,8
|
1108,8
|
1108,8
|
1105,8
|
1105,8
|
1105,8
|
1105,8
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
100,0
|
92,3
|
317,0
|
254,9
|
0,0
|
1198,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
2195,0
|
2284,0
|
2281,0
|
1641,0
|
1470,0
|
1461,0
|
1458,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
20052,9
|
21306,2
|
21169,5
|
23069,3
|
22501,2
|
22510,2
|
23712,0
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
348,9
|
1453,2
|
1228,5
|
3035,3
|
2401,2
|
2308,2
|
3445,0
|
Баланс мощности ОЭС Центра с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
233587,0
|
233937,0
|
236257,0
|
238274,0
|
239845,0
|
240842,0
|
242296,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,1
|
1,0
|
0,9
|
0,7
|
0,4
|
0,6
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт·ч
|
2580,0
|
2580,0
|
3500,0
|
4420,0
|
4420,0
|
4420,0
|
4420,0
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
37795,0
|
38149,0
|
38504,0
|
38696,0
|
38853,0
|
39068,0
|
39266,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6112
|
6065
|
6045
|
6043
|
6059
|
6052
|
6058
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
500,0
|
500,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
6531,0
|
6652,0
|
6701,0
|
6742,0
|
6774,0
|
6811,0
|
6840,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
17,3
|
17,4
|
17,4
|
17,4
|
17,4
|
17,4
|
17,4
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
44826,0
|
45301,0
|
45205,0
|
45438,0
|
45627,0
|
45879,0
|
46106,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
54291,5
|
54196,5
|
56010,7
|
55860,7
|
55925,7
|
56180,7
|
56275,7
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
13612,4
|
13612,4
|
14807,8
|
14807,8
|
14807,8
|
15062,8
|
15062,8
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
1788,9
|
2208,9
|
2638,9
|
2638,9
|
2648,9
|
2648,9
|
2658,9
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
38845,3
|
38330,3
|
38504,0
|
38354,0
|
38409,0
|
38409,0
|
38494,0
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
45,0
|
45,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
889,1
|
884,1
|
899,1
|
899,1
|
899,1
|
899,1
|
899,1
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
921,0
|
420,0
|
438,8
|
0,0
|
0,0
|
1255,0
|
0,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
52481,4
|
52892,4
|
54672,8
|
54961,6
|
55026,6
|
54026,6
|
55376,6
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
7655,4
|
7591,4
|
9467,8
|
9523,6
|
9399,6
|
8147,6
|
9270,6
|
Баланс мощности ОЭС Средней Волги с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
104725,0
|
105055,0
|
105686,0
|
106243,0
|
106967,0
|
106940,0
|
107108,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,3
|
0,6
|
0,5
|
0,7
|
0,0
|
0,2
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
16718,0
|
16838,0
|
16930,0
|
17005,0
|
17054,0
|
17079,0
|
17096,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6264
|
6239
|
6243
|
6248
|
6272
|
6261
|
6265
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
10,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
2245,0
|
2287,0
|
2304,0
|
2317,0
|
2329,0
|
2341,0
|
2351,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
13,4
|
13,6
|
13,6
|
13,6
|
13,7
|
13,7
|
13,8
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
18973,0
|
19135,0
|
19244,0
|
19332,0
|
19393,0
|
19430,0
|
19457,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
27228,7
|
27725,3
|
28905,3
|
29334,4
|
29411,2
|
30100,7
|
30118,7
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4127,8
|
4127,8
|
4127,8
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
6933,5
|
6966,5
|
7008,5
|
7031,0
|
7052,0
|
7071,5
|
7089,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
16163,2
|
16531,8
|
17629,8
|
18036,4
|
18036,4
|
18706,4
|
18706,4
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
60,0
|
155,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
1993,5
|
2088,5
|
2116,0
|
2110,0
|
2110,0
|
2110,0
|
2110,0
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
25,0
|
25,0
|
1196,0
|
388,6
|
0,0
|
670,0
|
0,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
25210,2
|
25611,8
|
25593,3
|
26835,8
|
27301,2
|
27320,7
|
28008,7
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
6237,2
|
6476,8
|
6349,3
|
7503,8
|
7908,2
|
7890,7
|
8551,7
|
Баланс мощности ОЭС Юга с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
89222,0
|
97219,0
|
98256,0
|
99704,0
|
100874,0
|
101617,0
|
102497,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
9,0
|
1,1
|
1,5
|
1,2
|
0,7
|
0,9
|
|
Заряд ГАЭС
|
млн. кВт·ч
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
75,0
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
14554,0
|
16034,0
|
16191,0
|
16412,0
|
16553,0
|
16702,0
|
16831,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6125
|
6059
|
6064
|
6070
|
6089
|
6080
|
6085
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
450,0
|
450,0
|
450,0
|
450,0
|
350,0
|
350,0
|
350,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
2041,0
|
2079,0
|
2094,0
|
2107,0
|
2117,0
|
2128,0
|
2138,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
14,0
|
13,0
|
12,9
|
12,8
|
12,8
|
12,7
|
12,7
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
17045,0
|
18563,0
|
18735,0
|
18969,0
|
19020,0
|
19180,0
|
19319,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
20945,3
|
23689,2
|
25354,6
|
25508,6
|
25529,6
|
25538,5
|
25538,5
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
3000,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
5935,6
|
5968,2
|
6346,1
|
6376,1
|
6397,1
|
6406,0
|
6406,0
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
11785,3
|
12693,6
|
13890,6
|
13890,6
|
13890,6
|
13890,6
|
13890,6
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
224,4
|
957,4
|
1047,9
|
1171,9
|
1171,9
|
1171,9
|
1171,9
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
1349,1
|
2110,5
|
2524,2
|
2648,2
|
2648,2
|
2650,6
|
2650,6
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
158,0
|
1080,7
|
547,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
19438,2
|
20498,0
|
22283,4
|
22860,4
|
22881,4
|
22887,9
|
22887,9
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
2393,2
|
1935,0
|
3548,4
|
3891,4
|
3861,4
|
3707,9
|
3568,9
|
Примечание: с 2017 года в ОЭС Юга учитывается присоединение энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.
Баланс мощности ОЭС Урала с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
259404,0
|
260340,0
|
262004,0
|
263508,0
|
265505,0
|
266339,0
|
267448,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,4
|
0,6
|
0,6
|
0,8
|
0,3
|
0,4
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
36255,0
|
36428,0
|
36674,0
|
36852,0
|
37058,0
|
37251,0
|
37390,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
7155
|
7147
|
7144
|
7150
|
7165
|
7150
|
7153
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
290,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
6531,0
|
6651,0
|
6702,0
|
6742,0
|
6774,0
|
6811,0
|
6840,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
18,0
|
18,3
|
18,3
|
18,3
|
18,3
|
18,3
|
18,3
|
ИТОГО спрос на мощность
|
тыс. кВт
|
43076,0
|
43369,0
|
43666,0
|
43884,0
|
44122,0
|
44352,0
|
44520,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
52101,8
|
53439,9
|
53138,9
|
53345,4
|
53345,4
|
53375,4
|
53375,4
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
1856,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1886,5
|
1886,5
|
1901,5
|
1901,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
48638,0
|
49896,1
|
49505,1
|
49526,6
|
49526,6
|
49541,6
|
49541,6
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
127,2
|
192,2
|
282,2
|
452,2
|
452,2
|
452,2
|
452,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
1100,1
|
1150,0
|
1212,8
|
1382,8
|
1382,8
|
1382,8
|
1382,8
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
239,0
|
493,2
|
48,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
1761,0
|
1992,0
|
1904,0
|
1884,0
|
1801,0
|
1707,0
|
1350,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
49001,6
|
49804,6
|
49974,0
|
50078,5
|
50161,5
|
50285,5
|
50642,5
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
5925,6
|
6435,6
|
6308,0
|
6194,5
|
6039,5
|
5933,5
|
6122,5
|
Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения совмещенного максимума с ЕЭС с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
205705,0
|
206904,0
|
208005,0
|
209045,0
|
210247,0
|
211051,0
|
212049,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,6
|
0,5
|
0,5
|
0,6
|
0,4
|
0,5
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
29315,0
|
29430,0
|
29607,0
|
29733,0
|
29831,0
|
29980,0
|
30126,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
7017
|
7030
|
7026
|
7031
|
7048
|
7040
|
7039
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
3518,0
|
3532,0
|
3553,0
|
3568,0
|
3580,0
|
3598,0
|
3615,0
|
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
|
33133,0
|
33262,0
|
33460,0
|
33601,0
|
33711,0
|
33878,0
|
34041,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
51804,7
|
51747,7
|
51993,7
|
52040,2
|
52305,7
|
52323,2
|
52653,2
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
25281,4
|
25286,4
|
25308,9
|
25331,4
|
25353,9
|
25371,4
|
25371,4
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
26498,1
|
26406,1
|
26524,6
|
26498,6
|
26741,6
|
26741,6
|
27071,6
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
25,2
|
55,2
|
160,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
6156,6
|
6181,3
|
6286,3
|
6336,3
|
6336,3
|
6336,3
|
6336,3
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
144,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
230,0
|
0,0
|
330,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
6374,0
|
6291,0
|
6204,0
|
6079,0
|
6047,0
|
6290,0
|
6246,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
39130,2
|
39275,5
|
39503,5
|
39625,0
|
39692,5
|
39697,0
|
39741,0
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
5997,2
|
6013,5
|
6043,5
|
6024,0
|
5981,5
|
5819,0
|
5700,0
|
Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения собственного максимума с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
205705,0
|
206904,0
|
208005,0
|
209045,0
|
210247,0
|
211051,0
|
212049,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
0,6
|
0,5
|
0,5
|
0,6
|
0,4
|
0,5
|
|
Собственный максимум
|
тыс. кВт
|
30414,0
|
30529,0
|
30704,0
|
30828,0
|
30922,0
|
31071,0
|
31223,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6763
|
6777
|
6775
|
6781
|
6799
|
6793
|
6791
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
300,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
3650,0
|
3663,0
|
3684,0
|
3699,0
|
3711,0
|
3729,0
|
3747,0
|
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
|
34364,0
|
34492,0
|
34688,0
|
34827,0
|
34933,0
|
35100,0
|
35270,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
51804,7
|
51747,7
|
51993,7
|
52040,2
|
52305,7
|
52323,2
|
52653,2
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
25281,4
|
25286,4
|
25308,9
|
25331,4
|
25353,9
|
25371,4
|
25371,4
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
26498,1
|
26406,1
|
26524,6
|
26498,6
|
26741,6
|
26741,6
|
27071,6
|
ВИЭ
|
тыс. кВт
|
25,2
|
55,2
|
160,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
тыс. кВт
|
6156,6
|
6181,3
|
6286,3
|
6336,3
|
6336,3
|
6336,3
|
6336,3
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
144,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
230,0
|
0,0
|
330,0
|
Невыдаваемая мощность
|
тыс. кВт
|
5622,0
|
5534,0
|
5442,0
|
5311,0
|
5277,0
|
5518,0
|
5471,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
39882,2
|
40032,5
|
40265,5
|
40393,0
|
40462,5
|
40469,0
|
40516,0
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
5518,2
|
5540,5
|
5577,5
|
5566,0
|
5529,5
|
5369,0
|
5246,0
|
Баланс мощности ОЭС Востока на час прохождения совмещенного максимума с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
32358,0
|
38363,0
|
39289,0
|
40062,0
|
40385,0
|
42265,0
|
42504,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
18,6
|
2,4
|
2,0
|
0,8
|
4,7
|
0,6
|
|
Максимум, совмещенный с ЕЭС
|
тыс. кВт
|
4746,0
|
5631,0
|
5846,0
|
5900,0
|
6121,0
|
6132,0
|
6151,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
6818
|
6813
|
6721
|
6790
|
6598
|
6893
|
6910
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
1044,0
|
1239,0
|
1286,0
|
1298,0
|
1347,0
|
1349,0
|
1353,0
|
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
|
6290,0
|
7370,0
|
7632,0
|
7698,0
|
7968,0
|
7981,0
|
8004,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
9642,0
|
11498,4
|
11769,2
|
12405,2
|
12845,2
|
12345,2
|
12560,2
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
3660,0
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
5982,0
|
6880,9
|
7151,7
|
7787,7
|
8227,7
|
7727,7
|
7942,7
|
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
|
164,4
|
125,4
|
87,1
|
401,1
|
366,1
|
366,1
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
320,0
|
145,2
|
403,8
|
852,0
|
461,0
|
215,0
|
215,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
9308,7
|
11188,8
|
11240,0
|
11466,1
|
11983,1
|
11764,1
|
11979,1
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
3018,7
|
3818,8
|
3608,0
|
3768,1
|
4015,1
|
3783,1
|
3975,1
|
Примечание: с 2017 года в ОЭС Востока учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Центрального и Западного энергорайонов.
Баланс мощности ОЭС Востока на час прохождения собственного максимума с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Потребление электрической энергии
|
млн. кВт·ч
|
32358,0
|
38363,0
|
39289,0
|
40062,0
|
40385,0
|
42265,0
|
42504,0
|
Рост потребления электрической энергии
|
%
|
18,6
|
2,4
|
2,0
|
0,8
|
4,7
|
0,6
|
|
Собственный максимум
|
тыс. кВт
|
5532,0
|
6557,0
|
6810,0
|
6873,0
|
7138,0
|
7151,0
|
7173,0
|
Число часов использования максимума
|
час
|
5849
|
5851
|
5769
|
5829
|
5658
|
5910
|
5926
|
Экспорт мощности
|
тыс. кВт
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
500,0
|
Нормативный резерв мощности
|
тыс. кВт
|
1217,0
|
1443,0
|
1498,0
|
1512,0
|
1570,0
|
1573,0
|
1578,0
|
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
|
7249,0
|
8500,0
|
8808,0
|
8885,0
|
9208,0
|
9224,0
|
9251,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
тыс. кВт
|
9642,0
|
11498,4
|
11769,2
|
12405,2
|
12845,2
|
12345,2
|
12560,2
|
АЭС
|
тыс. кВт
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
ГЭС
|
тыс. кВт
|
3660,0
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
ТЭС
|
тыс. кВт
|
5982,0
|
6880,9
|
7151,7
|
7787,7
|
8227,7
|
7727,7
|
7942,7
|
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
|
164,4
|
125,4
|
87,1
|
401,1
|
366,1
|
366,1
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
тыс. кВт
|
320,0
|
145,2
|
403,8
|
852,0
|
461,0
|
215,0
|
215,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
тыс. кВт
|
9308,7
|
11188,8
|
11240,0
|
11466,1
|
11983,1
|
11764,1
|
11979,1
|
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
|
тыс. кВт
|
2059,7
|
2688,8
|
2432,0
|
2581,1
|
2775,1
|
2540,1
|
2728,1
|
Примечание: с 2017 года в ОЭС Востока учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Центрального и Западного энергорайонов.
Приложение N 13
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ С УЧЕТОМ ВВОДОВ
С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
Баланс электрической энергии ЕЭС России с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
1015,718
|
1032,816
|
1040,979
|
1048,838
|
1056,430
|
1061,965
|
1067,133
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
2,655
|
2,655
|
3,575
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
Экспорт
|
млрд. кВт·ч
|
15,515
|
15,839
|
13,854
|
13,858
|
13,780
|
13,780
|
13,780
|
Импорт
|
млрд. кВт·ч
|
1,140
|
1,140
|
1,390
|
1,330
|
1,330
|
1,330
|
1,330
|
Передача электрической энергии в энергосистему Республики Крым и города Севастополь
|
млрд. кВт·ч
|
4,554
|
||||||
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
1034,647
|
1047,515
|
1053,443
|
1061,366
|
1068,880
|
1074,415
|
1079,583
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
1034,647
|
1047,515
|
1053,443
|
1061,366
|
1068,880
|
1074,415
|
1079,583
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
162,115
|
184,911
|
187,367
|
188,137
|
188,237
|
188,237
|
188,237
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
195,315
|
198,660
|
210,670
|
214,720
|
220,390
|
220,912
|
225,333
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
677,091
|
662,545
|
653,321
|
655,720
|
657,287
|
662,300
|
663,047
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,126
|
1,399
|
2,085
|
2,789
|
2,966
|
2,966
|
2,966
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
239421,9
|
246778,4
|
249679,0
|
251098,6
|
250663,6
|
252117,4
|
252117,4
|
ГЭС
|
МВт
|
48407,9
|
49871,0
|
50719,2
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ТЭС
|
МВт
|
162622,4
|
165513,0
|
167070,0
|
166965,0
|
167530,0
|
167530,0
|
167530,0
|
ВИЭ
|
МВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
АЭС
|
час/год
|
6994
|
6580
|
6933
|
6798
|
7205
|
6895
|
7033
|
ТЭС
|
час/год
|
4164
|
4003
|
3910
|
3927
|
3923
|
3953
|
3958
|
ВИЭ
|
час/год
|
270
|
1165
|
1389
|
1575
|
1675
|
1675
|
1675
|
Баланс электрической энергии ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
983,360
|
994,453
|
1001,690
|
1008,776
|
1016,045
|
1019,700
|
1024,629
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
2,655
|
2,655
|
3,575
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
Экспорт
|
млрд. кВт·ч
|
12,515
|
12,539
|
10,554
|
10,558
|
10,480
|
10,480
|
10,480
|
Импорт
|
млрд. кВт·ч
|
1,140
|
1,140
|
1,390
|
1,330
|
1,330
|
1,330
|
1,330
|
Передача электрической энергии в энергосистему Республики Крым и города Севастополь
|
млрд. кВт·ч
|
4,554
|
||||||
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
999,289
|
1005,852
|
1010,854
|
1018,004
|
1025,195
|
1028,850
|
1033,779
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
999,289
|
1005,852
|
1010,854
|
1018,004
|
1025,195
|
1028,850
|
1033,779
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
151,775
|
169,381
|
170,887
|
171,657
|
171,757
|
171,757
|
171,757
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
195,315
|
198,660
|
210,670
|
214,720
|
220,390
|
220,912
|
225,333
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
652,073
|
636,412
|
627,212
|
628,838
|
630,082
|
633,215
|
633,723
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,126
|
1,399
|
2,085
|
2,789
|
2,966
|
2,966
|
2,966
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
229779,9
|
235315,2
|
238074,8
|
239494,4
|
238494,4
|
239948,2
|
239948,2
|
ГЭС
|
МВт
|
44747,9
|
45253,5
|
46101,7
|
46157,5
|
46157,5
|
46157,5
|
46157,5
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ТЭС
|
МВт
|
156640,4
|
158667,3
|
160083,3
|
159978,3
|
159978,3
|
159978,3
|
159978,3
|
ВИЭ
|
МВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
АЭС
|
час/год
|
6994
|
6580
|
6933
|
6798
|
7205
|
6895
|
7033
|
ТЭС
|
час/год
|
4163
|
4011
|
3918
|
3931
|
3939
|
3958
|
3961
|
ВИЭ
|
час/год
|
270
|
1165
|
1389
|
1575
|
1675
|
1675
|
1675
|
Баланс электрической энергии Европейской части ЕЭС с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
777,655
|
787,549
|
793,685
|
799,731
|
805,798
|
808,649
|
812,580
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
2,655
|
2,655
|
3,575
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
Экспорт
|
млрд. кВт·ч
|
12,035
|
12,039
|
10,044
|
10,048
|
9,970
|
9,970
|
9,970
|
Импорт
|
млрд. кВт·ч
|
0,110
|
0,110
|
0,360
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
Передача электрической энергии в энергосистему Республики Крым и города Севастополь
|
млрд. кВт·ч
|
4,554
|
||||||
Передача электрической энергии в ОЭС Сибири
|
млрд. кВт·ч
|
4,300
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
798,434
|
801,278
|
805,169
|
811,279
|
817,268
|
820,119
|
824,050
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
798,434
|
801,278
|
805,169
|
811,279
|
817,268
|
820,119
|
824,050
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
59,085
|
62,004
|
63,510
|
64,280
|
64,380
|
64,380
|
64,380
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
195,315
|
198,660
|
210,670
|
214,720
|
220,390
|
220,912
|
225,333
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
543,921
|
539,260
|
529,003
|
529,778
|
529,910
|
532,239
|
531,749
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,113
|
1,354
|
1,986
|
2,501
|
2,588
|
2,588
|
2,588
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
178004,1
|
183574,4
|
186096,0
|
187465,6
|
186465,6
|
187919,4
|
187919,4
|
ГЭС
|
МВт
|
19466,5
|
19967,1
|
20810,3
|
20866,1
|
20866,1
|
20866,1
|
20866,1
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ТЭС
|
МВт
|
130171,2
|
132268,1
|
133556,1
|
133451,1
|
133451,1
|
133451,1
|
133451,1
|
ВИЭ
|
МВт
|
442,0
|
1146,0
|
1341,0
|
1561,0
|
1561,0
|
1561,0
|
1561,0
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
АЭС
|
час/год
|
6994
|
6580
|
6933
|
6798
|
7205
|
6895
|
7033
|
ТЭС
|
час/год
|
4179
|
4077
|
3961
|
3970
|
3971
|
3988
|
3985
|
ВИЭ
|
час/год
|
255
|
1182
|
1481
|
1602
|
1658
|
1658
|
1658
|
Баланс электрической энергии ОЭС Северо-Запада с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
90,717
|
90,998
|
91,482
|
92,002
|
92,607
|
92,911
|
93,231
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
|||||||
Экспорт, всего в т.ч
|
млрд. кВт·ч
|
8,110
|
8,110
|
8,110
|
8,110
|
8,110
|
8,110
|
8,110
|
в Балтию
|
млрд. кВт·ч
|
3,000
|
3,000
|
3,000
|
3,000
|
3,000
|
3,000
|
3,000
|
в Норвегию (приграничный)
|
млрд. кВт·ч
|
0,150
|
0,150
|
0,150
|
0,150
|
0,150
|
0,150
|
0,150
|
в Финляндию
|
млрд. кВт·ч
|
4,400
|
4,400
|
4,400
|
4,400
|
4,400
|
4,400
|
4,400
|
в Финляндию (приграничный)
|
млрд. кВт·ч
|
0,560
|
0,560
|
0,560
|
0,560
|
0,560
|
0,560
|
0,560
|
Импорт из Финляндии
|
млрд. кВт·ч
|
0,050
|
0,050
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
Передача электрической энергии в смежные ОЭС
|
млрд. кВт·ч
|
3,900
|
3,300
|
7,500
|
9,100
|
5,300
|
5,400
|
10,000
|
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
|
млрд. кВт·ч
|
0,200
|
||||||
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
102,477
|
102,358
|
106,792
|
108,912
|
105,717
|
106,121
|
111,041
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
102,477
|
102,358
|
106,792
|
108,912
|
105,717
|
106,121
|
111,041
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
12,401
|
12,429
|
12,429
|
12,529
|
12,629
|
12,629
|
12,629
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
38,407
|
38,070
|
42,520
|
44,400
|
41,100
|
41,510
|
46,680
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
51,666
|
51,856
|
51,840
|
51,980
|
51,985
|
51,979
|
51,729
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
23341,2
|
24540,0
|
24308,0
|
25757,6
|
24757,6
|
25956,4
|
25956,4
|
ГЭС
|
МВт
|
2949,2
|
2949,2
|
2949,2
|
3005,0
|
3005,0
|
3005,0
|
3005,0
|
АЭС
|
МВт
|
5760
|
6959
|
5959
|
7158
|
6158
|
7356
|
7356
|
ТЭС
|
МВт
|
14625,6
|
14625,6
|
15393,6
|
15588,6
|
15588,6
|
15588,6
|
15588,6
|
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
|
6668
|
5471
|
7136
|
6203
|
6675
|
5643
|
6345
|
ТЭС
|
час/год
|
3533
|
3546
|
3368
|
3334
|
3335
|
3334
|
3318
|
ВИЭ
|
час/год
|
455
|
517
|
517
|
517
|
517
|
517
|
517
|
Баланс электрической энергии ОЭС Центра с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
233,587
|
233,937
|
236,257
|
238,274
|
239,845
|
240,842
|
242,296
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
2,580
|
2,580
|
3,500
|
4,420
|
4,420
|
4,420
|
4,420
|
Экспорт, всего в т.ч.
|
млрд. кВт·ч
|
2,000
|
2,000
|
|||||
в Беларусь
|
млрд. кВт·ч
|
2,000
|
2,000
|
|||||
Импорт
|
млрд. кВт·ч
|
|||||||
Передача электрической энергии в смежные ОЭС
|
млрд. кВт·ч
|
7,000
|
7,300
|
9,200
|
9,100
|
7,500
|
8,500
|
10,000
|
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
|
млрд. кВт·ч
|
3,900
|
3,300
|
7,500
|
9,100
|
5,300
|
5,400
|
10,000
|
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
238,687
|
239,937
|
237,957
|
238,274
|
242,045
|
243,942
|
242,296
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
238,687
|
239,937
|
237,957
|
238,274
|
242,045
|
243,942
|
242,296
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
3,146
|
3,405
|
4,075
|
4,745
|
4,745
|
4,745
|
4,745
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
92,358
|
94,390
|
97,990
|
97,690
|
103,640
|
106,462
|
105,423
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
143,183
|
142,061
|
135,784
|
135,731
|
133,552
|
132,627
|
132,020
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,081
|
0,108
|
0,108
|
0,108
|
0,108
|
0,108
|
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
54130,5
|
53990,5
|
55660,9
|
55360,9
|
55360,9
|
55615,9
|
55615,9
|
ГЭС
|
МВт
|
1788,9
|
2208,9
|
2638,9
|
2638,9
|
2638,9
|
2638,9
|
2638,9
|
АЭС
|
МВт
|
13612,4
|
13612,4
|
14807,8
|
14807,8
|
14807,8
|
15062,8
|
15062,8
|
ТЭС
|
МВт
|
38684,3
|
38124,3
|
38154,3
|
37854,3
|
37854,3
|
37854,3
|
37854,3
|
ВИЭ
|
МВт
|
45,0
|
45,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
АЭС
|
час/год
|
6785
|
6934
|
6617
|
6597
|
6999
|
7068
|
6999
|
ТЭС
|
час/год
|
3701
|
3726
|
3559
|
3586
|
3528
|
3504
|
3488
|
ВИЭ
|
час/год
|
1800
|
1800
|
1800
|
1800
|
1800
|
1800
|
Баланс электрической энергии ОЭС Юга с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
89,222
|
97,219
|
98,256
|
99,704
|
100,874
|
101,617
|
102,497
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
Экспорт, всего в т.ч
|
млрд. кВт·ч
|
0,415
|
0,419
|
0,424
|
0,428
|
0,360
|
0,360
|
0,360
|
в Грузию
|
млрд. кВт·ч
|
0,240
|
0,240
|
0,240
|
0,240
|
0,150
|
0,150
|
0,150
|
в Южную Осетию
|
млрд. кВт·ч
|
0,145
|
0,149
|
0,154
|
0,158
|
0,170
|
0,170
|
0,170
|
в Казахстан
|
млрд. кВт·ч
|
0,030
|
0,030
|
0,030
|
0,030
|
0,040
|
0,040
|
0,040
|
Импорт из Азербайджана
|
млрд. кВт·ч
|
0,060
|
0,060
|
0,060
|
||||
Передача электрической энергии в энергосистему Республики Крым и города Севастополь
|
млрд. кВт·ч
|
4,554
|
||||||
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
|
млрд. кВт·ч
|
3,500
|
2,500
|
2,000
|
3,000
|
|||
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
94,131
|
94,078
|
96,120
|
100,132
|
101,234
|
99,977
|
99,857
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
94,131
|
94,078
|
96,120
|
100,132
|
101,234
|
99,977
|
99,857
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
19,082
|
20,894
|
21,730
|
21,730
|
21,730
|
21,730
|
21,730
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
24,000
|
25,000
|
27,990
|
31,900
|
33,310
|
31,150
|
31,110
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
51,029
|
47,276
|
45,170
|
45,184
|
44,831
|
45,734
|
45,654
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,020
|
0,908
|
1,230
|
1,318
|
1,363
|
1,363
|
1,363
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
20809,1
|
23439,0
|
24690,2
|
24740,2
|
24740,2
|
24740,2
|
24740,2
|
ГЭС
|
МВт
|
5938,4
|
5971,0
|
6342,2
|
6342,2
|
6342,2
|
6342,2
|
6342,2
|
АЭС
|
МВт
|
3000,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
ТЭС
|
МВт
|
11656,3
|
12639,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
ВИЭ
|
МВт
|
214,4
|
758,4
|
808,4
|
858,4
|
858,4
|
858,4
|
858,4
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
АЭС
|
час/год
|
8000
|
6143
|
6877
|
7838
|
8184
|
7654
|
7644
|
ТЭС
|
час/год
|
4378
|
3740
|
3353
|
3355
|
3328
|
3395
|
3389
|
ВИЭ
|
час/год
|
92
|
1197
|
1522
|
1535
|
1587
|
1587
|
1587
|
Баланс электрической энергии Средней Волги с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
104,725
|
105,055
|
105,686
|
106,243
|
106,967
|
106,940
|
107,108
|
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
|
6,000
|
5,000
|
8,900
|
7,600
|
6,600
|
7,100
|
8,500
|
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
|
млрд. кВт·ч
|
6,800
|
6,300
|
9,200
|
9,100
|
7,500
|
8,500
|
10,000
|
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
103,955
|
103,785
|
105,416
|
104,773
|
106,097
|
105,570
|
105,638
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
103,955
|
103,785
|
105,416
|
104,773
|
106,097
|
105,570
|
105,638
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
19,375
|
20,310
|
20,310
|
20,310
|
20,310
|
20,310
|
20,310
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
32,780
|
30,860
|
31,800
|
30,430
|
31,800
|
31,280
|
31,280
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
51,800
|
52,455
|
52,966
|
53,666
|
53,620
|
53,613
|
53,681
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,160
|
0,340
|
0,367
|
0,367
|
0,367
|
0,367
|
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
27205,7
|
27722,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
ГЭС
|
МВт
|
6933,5
|
6966,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
АЭС
|
МВт
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
ТЭС
|
МВт
|
16140,2
|
16528,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
ВИЭ
|
МВт
|
60,0
|
155,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
АЭС
|
час/год
|
8050
|
7579
|
7809
|
7473
|
7809
|
7682
|
7682
|
ТЭС
|
час/год
|
3209
|
3174
|
3167
|
3209
|
3207
|
3206
|
3210
|
ВИЭ
|
час/год
|
1032
|
1744
|
1882
|
1882
|
1882
|
1882
|
Баланс электрической энергии ОЭС Урала с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
259,404
|
260,340
|
262,004
|
263,508
|
265,505
|
266,339
|
267,448
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
|||||||
Экспорт в Казахстан
|
млрд. кВт·ч
|
1,480
|
1,480
|
1,480
|
1,480
|
1,470
|
1,470
|
1,470
|
Импорт из Казахстана
|
млрд. кВт·ч
|
|||||||
Передача электрической энергии в смежные ОЭС
|
млрд. кВт·ч
|
4,300
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
Получение электрической энергии из смежных ОЭС
|
млрд. кВт·ч
|
6,000
|
2,500
|
6,400
|
7,600
|
6,600
|
5,100
|
5,500
|
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
259,184
|
261,120
|
258,884
|
259,188
|
262,175
|
264,509
|
265,218
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
259,184
|
261,120
|
258,884
|
259,188
|
262,175
|
264,509
|
265,218
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
5,081
|
4,966
|
4,966
|
4,966
|
4,966
|
4,966
|
4,966
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
7,770
|
10,340
|
10,370
|
10,300
|
10,540
|
10,510
|
10,840
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
246,243
|
245,612
|
243,243
|
243,217
|
245,922
|
248,286
|
248,665
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,090
|
0,202
|
0,305
|
0,705
|
0,747
|
0,747
|
0,747
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
52517,5
|
53882,5
|
53439,5
|
53609,5
|
53609,5
|
53609,5
|
53609,5
|
ГЭС
|
МВт
|
1856,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
АЭС
|
МВт
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
ТЭС
|
МВт
|
49064,8
|
50349,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
ВИЭ
|
МВт
|
116,2
|
181,2
|
271,2
|
441,2
|
441,2
|
441,2
|
441,2
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
АЭС
|
час/год
|
5250
|
6986
|
7007
|
6959
|
7122
|
7101
|
7324
|
ТЭС
|
час/год
|
5019
|
4878
|
4883
|
4882
|
4937
|
4984
|
4992
|
ВИЭ
|
час/год
|
776
|
1115
|
1125
|
1597
|
1693
|
1693
|
1693
|
Баланс электрической энергии ОЭС Сибири с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
205,705
|
206,904
|
208,005
|
209,045
|
210,247
|
211,051
|
212,049
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
|||||||
Экспорт, всего в т.ч
|
млрд. кВт·ч
|
0,480
|
0,500
|
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
|
0,370
|
0,390
|
0,400
|
0,400
|
0,400
|
0,400
|
0,400
|
Импорт, всего в т.ч
|
млрд. кВт·ч
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
из Казахстана
|
млрд. кВт·ч
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
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
|
4,300
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
200,855
|
204,574
|
205,685
|
206,725
|
207,927
|
208,731
|
209,729
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
200,855
|
204,574
|
205,685
|
206,725
|
207,927
|
208,731
|
209,729
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
92,690
|
107,377
|
107,377
|
107,377
|
107,377
|
107,377
|
107,377
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
108,152
|
97,152
|
98,209
|
99,060
|
100,172
|
100,976
|
101,974
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,013
|
0,045
|
0,099
|
0,288
|
0,378
|
0,378
|
0,378
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
51775,8
|
51740,8
|
51978,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
ГЭС
|
МВт
|
25281,4
|
25286,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
ТЭС
|
МВт
|
26469,2
|
26399,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
ВИЭ
|
МВт
|
25,2
|
55,2
|
160,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
ТЭС
|
час/год
|
4086
|
3680
|
3702
|
3734
|
3776
|
3807
|
3844
|
ВИЭ
|
час/год
|
523
|
822
|
620
|
1372
|
1800
|
1800
|
1800
|
Баланс электрической энергии ОЭС Востока с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
32,358
|
38,363
|
39,289
|
40,062
|
40,385
|
42,265
|
42,504
|
Экспорт в Китай
|
млрд. кВт·ч
|
3,000
|
3,300
|
3,300
|
3,300
|
3,300
|
3,300
|
3,300
|
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
35,358
|
41,663
|
42,589
|
43,362
|
43,685
|
45,565
|
45,804
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
35,358
|
41,663
|
42,589
|
43,362
|
43,685
|
45,565
|
45,804
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
10,340
|
15,530
|
16,480
|
16,480
|
16,480
|
16,480
|
16,480
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
25,018
|
26,133
|
26,109
|
26,882
|
27,205
|
29,085
|
29,324
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
|||||||
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
9642,0
|
11463,2
|
11604,2
|
11604,2
|
12169,2
|
12169,2
|
12169,2
|
ГЭС
|
МВт
|
3660,0
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
ТЭС
|
МВт
|
5982,0
|
6845,7
|
6986,7
|
6986,7
|
7551,7
|
7551,7
|
7551,7
|
ВИЭ
|
МВт
|
|||||||
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
ТЭС
|
час/год
|
4182
|
3817
|
3737
|
3848
|
3602
|
3851
|
3883
|
Баланс электрической энергии ОЭС Сибири для маловодного года с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
205,705
|
206,904
|
208,005
|
209,045
|
210,247
|
211,051
|
212,049
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
|||||||
Экспорт, всего в т.ч
|
млрд. кВт·ч
|
0,480
|
0,500
|
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
|
0,370
|
0,390
|
0,400
|
0,400
|
0,400
|
0,400
|
0,400
|
Импорт, всего в т.ч
|
млрд. кВт·ч
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
из Казахстана
|
млрд. кВт·ч
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
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
|
4,300
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
1,800
|
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
200,855
|
204,574
|
205,685
|
206,725
|
207,927
|
208,731
|
209,729
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
200,855
|
204,574
|
205,685
|
206,725
|
207,927
|
208,731
|
209,729
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
92,690
|
95,673
|
95,673
|
95,673
|
95,673
|
95,673
|
95,673
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
108,152
|
108,856
|
109,913
|
110,764
|
111,876
|
112,680
|
113,678
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,013
|
0,045
|
0,099
|
0,288
|
0,378
|
0,378
|
0,378
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
51775,8
|
51740,8
|
51978,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
ГЭС
|
МВт
|
25281,4
|
25286,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
ТЭС
|
МВт
|
26469,2
|
26399,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
ВИЭ
|
МВт
|
25,2
|
55,2
|
160,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
ТЭС
|
час/год
|
4086
|
4123
|
4143
|
4175
|
4217
|
4248
|
4285
|
ВИЭ
|
час/год
|
523
|
822
|
620
|
1372
|
1800
|
1800
|
1800
|
Баланс электрической энергии ОЭС Востока для маловодного года с учетом вводов с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
32,358
|
38,363
|
39,289
|
40,062
|
40,385
|
42,265
|
42,504
|
Экспорт в Китай
|
млрд. кВт·ч
|
3,000
|
3,300
|
3,300
|
3,300
|
3,300
|
3,300
|
3,300
|
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
35,358
|
41,663
|
42,589
|
43,362
|
43,685
|
45,565
|
45,804
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
35,358
|
41,663
|
42,589
|
43,362
|
43,685
|
45,565
|
45,804
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
10,340
|
11,670
|
12,470
|
12,470
|
12,470
|
12,470
|
12,470
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
25,018
|
29,993
|
30,119
|
30,892
|
31,215
|
33,095
|
33,334
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
|||||||
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
9642,0
|
11463,2
|
11604,2
|
11604,2
|
12169,2
|
12169,2
|
12169,2
|
ГЭС
|
МВт
|
3660,0
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
ТЭС
|
МВт
|
5982,0
|
6845,7
|
6986,7
|
6986,7
|
7551,7
|
7551,7
|
7551,7
|
ВИЭ
|
МВт
|
|||||||
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|||||||
ТЭС
|
час/год
|
4182
|
4381
|
4311
|
4422
|
4133
|
4382
|
4414
|
Приложение N 14
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
РЕГИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА
ПЕРСПЕКТИВНЫХ БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ С УЧЕТОМ
ВВОДОВ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ
НА 2016 - 2022 ГОДЫ
Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Северо-Запада с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2016 - 2022 годы.
млрд. кВт·ч
ОЭС Северо-Запада
|
2015 факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Потребление электрической энергии ОЭС
|
90,2970
|
90,717
|
90,998
|
91,482
|
92,002
|
92,607
|
92,911
|
93,231
|
Покрытие
|
101,2794
|
102,477
|
102,358
|
106,792
|
108,912
|
105,717
|
106,121
|
111,041
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
36,9914
|
38,407
|
38,070
|
42,520
|
44,400
|
41,100
|
41,510
|
46,680
|
ГЭС
|
12,6703
|
12,401
|
12,429
|
12,429
|
12,529
|
12,629
|
12,629
|
12,629
|
ТЭС
|
51,6157
|
51,666
|
51,856
|
51,840
|
51,980
|
51,985
|
51,979
|
51,729
|
ВИЭ
|
0,0020
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-10,9824
|
-11,760
|
-11,360
|
-15,310
|
-16,910
|
-13,110
|
-13,210
|
-17,810
|
ЭС Архангельской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
7,2800
|
7,293
|
7,272
|
7,282
|
7,297
|
7,329
|
7,328
|
7,347
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
6,1912
|
6,193
|
6,372
|
6,282
|
6,297
|
6,329
|
6,328
|
6,347
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
6,1912
|
6,193
|
6,372
|
6,282
|
6,297
|
6,329
|
6,328
|
6,347
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,0888
|
1,100
|
0,900
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
1,000
|
ЭС Калининградской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
4,3730
|
4,403
|
4,417
|
4,432
|
4,446
|
4,471
|
4,475
|
4,490
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
6,2004
|
6,282
|
6,416
|
6,932
|
7,446
|
7,471
|
7,474
|
7,490
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,0073
|
0,010
|
0,010
|
0,010
|
0,010
|
0,010
|
0,010
|
0,010
|
ТЭС
|
6,1911
|
6,270
|
6,404
|
6,919
|
7,433
|
7,458
|
7,462
|
7,477
|
ВИЭ
|
0,0020
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
0,003
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-1,8274
|
-1,879
|
-1,999
|
-2,500
|
-3,000
|
-3,000
|
-2,999
|
-3,000
|
ЭС Республики Карелия
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
7,7170
|
7,737
|
7,732
|
7,669
|
7,695
|
7,739
|
7,745
|
7,760
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
4,9468
|
4,392
|
4,455
|
4,419
|
4,479
|
4,574
|
4,576
|
4,582
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
3,1036
|
2,684
|
2,718
|
2,718
|
2,818
|
2,918
|
2,918
|
2,918
|
ТЭС
|
1,8432
|
1,708
|
1,738
|
1,702
|
1,661
|
1,656
|
1,658
|
1,664
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
2,7702
|
3,345
|
3,277
|
3,250
|
3,217
|
3,165
|
3,169
|
3,178
|
ЭС Мурманской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
12,2340
|
12,288
|
12,283
|
12,295
|
12,311
|
12,360
|
12,364
|
12,369
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
16,5484
|
17,467
|
17,306
|
17,306
|
17,306
|
17,306
|
17,086
|
17,086
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
9,5016
|
10,505
|
10,500
|
10,500
|
10,500
|
10,500
|
10,280
|
10,280
|
ГЭС
|
6,5956
|
6,445
|
6,289
|
6,289
|
6,289
|
6,289
|
6,289
|
6,289
|
ТЭС
|
0,4512
|
0,517
|
0,517
|
0,517
|
0,517
|
0,517
|
0,517
|
0,517
|
ВИЭ
|
0,0000
|
0,0004
|
0,0004
|
0,0004
|
0,0004
|
0,0004
|
0,0004
|
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-4,3144
|
-5,179
|
-5,023
|
-5,011
|
-4,995
|
-4,946
|
-4,722
|
-4,717
|
ЭС Республики Коми
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
8,8440
|
8,839
|
8,829
|
8,842
|
8,855
|
8,890
|
8,881
|
8,894
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
9,7201
|
9,739
|
9,729
|
9,842
|
9,855
|
9,890
|
9,881
|
9,894
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
9,7201
|
9,739
|
9,729
|
9,842
|
9,855
|
9,890
|
9,881
|
9,894
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-0,8761
|
-0,900
|
-0,900
|
-1,000
|
-1,000
|
-1,000
|
-1,000
|
-1,000
|
ЭС Ленинградской области и города Санкт-Петербург
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
43,5220
|
43,813
|
44,082
|
44,495
|
44,877
|
45,248
|
45,531
|
45,769
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
55,4136
|
56,102
|
55,709
|
59,736
|
61,353
|
57,981
|
58,610
|
63,519
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
27,4898
|
27,902
|
27,570
|
32,020
|
33,900
|
30,600
|
31,230
|
36,400
|
ГЭС
|
2,9558
|
3,249
|
3,400
|
3,400
|
3,400
|
3,400
|
3,400
|
3,400
|
ТЭС
|
24,9680
|
24,951
|
24,739
|
24,315
|
24,053
|
23,981
|
23,980
|
23,719
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-11,8916
|
-12,289
|
-11,627
|
-15,241
|
-16,476
|
-12,733
|
-13,079
|
-17,750
|
ЭС Новгородской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
4,1870
|
4,198
|
4,221
|
4,284
|
4,327
|
4,358
|
4,372
|
4,381
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
1,6308
|
1,303
|
1,342
|
1,282
|
1,226
|
1,220
|
1,220
|
1,196
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1,6308
|
1,303
|
1,342
|
1,282
|
1,226
|
1,220
|
1,220
|
1,196
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
2,5562
|
2,895
|
2,879
|
3,002
|
3,101
|
3,138
|
3,152
|
3,185
|
ЭС Псковской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
2,1400
|
2,146
|
2,162
|
2,183
|
2,194
|
2,212
|
2,215
|
2,221
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,6281
|
0,997
|
1,029
|
0,993
|
0,950
|
0,945
|
0,945
|
0,926
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,0080
|
0,013
|
0,013
|
0,013
|
0,013
|
0,013
|
0,013
|
0,013
|
ТЭС
|
0,6201
|
0,985
|
1,016
|
0,980
|
0,937
|
0,932
|
0,932
|
0,913
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,5119
|
1,149
|
1,133
|
1,190
|
1,244
|
1,267
|
1,270
|
1,295
|
---------------------------------
<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.
Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Центра с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2016 - 2022 годы.
млрд. кВт·ч
ОЭС Центра
|
2015 факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Потребление электрической энергии ОЭС
|
231,7710
|
233,587
|
233,937
|
236,257
|
238,274
|
239,845
|
240,842
|
242,296
|
Покрытие
|
236,9739
|
238,687
|
239,937
|
237,957
|
238,274
|
242,045
|
243,942
|
242,296
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
100,1713
|
92,358
|
94,390
|
97,990
|
97,690
|
103,640
|
106,462
|
105,423
|
ГЭС
|
0,9939
|
1,297
|
1,521
|
1,521
|
1,521
|
1,521
|
1,521
|
1,521
|
ГАЭС
|
1,8415
|
1,849
|
1,884
|
2,554
|
3,224
|
3,224
|
3,224
|
3,224
|
ТЭС
|
133,9672
|
143,183
|
142,061
|
135,784
|
135,731
|
133,552
|
132,627
|
132,020
|
ВИЭ
|
0,0000
|
0,000
|
0,081
|
0,108
|
0,108
|
0,108
|
0,108
|
0,108
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-5,2029
|
-5,100
|
-6,000
|
-1,700
|
0,000
|
-2,200
|
-3,100
|
0,000
|
ЭС Белгородской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
14,8900
|
14,950
|
15,005
|
15,090
|
15,112
|
15,170
|
15,200
|
15,265
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,7409
|
0,822
|
0,821
|
0,847
|
0,847
|
0,847
|
0,847
|
0,847
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
0,7409
|
0,822
|
0,821
|
0,820
|
0,820
|
0,820
|
0,820
|
0,820
|
ВИЭ
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
|||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
14,1491
|
14,128
|
14,184
|
14,243
|
14,265
|
14,323
|
14,353
|
14,418
|
ЭС Брянской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
4,4780
|
4,488
|
4,485
|
4,490
|
4,514
|
4,569
|
4,600
|
4,632
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,0282
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
0,0282
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
4,4498
|
4,488
|
4,485
|
4,490
|
4,514
|
4,569
|
4,600
|
4,632
|
ЭС Владимирской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
6,8820
|
6,913
|
6,922
|
6,941
|
6,955
|
6,980
|
6,974
|
6,986
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
2,1376
|
2,337
|
2,240
|
2,042
|
2,021
|
1,946
|
1,914
|
1,894
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
2,1376
|
2,337
|
2,240
|
2,042
|
2,021
|
1,946
|
1,914
|
1,894
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
4,7444
|
4,576
|
4,682
|
4,899
|
4,934
|
5,034
|
5,060
|
5,092
|
ЭС Вологодской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
13,6110
|
13,657
|
13,644
|
13,651
|
13,541
|
13,661
|
13,729
|
13,832
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
10,6407
|
9,146
|
8,992
|
8,639
|
8,594
|
8,460
|
8,400
|
8,366
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,1031
|
0,095
|
0,127
|
0,127
|
0,127
|
0,127
|
0,127
|
0,127
|
ТЭС
|
10,5376
|
9,051
|
8,865
|
8,512
|
8,467
|
8,333
|
8,273
|
8,239
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
2,9703
|
4,511
|
4,652
|
5,012
|
4,947
|
5,201
|
5,329
|
5,466
|
ЭС Воронежской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
10,4700
|
11,105
|
11,000
|
11,286
|
11,703
|
11,753
|
11,712
|
11,718
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
14,1805
|
17,547
|
19,041
|
24,536
|
29,573
|
30,616
|
29,952
|
30,034
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
12,8374
|
16,371
|
16,970
|
22,560
|
27,610
|
28,690
|
28,042
|
28,133
|
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1,3431
|
1,176
|
2,071
|
1,976
|
1,963
|
1,926
|
1,910
|
1,901
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-3,7105
|
-6,442
|
-8,041
|
-13,250
|
-17,870
|
-18,863
|
-18,240
|
-18,316
|
ЭС Ивановской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
3,4570
|
3,457
|
3,457
|
3,463
|
3,473
|
3,481
|
3,473
|
3,473
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
1,5993
|
1,787
|
1,721
|
1,612
|
1,612
|
1,612
|
1,624
|
1,624
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1,5993
|
1,787
|
1,721
|
1,612
|
1,612
|
1,612
|
1,624
|
1,624
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,8577
|
1,670
|
1,736
|
1,851
|
1,861
|
1,869
|
1,849
|
1,849
|
ЭС Калужской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
6,2990
|
6,348
|
6,400
|
6,474
|
6,565
|
6,778
|
7,038
|
7,161
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,2120
|
0,301
|
0,282
|
0,243
|
0,239
|
0,225
|
0,218
|
0,215
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
0,2120
|
0,301
|
0,282
|
0,243
|
0,239
|
0,225
|
0,218
|
0,215
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
6,0870
|
6,047
|
6,118
|
6,231
|
6,326
|
6,553
|
6,820
|
6,946
|
ЭС Костромской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
3,5790
|
3,591
|
3,598
|
3,606
|
3,606
|
3,615
|
3,606
|
3,606
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
14,9843
|
16,406
|
15,181
|
12,943
|
12,629
|
11,769
|
11,387
|
11,161
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
14,9843
|
16,406
|
15,181
|
12,943
|
12,629
|
11,769
|
11,387
|
11,161
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-11,4053
|
-12,815
|
-11,583
|
-9,337
|
-9,023
|
-8,154
|
-7,781
|
-7,555
|
ЭС Курской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
8,6090
|
8,625
|
8,657
|
8,793
|
8,876
|
8,908
|
8,979
|
9,324
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
30,7973
|
27,181
|
27,524
|
25,498
|
24,658
|
23,628
|
29,668
|
27,088
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
29,7098
|
25,934
|
25,890
|
23,890
|
23,050
|
22,020
|
28,060
|
25,480
|
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1,0875
|
1,247
|
1,634
|
1,608
|
1,608
|
1,608
|
1,608
|
1,608
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-22,1883
|
-18,556
|
-18,867
|
-16,705
|
-15,782
|
-14,720
|
-20,689
|
-17,764
|
ЭС Липецкой области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
12,2550
|
12,311
|
12,290
|
12,316
|
12,347
|
12,413
|
12,404
|
12,437
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
5,3318
|
5,350
|
5,338
|
5,154
|
5,132
|
5,126
|
5,114
|
5,114
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
5,3318
|
5,350
|
5,257
|
5,073
|
5,051
|
5,045
|
5,033
|
5,033
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,081
|
0,081
|
0,081
|
0,081
|
0,081
|
0,081
|
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
6,9232
|
6,961
|
6,952
|
7,162
|
7,215
|
7,287
|
7,290
|
7,323
|
ЭС Московской области и города Москва
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
101,9820
|
103,037
|
103,321
|
104,569
|
106,098
|
106,805
|
107,163
|
107,793
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
69,5041
|
73,061
|
73,384
|
74,654
|
76,124
|
76,324
|
76,424
|
76,424
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,1629
|
0,212
|
0,200
|
0,200
|
0,200
|
0,200
|
0,200
|
0,200
|
ГАЭС
|
1,8415
|
1,849
|
1,884
|
2,554
|
3,224
|
3,224
|
3,224
|
3,224
|
ТЭС
|
67,4997
|
71,000
|
71,300
|
71,900
|
72,700
|
72,900
|
73,000
|
73,000
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
32,4779
|
29,976
|
29,937
|
29,915
|
29,974
|
30,481
|
30,739
|
31,369
|
ЭС Орловской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
2,7930
|
2,799
|
2,796
|
2,801
|
2,805
|
2,823
|
2,822
|
2,829
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
1,0824
|
1,203
|
1,116
|
0,950
|
0,930
|
0,896
|
0,893
|
0,891
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1,0824
|
1,203
|
1,116
|
0,950
|
0,930
|
0,896
|
0,893
|
0,891
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,7106
|
1,596
|
1,680
|
1,851
|
1,875
|
1,927
|
1,929
|
1,938
|
ЭС Рязанской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
6,4290
|
6,430
|
6,440
|
6,478
|
6,516
|
6,573
|
6,580
|
6,611
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
6,4099
|
9,033
|
8,510
|
7,504
|
7,380
|
6,997
|
6,829
|
6,729
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
6,4099
|
9,033
|
8,510
|
7,504
|
7,380
|
6,997
|
6,829
|
6,729
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,0191
|
-2,603
|
-2,070
|
-1,026
|
-0,864
|
-0,424
|
-0,249
|
-0,118
|
ЭС Смоленской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
6,3420
|
6,312
|
6,230
|
6,385
|
6,276
|
6,318
|
6,428
|
6,437
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
27,2932
|
24,844
|
22,298
|
20,902
|
23,138
|
22,082
|
21,464
|
22,873
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
24,1822
|
21,853
|
19,530
|
18,540
|
20,830
|
19,930
|
19,380
|
20,830
|
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
3,1110
|
2,991
|
2,768
|
2,362
|
2,308
|
2,152
|
2,084
|
2,043
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-20,9512
|
-18,532
|
-16,068
|
-14,517
|
-16,862
|
-15,764
|
-15,036
|
-16,436
|
ЭС Тамбовской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
3,4130
|
3,426
|
3,417
|
3,417
|
3,417
|
3,426
|
3,417
|
3,417
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,9980
|
1,082
|
0,945
|
0,895
|
0,893
|
0,876
|
0,868
|
0,863
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
0,9980
|
1,082
|
0,945
|
0,895
|
0,893
|
0,876
|
0,868
|
0,863
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
2,4150
|
2,344
|
2,472
|
2,522
|
2,524
|
2,550
|
2,549
|
2,554
|
ЭС Тверской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
8,3450
|
8,207
|
8,272
|
8,411
|
8,316
|
8,323
|
8,372
|
8,302
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
42,3882
|
39,003
|
42,030
|
41,674
|
34,689
|
40,999
|
38,757
|
38,625
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
33,4419
|
28,200
|
32,000
|
33,000
|
26,200
|
33,000
|
30,980
|
30,980
|
ГЭС
|
0,0053
|
0,004
|
0,008
|
0,008
|
0,008
|
0,008
|
0,008
|
0,008
|
ТЭС
|
8,9410
|
10,799
|
10,022
|
8,666
|
8,481
|
7,991
|
7,769
|
7,637
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-34,0432
|
-30,796
|
-33,758
|
-33,263
|
-26,373
|
-32,676
|
-30,385
|
-30,323
|
ЭС Тульской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
9,8380
|
9,791
|
9,793
|
9,862
|
9,917
|
9,978
|
10,081
|
10,196
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
5,6831
|
6,238
|
5,197
|
4,842
|
4,809
|
4,677
|
4,619
|
4,585
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
5,6831
|
6,238
|
5,197
|
4,842
|
4,809
|
4,677
|
4,619
|
4,585
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
4,1549
|
3,553
|
4,596
|
5,020
|
5,108
|
5,301
|
5,462
|
5,611
|
ЭС Ярославской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
8,0990
|
8,140
|
8,210
|
8,224
|
8,237
|
8,271
|
8,264
|
8,277
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
2,9624
|
3,344
|
5,316
|
5,020
|
5,005
|
4,965
|
4,962
|
4,961
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,7226
|
0,986
|
1,186
|
1,186
|
1,186
|
1,186
|
1,186
|
1,186
|
ТЭС
|
2,2398
|
2,358
|
4,130
|
3,834
|
3,819
|
3,779
|
3,776
|
3,775
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
5,1366
|
4,796
|
2,894
|
3,204
|
3,232
|
3,306
|
3,302
|
3,316
|
---------------------------------
<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.
Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Средней Волги с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2016 - 2022 годы.
млрд. кВт·ч
ОЭС Средней Волги
|
2015 факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Потребление электрической энергии ОЭС
|
104,2570
|
104,725
|
105,055
|
105,686
|
106,243
|
106,967
|
106,940
|
107,108
|
Покрытие
|
105,3670
|
103,955
|
103,785
|
105,416
|
104,773
|
106,097
|
105,570
|
105,638
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
33,0046
|
32,780
|
30,860
|
31,800
|
30,430
|
31,800
|
31,280
|
31,280
|
ГЭС
|
20,9514
|
19,375
|
20,310
|
20,310
|
20,310
|
20,310
|
20,310
|
20,310
|
ТЭС
|
51,4110
|
51,800
|
52,455
|
52,966
|
53,666
|
53,620
|
53,613
|
53,681
|
ВИЭ
|
0,0000
|
0,000
|
0,160
|
0,340
|
0,367
|
0,367
|
0,367
|
0,367
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-1,1100
|
0,770
|
1,270
|
0,270
|
1,470
|
0,870
|
1,370
|
1,470
|
ЭС Республики Марий Эл
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
2,5880
|
2,593
|
2,604
|
2,609
|
2,614
|
2,625
|
2,624
|
2,629
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,9094
|
0,894
|
0,897
|
0,891
|
0,881
|
0,880
|
0,880
|
0,881
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
0,9094
|
0,894
|
0,897
|
0,891
|
0,881
|
0,880
|
0,880
|
0,881
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,6786
|
1,700
|
1,707
|
1,718
|
1,734
|
1,745
|
1,744
|
1,749
|
ЭС Республики Мордовия
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
3,1500
|
3,166
|
3,171
|
3,182
|
3,194
|
3,213
|
3,216
|
3,227
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
1,3376
|
1,386
|
1,380
|
1,363
|
1,347
|
1,346
|
1,346
|
1,348
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1,3376
|
1,386
|
1,380
|
1,363
|
1,347
|
1,346
|
1,346
|
1,348
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,8124
|
1,780
|
1,791
|
1,819
|
1,847
|
1,867
|
1,870
|
1,879
|
ЭС Нижегородской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
19,6950
|
19,776
|
19,817
|
19,903
|
19,966
|
20,064
|
20,056
|
20,098
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
9,4009
|
8,377
|
8,487
|
8,416
|
8,379
|
8,372
|
8,371
|
8,380
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
1,1686
|
1,361
|
1,510
|
1,510
|
1,510
|
1,510
|
1,510
|
1,510
|
ТЭС
|
8,2323
|
7,016
|
6,977
|
6,906
|
6,869
|
6,862
|
6,861
|
6,870
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
10,2941
|
11,399
|
11,330
|
11,487
|
11,587
|
11,692
|
11,685
|
11,718
|
ЭС Пензенской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
4,9250
|
4,935
|
4,946
|
4,969
|
4,983
|
4,998
|
4,988
|
4,991
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
1,1741
|
1,114
|
1,154
|
1,147
|
1,139
|
1,138
|
1,138
|
1,139
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
1,1741
|
1,114
|
1,154
|
1,147
|
1,139
|
1,138
|
1,138
|
1,139
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
3,7509
|
3,821
|
3,792
|
3,822
|
3,844
|
3,860
|
3,850
|
3,852
|
ЭС Самарской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
23,2650
|
23,259
|
23,285
|
23,336
|
23,384
|
23,475
|
23,462
|
23,516
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
22,8417
|
21,332
|
21,716
|
21,512
|
21,392
|
21,377
|
21,376
|
21,394
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
10,3983
|
9,241
|
9,600
|
9,600
|
9,600
|
9,600
|
9,600
|
9,600
|
ТЭС
|
12,4434
|
12,091
|
12,026
|
11,777
|
11,657
|
11,642
|
11,641
|
11,659
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,090
|
0,135
|
0,135
|
0,135
|
0,135
|
0,135
|
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,4233
|
1,927
|
1,569
|
1,824
|
1,992
|
2,098
|
2,086
|
2,122
|
ЭС Саратовской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
12,7130
|
12,825
|
12,848
|
12,908
|
12,951
|
13,070
|
13,074
|
13,099
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
42,0761
|
41,020
|
39,349
|
40,258
|
38,897
|
40,269
|
39,749
|
39,753
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
32,7480
|
32,480
|
30,560
|
31,500
|
30,130
|
31,500
|
30,980
|
30,980
|
ГЭС
|
5,5603
|
5,145
|
5,400
|
5,400
|
5,400
|
5,400
|
5,400
|
5,400
|
ТЭС
|
3,7678
|
3,395
|
3,389
|
3,313
|
3,295
|
3,297
|
3,297
|
3,301
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,045
|
0,072
|
0,072
|
0,072
|
0,072
|
||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-29,3631
|
-28,195
|
-26,501
|
-27,350
|
-25,946
|
-27,199
|
-26,675
|
-26,654
|
ЭС Республики Татарстан
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
27,0250
|
27,191
|
27,351
|
27,691
|
28,007
|
28,323
|
28,328
|
28,335
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
20,9241
|
22,634
|
23,451
|
24,456
|
25,420
|
25,401
|
25,399
|
25,423
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
2,1916
|
1,634
|
1,700
|
1,700
|
1,700
|
1,700
|
1,700
|
1,700
|
ТЭС
|
18,7325
|
21,000
|
21,751
|
22,756
|
23,720
|
23,701
|
23,699
|
23,723
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
6,1009
|
4,557
|
3,900
|
3,235
|
2,587
|
2,922
|
2,929
|
2,912
|
ЭС Ульяновской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
5,9170
|
5,959
|
5,990
|
6,038
|
6,087
|
6,122
|
6,121
|
6,135
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
2,6832
|
2,797
|
2,865
|
2,924
|
2,891
|
2,888
|
2,888
|
2,892
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
0,2566
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
0,300
|
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
2,4266
|
2,497
|
2,495
|
2,464
|
2,431
|
2,428
|
2,428
|
2,432
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,070
|
0,160
|
0,160
|
0,160
|
0,160
|
0,160
|
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
3,2338
|
3,162
|
3,125
|
3,114
|
3,196
|
3,234
|
3,233
|
3,243
|
ЭС Чувашской Республики
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
4,9790
|
5,021
|
5,043
|
5,050
|
5,057
|
5,077
|
5,071
|
5,078
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
4,0199
|
4,402
|
4,486
|
4,448
|
4,428
|
4,424
|
4,424
|
4,429
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
1,6326
|
1,994
|
2,100
|
2,100
|
2,100
|
2,100
|
2,100
|
2,100
|
ТЭС
|
2,3873
|
2,408
|
2,386
|
2,348
|
2,328
|
2,324
|
2,324
|
2,329
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,9591
|
0,619
|
0,557
|
0,602
|
0,629
|
0,653
|
0,647
|
0,649
|
---------------------------------
<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.
Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Юга с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2016 - 2022 годы.
млрд. кВт·ч
ОЭС Юга
|
2015 факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Потребление электрической энергии ОЭС
|
87,8830
|
89,222
|
97,219
|
98,256
|
99,704
|
100,874
|
101,617
|
102,497
|
Покрытие
|
88,5562
|
94,131
|
94,078
|
96,120
|
100,132
|
101,234
|
99,977
|
99,857
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
20,5093
|
24,000
|
25,000
|
27,990
|
31,900
|
33,310
|
31,150
|
31,110
|
ГЭС
|
18,4221
|
19,016
|
20,829
|
21,665
|
21,665
|
21,665
|
21,665
|
21,665
|
ГАЭС
|
0,0000
|
0,066
|
0,065
|
0,065
|
0,065
|
0,065
|
0,065
|
0,065
|
ТЭС
|
49,6210
|
51,029
|
47,276
|
45,170
|
45,184
|
44,831
|
45,734
|
45,654
|
ВИЭ
|
0,0038
|
0,020
|
0,908
|
1,230
|
1,318
|
1,363
|
1,363
|
1,363
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-0,6732
|
-4,909
|
3,141
|
2,136
|
-0,428
|
-0,360
|
1,640
|
2,640
|
ЭС Астраханской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
4,3840
|
4,421
|
4,446
|
4,459
|
4,481
|
4,494
|
4,495
|
4,506
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
4,3367
|
4,183
|
3,670
|
3,288
|
3,142
|
3,100
|
3,173
|
3,165
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
4,3367
|
4,183
|
3,478
|
3,066
|
2,920
|
2,878
|
2,951
|
2,943
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,192
|
0,222
|
0,222
|
0,222
|
0,222
|
0,222
|
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,0473
|
0,238
|
0,776
|
1,171
|
1,339
|
1,394
|
1,322
|
1,341
|
ЭС Волгоградской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
15,0600
|
15,188
|
15,312
|
15,377
|
15,551
|
15,720
|
15,744
|
15,839
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
15,6947
|
15,102
|
15,255
|
14,999
|
14,918
|
14,869
|
14,916
|
14,909
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
11,1735
|
10,801
|
11,642
|
11,642
|
11,642
|
11,642
|
11,642
|
11,642
|
ТЭС
|
4,5212
|
4,301
|
3,562
|
3,229
|
3,106
|
3,057
|
3,104
|
3,097
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,051
|
0,128
|
0,170
|
0,170
|
0,170
|
0,170
|
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-0,6347
|
0,086
|
0,057
|
0,378
|
0,633
|
0,851
|
0,828
|
0,930
|
ЭС Чеченской Республики
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
2,5980
|
2,630
|
2,646
|
2,714
|
2,807
|
2,838
|
2,854
|
2,877
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,0000
|
0,000
|
0,000
|
0,360
|
1,404
|
1,404
|
1,440
|
1,440
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
0,360
|
1,404
|
1,404
|
1,440
|
1,440
|
|||
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
2,5980
|
2,630
|
2,646
|
2,354
|
1,403
|
1,434
|
1,414
|
1,437
|
ЭС Республики Дагестан
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
6,1760
|
6,263
|
6,318
|
6,397
|
6,476
|
6,570
|
6,609
|
6,675
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
4,2636
|
4,837
|
5,287
|
5,287
|
5,287
|
5,287
|
5,287
|
5,287
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
4,2087
|
4,776
|
5,208
|
5,208
|
5,208
|
5,208
|
5,208
|
5,208
|
ТЭС
|
0,0549
|
0,061
|
0,061
|
0,061
|
0,061
|
0,061
|
0,061
|
0,061
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,018
|
0,018
|
0,018
|
0,018
|
0,018
|
0,018
|
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,9124
|
1,426
|
1,031
|
1,110
|
1,189
|
1,283
|
1,322
|
1,388
|
ЭС Республики Ингушетия
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
0,6820
|
0,692
|
0,702
|
0,713
|
0,723
|
0,735
|
0,743
|
0,754
|
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 <*>
|
0,6820
|
0,692
|
0,702
|
0,713
|
0,723
|
0,735
|
0,743
|
0,754
|
ЭС Кабардино-Балкарской Республики
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
1,6310
|
1,646
|
1,649
|
1,658
|
1,663
|
1,673
|
1,674
|
1,679
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,4879
|
0,541
|
0,700
|
0,700
|
0,700
|
0,700
|
0,700
|
0,700
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,4787
|
0,532
|
0,691
|
0,691
|
0,691
|
0,691
|
0,691
|
0,691
|
ТЭС
|
0,0092
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,1431
|
1,105
|
0,949
|
0,958
|
0,963
|
0,973
|
0,974
|
0,979
|
ЭС Республики Калмыкия
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
0,5310
|
0,575
|
0,611
|
0,630
|
0,636
|
0,642
|
0,645
|
0,649
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,0092
|
0,010
|
0,098
|
0,179
|
0,179
|
0,224
|
0,224
|
0,224
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
0,0054
|
0,003
|
0,002
|
0,002
|
0,002
|
0,002
|
0,002
|
0,002
|
ВИЭ
|
0,0038
|
0,008
|
0,096
|
0,177
|
0,177
|
0,222
|
0,222
|
0,222
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,5218
|
0,565
|
0,513
|
0,451
|
0,457
|
0,418
|
0,421
|
0,425
|
ЭС Карачаево-Черкесской Республики
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
1,2820
|
1,325
|
1,345
|
1,348
|
1,351
|
1,357
|
1,357
|
1,360
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,4088
|
0,507
|
0,540
|
0,559
|
0,559
|
0,559
|
0,559
|
0,559
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,3435
|
0,381
|
0,426
|
0,445
|
0,445
|
0,445
|
0,445
|
0,445
|
ГАЭС
|
0,066
|
0,065
|
0,065
|
0,065
|
0,065
|
0,065
|
0,065
|
|
ТЭС
|
0,0653
|
0,059
|
0,049
|
0,049
|
0,049
|
0,049
|
0,049
|
0,049
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,8732
|
0,818
|
0,805
|
0,789
|
0,792
|
0,798
|
0,798
|
0,801
|
ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
25,5000
|
26,096
|
26,545
|
26,860
|
27,306
|
27,624
|
27,877
|
28,113
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
11,5446
|
12,374
|
10,734
|
9,687
|
9,325
|
9,235
|
9,438
|
9,419
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,3256
|
0,274
|
0,383
|
0,383
|
0,383
|
0,383
|
0,383
|
0,383
|
ТЭС
|
11,2190
|
12,100
|
10,351
|
9,304
|
8,941
|
8,852
|
9,055
|
9,035
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
13,9554
|
13,722
|
15,811
|
17,173
|
17,981
|
18,389
|
18,439
|
18,694
|
ЭС Республики Крым и г. Севастополя <**>
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
7,181
|
7,344
|
7,553
|
7,762
|
7,956
|
8,075
|
||
Покрытие (производство электрической энергии)
|
3,735
|
5,633
|
6,103
|
6,103
|
6,103
|
6,103
|
||
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
3,212
|
5,109
|
5,579
|
5,579
|
5,579
|
5,579
|
||
ВИЭ
|
0,524
|
0,524
|
0,524
|
0,524
|
0,524
|
0,524
|
||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
3,446
|
1,711
|
1,450
|
1,659
|
1,853
|
1,972
|
||
ЭС Ростовской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
17,9710
|
18,148
|
18,146
|
18,341
|
18,666
|
18,870
|
18,995
|
19,196
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
31,9697
|
37,919
|
37,593
|
39,458
|
42,979
|
44,292
|
42,348
|
42,287
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
20,5093
|
24,000
|
25,000
|
27,990
|
31,900
|
33,310
|
31,150
|
31,110
|
ГЭС
|
0,3154
|
0,535
|
0,611
|
0,611
|
0,611
|
0,611
|
0,611
|
0,611
|
ТЭС
|
11,1450
|
13,384
|
11,982
|
10,857
|
10,468
|
10,371
|
10,587
|
10,566
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-13,9987
|
-19,771
|
-19,447
|
-21,117
|
-24,313
|
-25,422
|
-23,353
|
-23,091
|
ЭС Республики Северная Осетия - Алания
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
2,1120
|
2,152
|
2,180
|
2,214
|
2,248
|
2,288
|
2,315
|
2,348
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,2777
|
0,348
|
0,356
|
1,136
|
1,136
|
1,136
|
1,136
|
1,136
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,2777
|
0,348
|
0,356
|
1,136
|
1,136
|
1,136
|
1,136
|
1,136
|
ТЭС
|
||||||||
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,8343
|
1,804
|
1,825
|
1,079
|
1,113
|
1,153
|
1,180
|
1,213
|
ЭС Ставропольского края
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
9,9560
|
10,086
|
10,138
|
10,201
|
10,243
|
10,301
|
10,353
|
10,426
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
19,5633
|
18,309
|
16,111
|
14,835
|
14,402
|
14,326
|
14,653
|
14,628
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
1,2990
|
1,367
|
1,513
|
1,550
|
1,550
|
1,550
|
1,550
|
1,550
|
ТЭС
|
18,2643
|
16,930
|
14,571
|
13,124
|
12,645
|
12,569
|
12,897
|
12,871
|
ВИЭ
|
0,012
|
0,027
|
0,162
|
0,207
|
0,207
|
0,207
|
0,207
|
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-9,6073
|
-8,223
|
-5,973
|
-4,634
|
-4,159
|
-4,025
|
-4,300
|
-4,202
|
---------------------------------
<*> (-) - 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 2016 - 2022 годы.
млрд. кВт·ч
ОЭС Урала
|
2015 факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Потребление электрической энергии ОЭС
|
258,2960
|
259,404
|
260,340
|
262,004
|
263,508
|
265,505
|
266,339
|
267,448
|
Покрытие
|
257,7290
|
259,184
|
261,120
|
258,884
|
259,188
|
262,175
|
264,509
|
265,218
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
4,5778
|
7,770
|
10,340
|
10,370
|
10,300
|
10,540
|
10,510
|
10,840
|
ГЭС
|
6,9064
|
5,081
|
4,966
|
4,966
|
4,966
|
4,966
|
4,966
|
4,966
|
ТЭС
|
246,2436
|
246,243
|
245,612
|
243,243
|
243,217
|
245,922
|
248,286
|
248,665
|
ВИЭ
|
0,0012
|
0,090
|
0,202
|
0,305
|
0,705
|
0,747
|
0,747
|
0,747
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,5670
|
0,220
|
-0,780
|
3,120
|
4,320
|
3,330
|
1,830
|
2,230
|
ЭС Республики Башкортостан
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
26,4380
|
26,563
|
26,727
|
26,843
|
26,991
|
27,188
|
27,260
|
27,360
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
22,0659
|
21,179
|
21,584
|
22,273
|
22,144
|
22,444
|
22,704
|
22,707
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
1,0319
|
0,714
|
0,746
|
0,746
|
0,746
|
0,746
|
0,746
|
0,746
|
ТЭС
|
21,0335
|
20,407
|
20,771
|
21,459
|
21,297
|
21,597
|
21,857
|
21,860
|
ВИЭ
|
0,0005
|
0,058
|
0,067
|
0,067
|
0,101
|
0,101
|
0,101
|
0,101
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
4,3721
|
5,384
|
5,143
|
4,570
|
4,847
|
4,744
|
4,556
|
4,653
|
ЭС Кировской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
7,3750
|
7,397
|
7,383
|
7,393
|
7,399
|
7,427
|
7,409
|
7,429
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
4,7982
|
4,801
|
4,586
|
4,364
|
4,347
|
4,411
|
4,471
|
4,472
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
4,7982
|
4,801
|
4,586
|
4,364
|
4,347
|
4,411
|
4,471
|
4,472
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
2,5768
|
2,596
|
2,797
|
3,029
|
3,053
|
3,016
|
2,938
|
2,957
|
ЭС Курганской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
4,3900
|
4,406
|
4,395
|
4,395
|
4,395
|
4,406
|
4,413
|
4,431
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
3,2679
|
2,815
|
2,588
|
2,361
|
2,336
|
2,361
|
2,378
|
2,380
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
3,2679
|
2,815
|
2,588
|
2,361
|
2,336
|
2,361
|
2,378
|
2,380
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,1221
|
1,591
|
1,807
|
2,034
|
2,059
|
2,045
|
2,035
|
2,051
|
ЭС Оренбургской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
15,6310
|
15,676
|
15,639
|
15,690
|
15,759
|
15,857
|
15,868
|
15,910
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
14,9972
|
16,655
|
15,725
|
14,636
|
14,802
|
14,936
|
14,994
|
14,995
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
0,0459
|
0,047
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
0,075
|
ТЭС
|
14,9506
|
16,576
|
15,514
|
14,348
|
14,225
|
14,317
|
14,375
|
14,376
|
ВИЭ
|
0,0007
|
0,032
|
0,135
|
0,213
|
0,502
|
0,544
|
0,544
|
0,544
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,6338
|
-0,979
|
-0,086
|
1,054
|
0,957
|
0,921
|
0,874
|
0,915
|
ЭС Пермского края
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
23,4280
|
23,623
|
23,800
|
24,049
|
24,296
|
24,598
|
24,728
|
24,965
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
32,0703
|
32,591
|
31,455
|
33,072
|
32,862
|
33,193
|
33,466
|
33,470
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
5,7979
|
4,299
|
4,125
|
4,125
|
4,125
|
4,125
|
4,125
|
4,125
|
ТЭС
|
26,2724
|
28,291
|
27,330
|
28,947
|
28,737
|
29,068
|
29,341
|
29,345
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-8,6423
|
-8,968
|
-7,655
|
-9,023
|
-8,566
|
-8,595
|
-8,738
|
-8,505
|
ЭС Свердловской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
42,9410
|
42,927
|
42,974
|
43,147
|
43,221
|
43,459
|
43,455
|
43,540
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
46,8846
|
49,854
|
50,410
|
48,379
|
48,045
|
48,768
|
49,153
|
49,481
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
4,5778
|
7,770
|
10,340
|
10,370
|
10,300
|
10,540
|
10,510
|
10,840
|
ГЭС
|
0,0307
|
0,021
|
0,019
|
0,019
|
0,019
|
0,019
|
0,019
|
0,019
|
ТЭС
|
42,2761
|
42,063
|
40,051
|
37,990
|
37,726
|
38,209
|
38,624
|
38,622
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-3,9436
|
-6,927
|
-7,436
|
-5,232
|
-4,824
|
-5,309
|
-5,698
|
-5,941
|
ЭС Тюменской области, ЯНАО, ХМАО
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
92,8890
|
93,538
|
94,118
|
95,003
|
95,803
|
96,659
|
97,249
|
97,733
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
102,9312
|
99,730
|
100,130
|
101,060
|
101,930
|
102,830
|
103,650
|
104,010
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
102,9312
|
99,730
|
100,130
|
101,060
|
101,930
|
102,830
|
103,650
|
104,010
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-10,0422
|
-6,192
|
-6,012
|
-6,057
|
-6,127
|
-6,171
|
-6,401
|
-6,277
|
ЭС Удмуртской Республики
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
9,5080
|
9,545
|
9,554
|
9,568
|
9,571
|
9,609
|
9,607
|
9,641
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
4,0774
|
3,975
|
3,788
|
3,539
|
3,517
|
3,582
|
3,641
|
3,642
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
4,0774
|
3,975
|
3,788
|
3,539
|
3,517
|
3,582
|
3,641
|
3,642
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
5,4306
|
5,570
|
5,766
|
6,029
|
6,054
|
6,027
|
5,966
|
5,999
|
ЭС Челябинской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
35,6960
|
35,729
|
35,750
|
35,916
|
36,073
|
36,302
|
36,350
|
36,439
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
26,6363
|
27,586
|
30,853
|
29,201
|
29,205
|
29,648
|
30,052
|
30,061
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
26,6363
|
27,586
|
30,853
|
29,175
|
29,103
|
29,546
|
29,950
|
29,959
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,026
|
0,102
|
0,102
|
0,102
|
0,102
|
||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
9,0597
|
8,143
|
4,897
|
6,715
|
6,868
|
6,654
|
6,298
|
6,378
|
---------------------------------
<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.
Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Сибири с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2016 - 2022 годы.
млрд. кВт·ч
ОЭС Сибири
|
2015 факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Потребление электрической энергии ОЭС
|
203,5250
|
205,705
|
206,904
|
208,005
|
209,045
|
210,247
|
211,051
|
212,049
|
Покрытие
|
201,2075
|
200,855
|
204,574
|
205,685
|
206,725
|
207,927
|
208,731
|
209,729
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
0,0000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
ГЭС
|
88,2740
|
92,690
|
107,377
|
107,377
|
107,377
|
107,377
|
107,377
|
107,377
|
ТЭС
|
112,9271
|
108,152
|
97,152
|
98,209
|
99,060
|
100,172
|
100,976
|
101,974
|
ВИЭ
|
0,0064
|
0,013
|
0,045
|
0,099
|
0,288
|
0,378
|
0,378
|
0,378
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
2,3175
|
4,850
|
2,330
|
2,320
|
2,320
|
2,320
|
2,320
|
2,320
|
ЭС Республики Алтай и Алтайского края
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
10,6820
|
10,686
|
10,688
|
10,702
|
10,715
|
10,755
|
10,757
|
10,764
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
7,4925
|
6,392
|
5,686
|
5,722
|
5,758
|
5,861
|
5,908
|
5,968
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
7,4867
|
6,385
|
5,650
|
5,686
|
5,722
|
5,789
|
5,836
|
5,896
|
ВИЭ
|
0,0058
|
0,007
|
0,036
|
0,036
|
0,036
|
0,072
|
0,072
|
0,072
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
3,1895
|
4,294
|
5,002
|
4,980
|
4,957
|
4,894
|
4,849
|
4,796
|
ЭС Республики Бурятия
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
5,3640
|
5,387
|
5,383
|
5,406
|
5,413
|
5,428
|
5,425
|
5,435
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
5,7459
|
5,247
|
4,822
|
4,859
|
4,983
|
5,038
|
5,064
|
5,098
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
5,7459
|
5,247
|
4,822
|
4,841
|
4,857
|
4,912
|
4,938
|
4,972
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,018
|
0,126
|
0,126
|
0,126
|
0,126
|
||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-0,3819
|
0,140
|
0,561
|
0,547
|
0,430
|
0,390
|
0,361
|
0,337
|
ЭС Иркутской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
52,4670
|
52,664
|
52,740
|
53,143
|
53,737
|
54,169
|
54,447
|
54,673
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
47,9509
|
49,443
|
56,744
|
56,790
|
56,867
|
56,921
|
56,986
|
57,056
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
35,9229
|
38,242
|
46,360
|
46,360
|
46,360
|
46,360
|
46,360
|
46,360
|
ТЭС
|
12,0280
|
11,202
|
10,384
|
10,430
|
10,480
|
10,534
|
10,599
|
10,669
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
0,027
|
|||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
4,5161
|
3,221
|
-4,004
|
-3,647
|
-3,130
|
-2,752
|
-2,539
|
-2,383
|
ЭС Красноярского края
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
42,9940
|
44,675
|
45,945
|
46,278
|
46,409
|
46,723
|
47,081
|
47,521
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
58,8328
|
63,088
|
64,423
|
65,095
|
65,498
|
65,797
|
66,006
|
66,273
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
29,6326
|
31,898
|
35,990
|
35,990
|
35,990
|
35,990
|
35,990
|
35,990
|
ТЭС
|
29,2002
|
31,189
|
28,433
|
29,105
|
29,508
|
29,807
|
30,016
|
30,283
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-15,8388
|
-18,413
|
-18,478
|
-18,817
|
-19,089
|
-19,074
|
-18,925
|
-18,752
|
ЭС Кемеровской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
31,7800
|
31,810
|
31,521
|
31,616
|
31,634
|
31,698
|
31,803
|
31,926
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
25,6928
|
21,725
|
19,324
|
19,449
|
19,584
|
19,834
|
20,011
|
20,231
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
25,6928
|
21,725
|
19,324
|
19,449
|
19,584
|
19,834
|
20,011
|
20,231
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
6,0872
|
10,085
|
12,197
|
12,167
|
12,050
|
11,864
|
11,792
|
11,695
|
ЭС Новосибирской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
15,6300
|
15,723
|
15,802
|
15,863
|
15,915
|
15,997
|
16,035
|
16,102
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
14,1157
|
13,564
|
12,321
|
12,334
|
12,379
|
12,480
|
12,552
|
12,644
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
2,0925
|
1,950
|
1,687
|
1,687
|
1,687
|
1,687
|
1,687
|
1,687
|
ТЭС
|
12,0232
|
11,615
|
10,634
|
10,647
|
10,692
|
10,794
|
10,866
|
10,958
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,5143
|
2,159
|
3,481
|
3,529
|
3,536
|
3,517
|
3,483
|
3,458
|
ЭС Омской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
10,8810
|
10,925
|
10,938
|
10,976
|
11,011
|
11,061
|
11,069
|
11,120
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
7,1946
|
6,867
|
5,657
|
5,734
|
5,806
|
5,977
|
6,061
|
6,166
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
7,1946
|
6,867
|
5,657
|
5,716
|
5,788
|
5,905
|
5,989
|
6,094
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,018
|
0,018
|
0,072
|
0,072
|
0,072
|
||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
3,6864
|
4,058
|
5,281
|
5,242
|
5,205
|
5,084
|
5,008
|
4,954
|
ЭС Республики Тыва
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
0,7770
|
0,801
|
0,823
|
0,876
|
0,994
|
1,089
|
1,093
|
1,097
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
0,0364
|
0,043
|
0,040
|
0,040
|
0,041
|
0,041
|
0,041
|
0,041
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
0,0364
|
0,043
|
0,040
|
0,040
|
0,041
|
0,041
|
0,041
|
0,041
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,7406
|
0,758
|
0,783
|
0,836
|
0,953
|
1,048
|
1,052
|
1,056
|
ЭС Томской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
8,5520
|
8,596
|
8,612
|
8,625
|
8,643
|
8,666
|
8,676
|
8,701
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
3,7585
|
4,620
|
3,923
|
3,957
|
3,998
|
4,064
|
4,112
|
4,172
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
3,7585
|
4,620
|
3,923
|
3,957
|
3,998
|
4,064
|
4,112
|
4,172
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
4,7935
|
3,976
|
4,689
|
4,668
|
4,645
|
4,602
|
4,564
|
4,529
|
ЭС Республики Хакасская
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
16,6450
|
16,643
|
16,638
|
16,643
|
16,648
|
16,682
|
16,681
|
16,701
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
23,1629
|
22,620
|
25,168
|
25,179
|
25,189
|
25,209
|
25,228
|
25,246
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
20,6260
|
20,600
|
23,340
|
23,340
|
23,340
|
23,340
|
23,340
|
23,340
|
ТЭС
|
2,5363
|
2,013
|
1,819
|
1,829
|
1,840
|
1,860
|
1,878
|
1,897
|
ВИЭ
|
0,0006
|
0,006
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-6,5179
|
-5,977
|
-8,530
|
-8,536
|
-8,541
|
-8,527
|
-8,547
|
-8,545
|
ЭС Забайкальского края
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
7,7530
|
7,795
|
7,814
|
7,877
|
7,926
|
7,979
|
7,984
|
8,009
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
7,2245
|
7,246
|
6,467
|
6,526
|
6,623
|
6,704
|
6,761
|
6,833
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
7,2245
|
7,246
|
6,467
|
6,508
|
6,551
|
6,632
|
6,689
|
6,761
|
ВИЭ
|
0,000
|
0,018
|
0,072
|
0,072
|
0,072
|
0,072
|
||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,5285
|
0,549
|
1,347
|
1,351
|
1,303
|
1,275
|
1,223
|
1,176
|
---------------------------------
<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.
Региональная структура перспективных балансов электрической энергии ОЭС Востока с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2016 - 2022 годы.
млрд. кВт·ч
ОЭС Востока
|
2015 факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
ПОТРЕБНОСТЬ:
|
||||||||
Потребление электрической энергии ОЭС
|
32,2230
|
32,358
|
38,363
|
39,289
|
40,062
|
40,385
|
42,265
|
42,504
|
Покрытие
|
35,7642
|
35,358
|
41,663
|
42,589
|
43,362
|
43,685
|
45,565
|
45,804
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
0,0000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
ГЭС
|
10,1110
|
10,340
|
15,530
|
16,480
|
16,480
|
16,480
|
16,480
|
16,480
|
ТЭС
|
25,6532
|
25,018
|
26,133
|
26,109
|
26,882
|
27,205
|
29,085
|
29,324
|
ВИЭ
|
0,0000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-3,5412
|
-3,000
|
-3,300
|
-3,300
|
-3,300
|
-3,300
|
-3,300
|
-3,300
|
ЭС Амурской области
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
8,0690
|
8,095
|
8,127
|
8,202
|
8,317
|
8,405
|
8,414
|
8,445
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
12,0812
|
12,881
|
14,388
|
15,295
|
15,303
|
15,316
|
15,393
|
15,420
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
10,1110
|
10,340
|
11,950
|
12,900
|
12,900
|
12,900
|
12,900
|
12,900
|
ТЭС
|
1,9702
|
2,541
|
2,438
|
2,395
|
2,403
|
2,416
|
2,493
|
2,520
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-4,0122
|
-4,786
|
-6,261
|
-7,093
|
-6,986
|
-6,911
|
-6,979
|
-6,975
|
ЭС Хабаровского края и ЕАО
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
9,6530
|
9,731
|
9,773
|
9,872
|
9,985
|
10,071
|
10,065
|
10,095
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
8,9467
|
8,200
|
7,960
|
8,211
|
8,196
|
8,254
|
8,537
|
8,609
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
8,9467
|
8,200
|
7,960
|
8,211
|
8,196
|
8,254
|
8,537
|
8,609
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
0,7063
|
1,531
|
1,813
|
1,661
|
1,789
|
1,817
|
1,528
|
1,486
|
ЭС Приморского края
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
12,7780
|
12,797
|
13,020
|
13,433
|
13,836
|
13,939
|
15,790
|
15,968
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
11,5052
|
11,184
|
11,053
|
10,861
|
11,655
|
11,879
|
13,267
|
13,379
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
||||||||
ТЭС
|
11,5052
|
11,184
|
11,053
|
10,861
|
11,655
|
11,879
|
13,267
|
13,379
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
1,2728
|
1,613
|
1,967
|
2,572
|
2,181
|
2,060
|
2,523
|
2,589
|
ЭС Республики Саха (Якутия)
|
||||||||
Потребность (потребление электрической энергии)
|
1,7220
|
1,735
|
7,443
|
7,782
|
7,924
|
7,970
|
7,996
|
7,996
|
Покрытие (производство электрической энергии)
|
3,2311
|
3,092
|
8,262
|
8,222
|
8,207
|
8,236
|
8,368
|
8,397
|
в том числе:
|
||||||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
3,580
|
3,580
|
3,580
|
3,580
|
3,580
|
3,580
|
||
ТЭС
|
3,2311
|
3,092
|
4,682
|
4,642
|
4,627
|
4,656
|
4,788
|
4,817
|
ВИЭ
|
||||||||
Сальдо перетоков электрической энергии <*>
|
-1,5091
|
-1,357
|
-0,819
|
-0,440
|
-0,283
|
-0,266
|
-0,372
|
-0,401
|
---------------------------------
<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой.
<*> С 2017 года учитывается присоединение к Южному энергорайону Республики Саха (Якутия) Центрального и Западного энергорайонов.
Приложение N 15
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
ВВОДЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ И ВЫШЕ
ЗА ПЕРИОД 2016 - 2022 ГОДОВ ОЭС СЕВЕРО-ЗАПАДА
N
|
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
|
Энергосистема
|
Год ввода объекта
|
Технические характеристики объектов проекта ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)
|
Организация, ответственная за реализацию проекта
|
Основное назначение объекта
|
||||||||||||||||||||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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
|
|||||||
Для выдачи мощности электростанций
|
||||||||||||||||||||||||||||||
АЭС
|
||||||||||||||||||||||||||||||
750 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
1
|
ШР 750 кВ на ПС 750 кВ Ленинградская
|
Ленинградская
|
2017
|
330 Мвар
|
330
|
0
|
0
|
330
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение выдачи мощности блока N 1 Ленинградской АЭС-2 (1 x 1170 МВт)
|
||||||||||||||||||||
2
|
Установка АТ 750/330 кВ на ПС 750 кВ Копорская
|
2019
|
1000 МВА
|
1000
|
0
|
1000
|
0
|
ГК "Росатом"
|
Обеспечение выдачи мощности блока N 2 и N 3 Ленинградской АЭС-2 (1 x 1170 МВт) (технические решения подлежат уточнению)
|
|||||||||||||||||||||
3
|
Установка АТ 750/330 кВ в ОРУ 750 кВ ЛАЭС
|
1000 МВА
|
1000
|
0
|
1000
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
4
|
Заходы существующей ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС - Ленинградская на ПС 750 кВ Копорская
|
2 x 4,5 км
|
9,0
|
9,0
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
|||||||||||||||||||||||
5
|
ВЛ 750 кВ ПС Копорская - ЛАЭС
|
5,1
|
5,1
|
5,1
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
|||||||||||||||||||||||
6
|
Установка второго АТ 750/330 кВ на ПС 750 кВ Копорская
|
2019
|
1000 МВА
|
1000
|
0
|
1000
|
0
|
ГК "Росатом"
|
||||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
7
|
ВЛ 330 кВ Копорская - Гатчинская
|
Ленинградская
|
2016
|
94,6 км
|
94,6
|
94,6
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение выдачи мощности блока N 1 Ленинградской АЭС-2 (1 x 1170 МВт)
|
||||||||||||||||||||
8
|
ВЛ 330 кВ Копорская - Кингисеппская
|
2016
|
82,1 км
|
82,1
|
82,1
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
||||||||||||||||||||||
9
|
Заходы ВЛ 330 кВ Ленинградская - Балти на ПС Кингисеппская
|
2016
|
2 x 0,5 км
|
1
|
1
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
||||||||||||||||||||||
10
|
КВЛ 330 кВ Копорская - Пулковская - Южная
|
2017
|
ВЛ 90 км, КЛ 25 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
|
330
|
0
|
0
|
0
|
14,1
|
3000
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
14
|
3000
|
330
|
||||||
Итого по 330 кВ для выдачи мощности АЭС
|
177,7
|
0,0
|
0,0
|
115,0
|
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
|
292,7
|
0,0
|
250,0
|
||||||
ГЭС
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
11
|
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
|
0
|
0
|
0
|
32
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
32
|
0
|
0
|
||||||
ТЭС
|
||||||||||||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
11
|
Двухцепные заходы ВЛ 330 кВ Ленинградская - Колпино I цепь на ОРУ 330 кВ Киришской ГРЭС
|
Ленинградская
|
2022
|
2 x 95 км
|
190
|
190
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Для усиления выдачи мощности Киришской ГРЭС при ее расширении блоком ПГУ-800
|
||||||||||||||||||||
12
|
ВЛ 330 кВ Прегольская ТЭС - Северная
|
Калининградская
|
2018
|
41 км
|
41
|
41
|
0
|
0
|
ООО "Калининградская генерация"
|
Обеспечение выдачи мощности Прегольской ТЭС (4 x 114 МВт)
|
||||||||||||||||||||
13
|
Заходы ВЛ 330 кВ Центральная - Советск-330 на РУ 330 кВ Прегольской ТЭС
|
2018
|
2 x 4,5 км
|
9
|
9
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
Итого по 330 кВ для выдачи мощности ТЭС
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
50
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
190
|
0
|
0
|
240
|
0
|
0
|
||||||
Итого по 750 кВ для выдачи мощности электростанций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
330
|
0
|
0
|
0
|
14
|
3000
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
14
|
3000
|
330
|
||||||
Итого по 330 кВ для выдачи мощности электростанций
|
177,7
|
0
|
0
|
115,0
|
0
|
250
|
50,0
|
0
|
0
|
0,0
|
0
|
0
|
0,0
|
0
|
0
|
0,0
|
0
|
0
|
190,0
|
0
|
0
|
532,7
|
0
|
250
|
||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности электростанций
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
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
|
32,0
|
0,0
|
0,0
|
||||||
Межсистемные линии электропередачи
|
||||||||||||||||||||||||||||||
750 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
14
|
ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская
|
Ленинградская Новгородская 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
|
||||||||||||||||||||||||||||||
15
|
ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино
|
Псковская Смоленская
|
2017
|
271,5 км
|
271,5
|
271,5
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
|
||||||||||||||||||||
Итого по межсистемным объектам 750 кВ
|
0
|
0
|
0
|
450
|
0
|
660
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
450
|
0
|
660
|
||||||
Итого по межсистемным объектам 330 кВ
|
0
|
0
|
0
|
271,5
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
271,5
|
0
|
0
|
||||||
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
||||||||||||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
16
|
ПС 330 кВ Ручей
|
Новгородская
|
2022
|
2 x 125 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
|
2017
|
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
|
0
|
200
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
2
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
2
|
250
|
0
|
4
|
850
|
0
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и повышение 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"
|
Повышение 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"
|
Повышение 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"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Карелия и Мурманской области
|
||||||||||||||||||||
22
|
Установка АТ-3 330/110 кВ 200 МВА на ПС 330 кВ Центральная
|
Ленинградская
|
2019
|
200 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения ПС 110 кВ Московская-Товарная ОАО "СПбЭС"
|
||||||||||||||||||||
23
|
ПС 330 кВ Ломоносовская
|
Ленинградская
|
2017
|
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 10 км
|
20
|
20
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
24
|
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
|
||||||||||||||||||||
25
|
ПС 330 кВ Мурманская
|
Мурманской области
|
2017, 2018
|
2 x 250 МВА
|
250
|
250
|
0
|
500
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение 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
|
|||||||||||||||||||||||||
26
|
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
|
2020
|
4,15 км
|
4,15
|
4
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Предотвращение ограничения потребителей северной части Мурманской области при аварийном отключении одноцепных ВЛ 330 кВ Мончегорск - Оленегорск или Оленегорск - Выходной.
|
||||||||||||||||||||
27
|
ВЛ 330 кВ Лужская - Псков
|
Псковская область
|
2017
|
150 км
|
150
|
150
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение пропускной способности электрических сетей Псковской ЭС
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
28
|
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 и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0
|
0
|
0
|
178
|
650
|
0
|
0
|
450
|
0
|
298
|
200
|
280
|
562
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1039
|
1300
|
280
|
||||||
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
294,3
|
0
|
75
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
294,3
|
0
|
75
|
||||||
Объекты реконструкции и реновации с увеличением трансформаторной мощности
|
||||||||||||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
29
|
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
|
||||||||||||||||||||||||||||||
30
|
ПС 220 кВ Сортавальская
|
Республики Карелия
|
2019
|
БСК 30 Мвар
|
30
|
0
|
0
|
30
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение допустимых уровней напряжения в сети 110 - 220 кВ в послеаварийных режимах при отключении ВЛ 220 кВ Суоярви - Ляскеля и Ляскеля - Сортавала
|
||||||||||||||||||||
31
|
ПС 220 кВ Пикалевская
|
Ленинградская
|
2018
|
1 x 125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Ленинградской энергосистемы
|
||||||||||||||||||||
32
|
ПС 220 кВ Древлянка
|
Республика Карелия
|
2022
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
Инвестор
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Республики Карелия
|
||||||||||||||||||||
Итого по объектам реновации 330 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
200
|
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
|
30
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
400
|
0
|
0
|
525
|
30
|
||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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.
|
177,7
|
0
|
0
|
1014,9
|
850
|
1240
|
344,3
|
575
|
75
|
344,1
|
3400
|
310
|
564,2
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
192
|
650
|
0
|
2637,2
|
5875
|
1625
|
||||||
по 750 кВ
|
0
|
0
|
0
|
450,0
|
0
|
990
|
0
|
0
|
0
|
14,1
|
3000
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
464,1
|
3000
|
990
|
||||||
по 330 кВ
|
177,7
|
0
|
0
|
564,9
|
850
|
250
|
50,0
|
450
|
0
|
298,0
|
400
|
280
|
564,2
|
400
|
0
|
0,0
|
0
|
0
|
192,0
|
250
|
0
|
1846,8
|
2350
|
530
|
||||||
по 220 кВ
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
294,3
|
125,0
|
75,0
|
32,0
|
0,0
|
30,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
400,0
|
0,0
|
326,3
|
525,0
|
105,0
|
ВВОДЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ И ВЫШЕ
ЗА ПЕРИОД 2016 - 2022 ГОДОВ 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
|
||||||||||||||||||||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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 и 220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
1
|
ВЛ 220 кВ Донская - Бутурлиновка с ПС 220 кВ Бутурлиновка
|
Воронежская
|
2018
|
125 км, 125 МВА
|
125
|
125
|
125
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение выдачи мощности блока N 2 (1150 МВт) Нововоронежской АЭС-2
|
|||||||||||||||||||
2
|
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
|
||||||||||||||||||||
3
|
Реконструкция ВЛ 220 кВ Ярославская - Тутаев, ВЛ 220 кВ Ярославская - Тверицкая. Заходы на Ярославскую ТЭС (Хуадянь-Тенинскую ТЭЦ)
|
Ярославская
|
2016
|
12 км, 2 x 23 км
|
58
|
58
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение выдачи мощности Ярославской ТЭС (Хуадянь-Тенинской ТЭС, 450 МВт)
|
||||||||||||||||||||
Итого по 500 кВ для выдачи мощности АЭС
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
92
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
92
|
0
|
0
|
||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности АЭС
|
58
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
125
|
125
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
183
|
125
|
0
|
||||||
Итого по 500 кВ для выдачи мощности электростанций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
92
|
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
|
58
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
125
|
125
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
183
|
125
|
0
|
||||||
Межсистемные линии электропередачи
|
||||||||||||||||||||||||||||||
750 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
4
|
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 и компенсационное мероприятия при отделении энергосистем стран Балтии от ЕЭС России
|
||||||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
5
|
ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино (объемы учтены в ОЭС Северо-Запада)
|
Псковская, Смоленская
|
2017
|
271,5 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
|
||||||||||||||||||||||||||||||
6
|
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
|
||||||||||||||||||||
7
|
Строительство ПС 500 кВ Белобережская с заходами ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая
|
Брянская
|
2016
|
2 x 501 МВА, ВЛ 500 кВ - 3,15 км
|
3,15
|
1002
|
3,15
|
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
|
ВЛ 220 кВ - 104 км, КЛ 220 кВ 0,35 км
|
104,4
|
104,35
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
8
|
ПС 500 кВ Обнинская с ВЛ 500 кВ Калужская - Обнинская
|
Калужская
|
2019
|
501 МВА, 200 МВА 14,2 км
|
14,2
|
701
|
14,2
|
701
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей в северной части Калужской области (Индустриальный парк Ворсино и др.).
|
|||||||||||||||||||
9
|
две ВЛ 220 кВ Обнинск - Созвездие
|
2019
|
2 x 20 км
|
40
|
40
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
10
|
Установка третьего АТ 330/110 кВ на ПС 330 кВ Губкин
|
Белгородская
|
2017
|
200 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение пропускной способности автотрансформаторов 330/110 кВ ПС 330 кВ Губкин при демонтаже ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин в рамках комплексной реконструкции ПС 330 кВ Губкин
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
11
|
ВЛ 220 кВ Правобережная - Борино (Сокол)
|
Липецкая
|
2021
|
12 км
|
12
|
12
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей г. Липецка
|
||||||||||||||||||||
12
|
Строительство заходов двух цепей ВЛ 220 кВ Липецкая - Металлургическая на ПС 220 кВ Казинка
|
Липецкая
|
2016
|
4 x 1 км
|
4
|
4
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"
|
||||||||||||||||||||
13
|
ПС 220 кВ Казинка
|
Липецкая
|
2016
|
2 x 250 МВА
|
500
|
0
|
500
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||
14
|
Строительство ПС 220 кВ Сталь с сооружение ЛЭП 220 кВ Металлургическая - Сталь I, II цепь
|
Тульская
|
2017
|
1 x 63 МВА
2 x 80/125 МВА
2 x 3 км
|
6
|
263
|
6
|
263
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "Тулачермет-Сталь"
|
|||||||||||||||||||
15
|
Расширение ПС 220 кВ Машзавод с установкой второго АТ 220/110/10 кВ
|
Брянская
|
2018
|
125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей Брянской области
|
||||||||||||||||||||
16
|
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
|
||||||||||||||||||||
17
|
Строительство заходов ВЛ 220 кВ Мирная - Метзавод (Кедрово) на ПС 220 кВ Созвездие
|
2016
|
1,25 км
2,48 км
|
3,73
|
3,73
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
||||||||||||||||||||||
18
|
Установка трансформатора 220/35 кВ на ПС 220 кВ Метзавод
|
Калужская
|
2021
|
1 x 180 МВА
|
180
|
0
|
180
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "НЛМК - Калуга"
|
||||||||||||||||||||
Итого по 500 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
3,15
|
1002
|
0
|
0
|
250
|
0
|
0
|
0
|
0
|
14,2
|
701
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
17,35
|
1953
|
0
|
||||||
Итого по 330 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
0
|
0
|
0
|
0
|
200
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
200
|
0
|
||||||
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
112,1
|
500
|
0
|
6
|
513
|
0
|
0
|
125
|
0
|
40
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
12
|
180
|
0
|
0
|
0
|
0
|
170,08
|
1318
|
0
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
19
|
ВЛ 500 кВ Дорохово - Обнинск (объемы учтены в Московской энергосистеме)
|
Московская, Калужская
|
2022
|
110 км
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Московской и Калужской областей
|
||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
20
|
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 500 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения 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
|
||||||
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
140
|
0
|
0
|
140
|
0
|
0
|
||||||
Объекты реконструкции и реновации с увеличением трансформаторной мощности
|
||||||||||||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
21
|
ПС 330 кВ Белгород
|
Белгородская
|
2019
|
2 x 250 МВА
|
500
|
0
|
500
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
22
|
ПС 220 кВ Латная, замена АТ-2
|
Воронежская
|
2017
|
200 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
23
|
Модернизация ГПП-5А, замена ТР 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА
|
Вологодская
|
2016
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
АО "ФосАгро-Череповец"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
24
|
Реконструкция ПС 220 кВ Пост-474-тяговая с установкой Т2
|
Воронежская
|
2017
|
40 МВА
|
40
|
0
|
40
|
0
|
ОАО "РЖД"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
25
|
ПС 220/110 кВ Районная (г. Владимир) замена 2 x АТ 125 МВА
|
Владимирская
|
2016
|
250 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
26
|
ПС 220 кВ Брянская
|
Брянская
|
2021
|
2 x 250 МВА
|
500
|
0
|
500
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
27
|
ПС 220 кВ Правобережная
|
Липецкая
|
2020
|
2 x 150 МВА
|
300
|
0
|
300
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
28
|
ПС 220 кВ Ямская
|
Рязанская
|
2022
|
2 x 250 + 2 x 40
|
580
|
0
|
580
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
29
|
ПС 220 кВ Северная (Тула)
|
Тульская
|
2022
|
200 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
30
|
ПС 220 кВ Орловская Районная
|
Орловская
|
2020
|
2 x 125 (один из них существующий) + 2 x 40 МВА + 2 x 26 Мвар
|
205
|
52
|
0
|
205
|
52
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
|||||||||||||||||||
31
|
ПС 220 кВ Южная (Воронеж)
|
Воронежская
|
2022
|
2 x 250 + 2 x 40 + 10 МВ
54,5 Мвар
|
590
|
54,5
|
0
|
590
|
54,5
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
|||||||||||||||||||
Итого по объектам реновации 330 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
500
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
500
|
0
|
||||||
Итого по объектам реновации 220 кВ
|
0
|
376
|
0
|
0
|
240
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
505
|
52
|
0
|
500
|
0
|
0
|
1370
|
54,5
|
0
|
2991
|
106,5
|
||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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.
|
173,23
|
1878
|
0
|
6
|
1203
|
0
|
217
|
250
|
0
|
54,2
|
1201
|
0
|
0
|
505
|
52
|
12
|
680
|
0
|
140
|
1370
|
54,5
|
602,43
|
7087
|
106,5
|
||||||
по 500 кВ
|
3,15
|
1002
|
0
|
0
|
250
|
0
|
92
|
0
|
0
|
14,2
|
701
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
109,35
|
1953
|
0
|
||||||
по 330 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
200
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
500
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
700
|
0
|
||||||
по 220 кВ
|
170,08
|
876
|
0
|
6
|
753
|
0
|
125
|
250
|
0
|
40
|
0
|
0
|
0
|
505
|
52
|
12
|
680
|
0
|
140
|
1370
|
54,5
|
493,08
|
4434
|
106,5
|
ВВОДЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ И ВЫШЕ
ЗА ПЕРИОД 2016 - 2022 ГОДОВ МОСКОВСКАЯ ЭС
N
|
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
|
Энергосистема
|
Год ввода объекта
|
Технические характеристики объектов проекта
|
Организация, ответственная за реализацию проекта
|
Основное назначение объекта
|
||||||||||||||||||||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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
|
2016
|
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
|
2016
|
2 x 1 км
|
2
|
2
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
перевод ПС 220 кВ Ярцево на 500 кВ и установка АТГ 500/220 кВ
|
Московская
|
2016
|
2 x 501 МВА
|
1002
|
0
|
1002
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
Итого по 500 кВ для выдачи мощности ГАЭС
|
62
|
1002
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
62
|
1002
|
0
|
||||||
ТЭС
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
2
|
Сооружение кабельных заходов КВЛ 220 кВ ТЭЦ-23 - Руднево и ВЛ 220 кВ Руднево - Восточная на ГТЭС Городецкая (Кожухово)
|
Московская
|
2017
|
4 x 1 км
|
4
|
4
|
0
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Обеспечение выдачи мощности ГТЭС Городецкая г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности ТЭС
|
0
|
0
|
0
|
4
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
4
|
0
|
0
|
||||||
Итого по 500 кВ для выдачи мощности электростанций
|
62
|
1002
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
62
|
1002
|
0
|
||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности электростанций
|
0
|
0
|
0
|
4
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
4
|
0
|
0
|
||||||
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
3
|
Вторая цепь транзита 220 кВ Очаково - Говорово - Чоботы
|
Московская
|
2016 (2017)
|
КЛ 220 кВ
4 x 1,1 км ВЛ
220 кВ
15,6 км
|
20
|
20
|
0
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей районов Солнцево, Переделкино г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
4
|
КЛ 220 кВ Красносельская - Кожевническая N 1 и N 2
|
Московская
|
2016
|
2 x 11,5 км
|
23
|
23
|
0
|
0
|
АО "Энергокомплекс"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей ЦАО г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
5
|
ПС 220 кВ Котловка с сооружением заходов КВЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Коньково
|
Московская
|
2016
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
АО "Энергокомплекс"
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
2 x 4,5 км
|
9
|
9
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
Заход КВЛ 220 кВ ТЭЦ-20 - Академическая на ПС 220 кВ Котловка
|
2017
|
2 x 4,5 км
|
9
|
9
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
6
|
ПС 220/10 кВ Братовщина с двумя ВЛ 220 кВ Трубино - Братовщина I и II цепь
|
Московская
|
2016
|
3 x 100 МВА
|
300
|
0
|
300
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
2 x 10 км
|
20
|
20
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
7
|
ПС 220/20 кВ Назарьево
|
Московская
|
2016
|
2 x 100 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "АкваСтройТЭК"
|
||||||||||||||||||||
8
|
Строительство заходов от ВЛ 220 кВ Радищево - Луч и ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево на ПС 220 кВ Назарьево
|
Московская
|
2016
|
4 x 1 км
|
4
|
4
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "АкваСтройТЭК"
|
||||||||||||||||||||
9
|
ПС 220/20/10 кВ Белорусская
|
Московская
|
2017
|
2 x 100 МВА
2 x 80 МВА
|
360
|
0
|
360
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
10
|
КЛ 220 кВ Магистральная - Белорусская N 1 и N 2
|
Московская
|
2017
|
2 x 5,1 км
|
10,2
|
10,2
|
0
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
11
|
ПС 220 кВ Ступино с заходами ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Пахра
|
Московская
|
2017
|
2 x 100 МВА
7,65 км
|
7,65
|
200
|
7,65
|
200
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения электроустановок ООО "Квинтекс"
|
|||||||||||||||||||
12
|
Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Битца с переводом на напряжение 220 кВ
|
Московская
|
2017
|
2 x 200 МВА
2 x 100 МВА
|
600
|
0
|
600
|
0
|
АО "ОЭК"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
13
|
Сооружение КЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Битца N 1, N 2
|
Московская
|
2017
|
2 x 8,5 км
|
8,5
|
8,5
|
0
|
0
|
АО "ОЭК"
|
Присоединение ПС 220 кВ Битца к электрическим сетям энергосистемы г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
14
|
ПС 220 кВ Ершово с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Дорохово - Слобода
|
Московская
|
2017
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
2 x 1 км
|
2
|
2
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
15
|
ПС 220/110 кВ Хованская (Город 101)
|
Московская
|
2017
|
2 x 250 МВА
2 x 100 МВА
|
700
|
0
|
700
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей присоединенных территорий г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
16
|
ЛЭП 220 кВ Лесная - Хованская I и II цепь
|
Московская
|
2017
|
2 x 10,1 км
|
20,2
|
20,2
|
0
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Подключение ПС 220/110 кВ Хованская к электрической сети
|
||||||||||||||||||||
17
|
ПС 220/20 кВ Архангельская с заходами КВЛ 220 кВ Очаково - Красногорская
|
Московская
|
2018
|
2 x 100 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Рублево-Архангельское".
|
||||||||||||||||||||
2 x 1 км
|
2
|
2
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
18
|
ПС 220 кВ Филимоново (Н. Подъячево) с заходом ВЛ 220 кВ Радищево - Шуколово
|
Московская
|
2018
|
2 x 200 МВА
2 x 2,5 км
|
5
|
400
|
5
|
400
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
|||||||||||||||||||
19
|
ПС 220 кВ Тютчево (Н. Пушкино) с заходами ВЛ 220 кВ Новософрино - Уча
|
Московская
|
2018
|
2 x 200 МВА
10 км
|
10
|
400
|
10
|
400
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Для снятия перегрузок и поддержания напряжения, а также для обеспечения возможности подключения новых потребителей Московской области
|
|||||||||||||||||||
20
|
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
|
||||||||||||||||||||
21
|
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 потребителей ЦАО г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
22
|
ПС 220/110 кВ Филиппово (Н. Марьино) со строительством заходов ЛЭП 220 кВ Лесная - Хованская
|
Московская
|
2021
|
2 x 100 МВА
|
700
|
0
|
700
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей новых территорий г. Москвы
|
||||||||||||||||||||
4 x 1 км
|
4
|
4
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
23
|
ПС 220/20 кВ Саларьево со строительством заходов КЛ 220 кВ Никулино - Хованская N 1, N 2 <*>
|
Московская
|
2020 - 2021
|
2 x 100 МВА
4 x 2 км
|
8
|
200
|
8
|
200
|
0
|
ЗАО "Синтез Групп"
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей новых территорий г. Москвы г. Москвы
|
|||||||||||||||||||
24
|
ПС 220/20 кВ Софьино со строительством заходов ВЛ 220 кВ Кедрово - Лесная <*>
|
Московская
|
2021
|
2 x 100 МВА
2 x 6 км
|
12
|
200
|
12
|
200
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей новых территорий г. Москвы г. Москвы
|
|||||||||||||||||||
25
|
ПС 220/110 кВ Вороново (перевод ПС 110 кВ Вороново) со строительством ЛЭП 220 кВ Софьино - Вороново I и II цепь <*>
|
Московская
|
2021 - 2022
|
2 x 250 МВА
2 x 100 МВА
2 x 24 км
|
48
|
200
|
48
|
200
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей новых территорий г. Москвы г. Москвы
|
|||||||||||||||||||
26
|
ПС 220/110/10 кВ Саввинская с заходами ВЛ 220 кВ Слобода - Дорохово 1,2
|
Московская
|
2021
|
2 x 250 МВА
4 x 0,2 км
|
0,8
|
500
|
0,8
|
500
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Обеспечение возможности присоединения новых потребителей и повышение надежности электроснабжения потребителей г.о. Звенигород.
|
|||||||||||||||||||
27
|
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"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Московской области
|
||||||||||||||||||||
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
76,0
|
900,0
|
0,0
|
57,6
|
2260,0
|
0,0
|
17,0
|
1000,0
|
0,0
|
30,0
|
0,0
|
0,0
|
10,0
|
0,0
|
0,0
|
24,8
|
1600,0
|
0,0
|
78,0
|
200,0
|
0,0
|
293,4
|
5960,0
|
0,0
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
28
|
Сооружение заходов ВЛ 220 кВ ЦАГИ - Руднево и Ногинск - Руднево на ПС 500/220 кВ Каскадная
|
Московская
|
2016
|
4 x 0,286 км
|
1,14
|
1,14
|
0
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Для электроснабжения потребителей Московской области, обеспечение возможности подключения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
29
|
ВЛ 500 кВ Дорохово - Обнинск
|
Московская Калужская
|
2022
|
110 км
|
110
|
110
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Калужской и Московской областей.
|
||||||||||||||||||||
30
|
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
|
2016 - 2017
|
2 x 500 МВА
|
1000
|
0
|
1000
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Московской области
|
||||||||||||||||||||
2 x 250 МВА
2 x 100 МВА
|
700
|
0
|
700
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
31
|
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"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей г. Москвы и Московской области
|
||||||||||||||||||||
4 x 250 МВА
2 x 100 МВА
|
1200
|
0
|
1200
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
32
|
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"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Московской области
|
||||||||||||||||||||
4 x 250 МВА
2 x 100 МВА
|
1200
|
0
|
1200
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
33
|
Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Пахра (2 АТ 500/220 кВ; 2 АТ 220/110 кВ; 2 Т 220/10 кВ)
|
Московская
|
2019 - 2020
|
2 x 500 МВА
|
1000
|
0
|
1000
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей г. Москвы и Московской области
|
||||||||||||||||||||
2 x 250 МВА
2 x 100 МВА
|
700
|
0
|
700
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
34
|
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"
|
Для включения ПС 220/110 кВ Бутово и для выдачи мощности ТЭЦ-26.
|
||||||||||||||||||||
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
|
110
|
0
|
0
|
110,0
|
4000,0
|
0
|
||||||
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
1
|
0
|
0
|
0
|
1900
|
0
|
3
|
1200
|
0
|
0
|
700
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
4
|
3800
|
0
|
||||||
Объекты реконструкции и реновации с увеличением трансформаторной мощности
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
35
|
ПС 110 кВ Бабушкин (перевод на 220 кВ)
|
Московская
|
2016
|
4 x 63 МВА
|
252
|
0
|
252
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
36
|
ПС 220 кВ Ока, замена АТ 220/110 кВ
|
Московская
|
2016
|
2 x 200 + 2 x 63 МВА
|
526
|
0
|
526
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
37
|
ПС 220 кВ Центральная
|
Московская
|
2016
|
2 x 80 МВА (один введен в 2015)
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
38
|
ПС 220 кВ Свиблово, замена АТ 220/110 кВ
|
Московская
|
2017
|
2 x 250 МВА
|
500
|
0
|
500
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
39
|
ПС 220 кВ Гольяново, замена трансформаторов
|
Московская
|
2017
|
2 x 100 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
40
|
ПС 220/110/10 кВ Пресня, установка дополнительно двух Т 220/20 кВ
|
Московская
|
2017
|
2 x 100 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
41
|
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 ЗАО "Рублево-Архангельское".
|
||||||||||||||||||||
42
|
ПС 220 кВ Темпы, замена АТ 220/110 кВ
|
Московская
|
2019
|
2 x 200 + 2 x 40 МВА
|
480
|
0
|
480
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
43
|
ПС 220 кВ Чертаново
|
Московская
|
2019
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
44
|
ПС 220 кВ Луч, замена АТ 220/110 кВ
|
Московская
|
2020
|
2 x 200 + 2 x 125 + 2 x 25 МВА
|
700
|
0
|
700
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
45
|
Реконструкция ПС 220/10 кВ Владыкино, сооружение КРУЭ (замена Т 2 x 63 МВА на 2 x 80 МВА)
|
Московская
|
2020
|
2 x 80 МВА
|
160
|
0
|
160
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Для присоединения новых потребителей в р-не Отрадное, Останкинский.
|
||||||||||||||||||||
46
|
Реконструкция ПС 220/110 кВ Бутырки - 1 этап сооружение КРУЭ 220 кВ (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
|
||||||||||||||||||||
47
|
ПС 220/110/10 кВ Сабурово, замена АТ 220/110 кВ мощностью по 200 МВА
|
Московская
|
2021
|
2 x 250 МВА
|
500
|
0
|
500
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
48
|
ПС 220/110 кВ Баскаково (замена АТ 220/110 кВ 2 x 200 МВА на 2 x 250 МВА)
|
Московская
|
2022
|
2 x 250 МВА
|
500
|
0
|
500
|
0
|
ПАО "МОЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
Итого по объектам реновации 220 кВ
|
0
|
332
|
0
|
0
|
900
|
0
|
0
|
726
|
0
|
0
|
606
|
0
|
0
|
1060
|
0
|
0
|
500
|
0
|
0
|
500
|
0
|
0
|
4624
|
0
|
||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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.
|
139
|
3234
|
0
|
62
|
7060
|
0
|
20
|
2926
|
0
|
30
|
2306
|
0
|
10
|
1060
|
0
|
25
|
2100
|
0
|
188
|
700
|
0
|
473
|
19386
|
0
|
||||||
по 500 кВ
|
62
|
2002
|
0
|
0
|
2000
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1000
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
110
|
0
|
0
|
172
|
5002
|
0
|
||||||
по 220 кВ
|
77
|
1232
|
0
|
62
|
5060
|
0
|
20
|
2926
|
0
|
30
|
1306
|
0
|
10
|
1060
|
0
|
25
|
2100
|
0
|
78
|
700
|
0
|
301
|
14384
|
0
|
ВВОДЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ И ВЫШЕ
ЗА ПЕРИОД 2016 - 2022 ГОДОВ ОЭС ЮГА
N
|
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
|
Энергосистема
|
Год ввода объекта
|
Технические характеристики объектов проекта
|
Организация, ответственная за реализацию проекта
|
Основное назначение объекта
|
||||||||||||||||||||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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
|
0
|
0
|
0
|
300
|
0
|
180
|
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
|
2018
|
2 x 30 км
|
60
|
60
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Выдача мощности Зарамагской ГЭС (2 x 171 МВт).
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
3
|
ВЛ 220 кВ Алюминиевая - Гумрак N 2
|
Волгоградская
|
2017
|
16,5 км
|
16,5
|
16,5
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Выдача мощности Волжской ГЭС в связи с ее реконструкцией.
|
||||||||||||||||||||
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 220 кВ для выдачи мощности ГЭС
|
0
|
0
|
0
|
16,5
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
16,5
|
0
|
0
|
||||||
Итого по 500 кВ для выдачи мощности электростанций
|
0
|
0
|
0
|
300
|
0
|
180
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
300
|
0
|
180
|
||||||
Итого по 330 кВ для выдачи 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
|
||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности электростанций
|
0
|
0
|
0
|
17
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
16,5
|
0
|
0
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
3
|
ВЛ 500 кВ Кубанская - Тамань с ПС 500 кВ Тамань, расширение ПС 500 кВ Кубанская
|
Кубанская
|
2016
|
120 км
2 x 501 МВА
ШР 180 Мвар
СКРМ 3 x 16,7 Мвар
|
120
|
120
|
0
|
0
|
ФГБУ "РЭА" Минэнерго России
|
Обеспечение передачи мощности в энергосистему Республики Крым и г. Севастополь
|
||||||||||||||||||||
1002
|
230,1
|
0
|
1002
|
230,1
|
||||||||||||||||||||||||||
4
|
Установка третьего АТ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Шахты
|
Ростовская
|
2019
|
501 МВА
|
501
|
0
|
501
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения Красносулинского металлургического комбината
|
||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
5
|
Реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск для электроснабжения индустриального парка г. Невинномысск.
|
Ставропольская
|
2017
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения РИТ-парка в районе г. Невинномысск
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
6
|
ВЛ 220 кВ Кубанская - Кирилловская N 2
|
Кубанская
|
2017
|
20 км
|
20
|
20
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения ЗАО НЦЗ Горный
|
||||||||||||||||||||
7
|
ПС 220 кВ НЦЗ Горный с отпайками от ВЛ 220 кВ Кубанская - Кирилловская N 1 и N 2
|
2016, 2017
|
2 x 15 км
|
15
|
15
|
30
|
0
|
0
|
ЗАО "НЦЗ Горный"
|
|||||||||||||||||||||
2 x 40 МВА
|
40
|
40
|
0
|
80
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
8
|
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
|
||||||||||||||||||||||||||
9
|
Перезавод ВЛ 220 кВ, отходящих от ПС 220 кВ Кругликовская, на ПС 220 кВ Восточная Промзона с образованием двух новых ВЛ 220 кВ Восточная Промзона 1, 2 цепь и восстановлением (спрямлением) ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Усть-Лабинск
|
Кубанская
|
2017
|
2 x 5 км
|
10
|
10
|
0
|
0
|
ООО "КЭСК", ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения КЭСК ("Коммунальная энергетическая компания") г. Краснодар
|
||||||||||||||||||||
10
|
ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Восточная Промзона N 3
|
Кубанская
|
2020
|
13 км
|
13
|
13
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
|||||||||||||||||||||
11
|
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 энерго-сервисная компания")
|
||||||||||||||||||||
250
|
0
|
250
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||||
12
|
Две ВЛ 220 кВ Шахты - Красносулинский Металлургический Комбинат (КМК)
|
Ростовская
|
2017 2019
|
2 x 21 км 2017 - 1-ая и 2-ая ВЛ 220 кВ в габ. 330 кВ
|
42
|
42
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения Красносулинского Металлургического Комбината.
|
||||||||||||||||||||
ПС 220 кВ Красносулинский Металлургический Комбинат (КМК)
|
1 этап - ПС 220/35/10 кВ, АТ 220/35 кВ, 160 МВА, АТ 220/10 кВ, 2 x 80 МВА, АТ 220/35 кВ, 2 x 63 МВА; 2 этап - АТ 220/35 кВ, 160 МВА
|
446
|
160
|
0
|
606
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
13
|
ВЛ 220 кВ Бужора - Кирилловская
|
Кубанская
|
2016
|
40 км
|
40
|
40
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей.
|
||||||||||||||||||||
14
|
ПС 220 кВ Ильская с заходами ВЛ 220 кВ Кубанская - Афипская
|
Кубанская
|
2016
|
2 x 1,5 км
|
3
|
3
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "Ильский НПЗ"
|
||||||||||||||||||||
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
15
|
ПС 220 кВ Заявителя с двумя ВЛ 220 кВ Черемушки - ПС Заявителя
|
Кубанская
|
2016
|
1 км
|
1
|
1
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "Экострой"
|
||||||||||||||||||||
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
16
|
ПС 220 кВ Афипский НПЗ с заходами ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Кирилловская
|
Кубанская
|
2016
|
2 x 0,6 км
2 x 250 МВА
|
1,2
|
500
|
1,2
|
500
|
0
|
ООО "Афипский НПЗ", ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "Афипский НПЗ"
|
|||||||||||||||||||
17
|
ВЛ 220 кВ Афипская - Афипский НПЗ
|
Кубанская
|
2016
|
3 км
|
3
|
3
|
0
|
0
|
ООО "Афипский НПЗ", ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "Афипский НПЗ"
|
||||||||||||||||||||
18
|
ПС 220 кВ Ново-Лабинская с заходами ВЛ 220 кВ
|
Кубанская
|
2018
|
2 x 125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Усть-Лабинского энергоузла Кубанской энергосистемы
|
||||||||||||||||||||
19
|
ПС 220 кВ Вышестеблиевская. Установка третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА
|
Кубанская
|
2018
|
125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей Таманского полуострова
|
||||||||||||||||||||
20
|
Заходы ВЛ 220 кВ Бужора - Вышестеблиевская на ПС 500 кВ Тамань
|
Кубанская
|
2018
|
2 x 0,4 км
|
0,8
|
0,8
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей Таманского полуострова
|
||||||||||||||||||||
21
|
ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая
|
Ростовская
|
2016
|
95,3 км
|
95,3
|
95,3
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Усиление электрических связей северного и северо-восточного энергорайонов с остальной частью Ростовской энергосистемы за счет увеличения пропускной способности контролируемого сечения "СВЭС".
|
||||||||||||||||||||
Итого по 500 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
120
|
1002
|
230,1
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
501
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
120
|
1503
|
230,1
|
||||||
Итого по 330 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
0
|
0
|
0
|
0
|
250
|
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
|
158,5
|
746
|
0
|
135
|
1136
|
0
|
0,8
|
250
|
0
|
0
|
160
|
0
|
13
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
307,3
|
2292
|
0
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
22
|
ВЛ 500 кВ Ростовская - Шахты с расширением ПС 500 кВ Ростовская (2-ой АТ)
|
Ростовская
|
2019
|
87,8 км
|
87,8
|
87,8
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Ростовской энергосистемы.
|
||||||||||||||||||||
501 МВА
180 Мвар
|
501
|
0
|
501
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
23
|
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.
|
||||||||||||||||||
24
|
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
|
||||||||||||||||||||
501
|
180
|
0
|
501
|
180
|
||||||||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
25
|
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
|
||||||||||||||||||||||||||
26
|
ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС - Чирюрт
|
Дагестанская
|
2022
|
73,8 км
|
73,8
|
73,8
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Повышение надежности работы основной сети 330 кВ Дагестанской энергосистемы и усиление выдачи мощности Ирганайской ГЭС
|
||||||||||||||||||||
27
|
ВЛ 330 кВ Артем - Дербент с расширением ОРУ 330 кВ ПС Дербент
|
Дагестанская
|
2017
|
175 км
|
175
|
175
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей южной части энергосистемы Республики Дагестан
|
||||||||||||||||||||
28
|
Установка второго АТ на ПС 330 кВ Артем
|
Дагестанская
|
2018
|
125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "ДАГЦЕМКОМ")
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
29
|
Установка второго автотрансформатора мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Погорелово с расширением РУ 220 кВ и 110 кВ
|
Ростовская
|
2016
|
1 x 125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Усиление электрических связей северного и северо-восточного энергорайонов с остальной частью Ростовской энергосистемы за счет увеличения пропускной способности контролируемого сечения "СВЭС".
|
||||||||||||||||||||
Итого по 500 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0
|
0
|
0
|
765
|
1002
|
540
|
0
|
0
|
0
|
87,8
|
501
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
852,8
|
1503
|
540
|
||||||
Итого по 330 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
175,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
125,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
117,8
|
250,0
|
0,0
|
292,8
|
375,0
|
0,0
|
||||||
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0
|
125
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
125
|
0
|
||||||
Объекты реконструкции и реновации с увеличением трансформаторной мощности
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
30
|
ПС 500 кВ Балашовская. Установка ШР
|
Волгоградская
|
2017
|
ШР-180 Мвар
|
180
|
0
|
0
|
180
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Нормализация уровней напряжения в сети 500 кВ.
|
||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
31
|
ПС 330 кВ Прохладная-2
|
Кабардино-Балкарская
|
2020
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Кабардино-Балкарской Республики
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
32
|
ПС 220 кВ Гумрак
|
Волгоградская
|
2022
|
3 x 200 МВА
|
600
|
0
|
600
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов и присоединение новых потребителей Волгоградской области.
|
||||||||||||||||||||
33
|
ПС 220 кВ Брюховецкая, установка АТ-3
|
Кубанская
|
2016
|
1 x 125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей - ООО "Тепличный комбинат Мичуринский".
|
||||||||||||||||||||
34
|
ПС 220 кВ Алюминиевая
|
Волгоградская
|
2021
|
2 x 250 МВА
|
500
|
0
|
500
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение надежного электроснабжения потребителей Волгоградской области.
|
||||||||||||||||||||
35
|
ПС 220 кВ Кировская
|
Волгоградская
|
2016
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение надежного электроснабжения потребителей Волгоградской области.
|
||||||||||||||||||||
36
|
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 повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Волгоградской области.
|
||||||||||||||||||||
37
|
ПС 220 кВ Волжская (Волгоград)
|
Волгоградская
|
2021
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей.
|
||||||||||||||||||||
Итого по объектам реновации 500 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
180
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
180
|
||||||
Итого по объектам реновации 330 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
400
|
0
|
||||||
Итого по объектам реновации 220 кВ
|
0
|
525
|
0
|
0
|
250
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
900
|
0
|
0
|
600
|
0
|
0
|
2275
|
0
|
||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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.
|
278,5
|
2398
|
230
|
1391,5
|
2638
|
900
|
60,8
|
375
|
0
|
87,8
|
1162
|
0
|
13
|
400
|
0
|
0
|
900
|
0
|
117,8
|
850
|
0
|
1949,4
|
8723
|
1130
|
||||||
по 500 кВ
|
120,0
|
1002
|
230
|
1065
|
1002
|
900
|
0
|
0
|
0
|
87,8
|
1002
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1272,8
|
3006
|
1130
|
||||||
по 330 кВ
|
0
|
0
|
0
|
175
|
250
|
0
|
60
|
125
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
118
|
250
|
0
|
352,8
|
1025
|
0
|
||||||
по 220 кВ
|
158,5
|
1396
|
0
|
151,5
|
1386
|
0
|
1
|
250
|
0
|
0
|
160
|
0
|
13
|
0
|
0
|
0
|
900
|
0
|
0
|
600
|
0
|
323,8
|
4692
|
0
|
Примечание
В стоимость объектов не входит оборудование, расположенное на территории электростанций.
--------------------------------
<*> Строительство ВЛ определить по результатам проектирования внешнего электроснабжения полуострова Крым.
Энергосистема Республики Крым
N
|
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
|
Энергосистема
|
Год ввода объекта
|
Технические характеристики объектов проекта
|
Организация, ответственная за реализацию проекта
|
Основное назначение объекта
|
||||||||||||||||||||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2021 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
|
||||||
Мероприятия для обеспечения надежности энергосистемы полуострова Крым
|
||||||||||||||||||||||||||||||
Для выдачи мощности электростанций
|
||||||||||||||||||||||||||||||
ТЭС
|
||||||||||||||||||||||||||||||
330 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
1
|
ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастопольская
|
Крым
|
2017
|
100 км
|
100
|
100
|
0
|
Инвестор
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Крым и города Севастополь
|
|||||||||||||||||||||
2
|
Заходы ВЛ 330 кВ Симферопольская - Севастопольская 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 - Севастопольская 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 Севастопольская 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)
|
0
|
0
|
0
|
111,4
|
200
|
0
|
9,2
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
120,6
|
200
|
0
|
||||||
Сооружение электросетевого Энергомоста Российская Федерация - полуостров Крым
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
6
|
ВЛ 220 кВ Кафа - Симферопольская (в габаритах 330 кВ) с расширением подстанции Симферопольская
|
Крым
|
2016
|
110 км
|
110
|
110
|
0
|
0
|
ФГБУ "РЭА" Минэнерго России
|
Электроснабжение потребителей центральной части энергосистемы Республики Крым и города Севастополь с учетом максимально возможного перетока мощности из энергосистемы Краснодарского края и Республики Адыгея
|
||||||||||||||||||||
7
|
Две кабельные линии от переходного пункта на Таманском полуострове до переходного пункта на Крымском полуострове, обеспечивающие переход через Керченский пролив
|
Кубанская - Крым
|
2016
|
2 x 14,5 км
|
29
|
29
|
0
|
0
|
ФГБУ "РЭА" Минэнерго России
|
Обеспечение передачи мощности в энергосистему Республики Крым и г. Севастополь.
|
||||||||||||||||||||
8
|
ПС 220 кВ Кафа (возможность расширения до ПС 330 кВ)
|
Крым
|
2016
|
2 x 125 МВА
УШР 100 Мвар
|
250
|
100
|
0
|
250
|
100
|
ФГБУ "РЭА" Минэнерго России
|
Обеспечение передачи мощности из энергосистемы Краснодарского края и Республики Адыгея в энергосистему Республики Крым и города Севастополь
|
|||||||||||||||||||
9
|
Двухцепная ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Тамань до переходного пункта на Таманском полуострове, двухцепная ВЛ 220 кВ от переходного пункта на Крымском полуострове до ПС 220 кВ Кафа
|
Кубанская - Крым
|
2016
|
КВЛ Тамань-Кафа I и II цепь 2 x 57,5 км, 2 x 122,1 км
|
359,2
|
359,2
|
0
|
0
|
ФГБУ "РЭА" Минэнерго России
|
Обеспечение передачи мощности в энергосистему Республики Крым и г. Севастополь
|
||||||||||||||||||||
10
|
Заходы ВЛ 220 кВ Феодосийская - Насосная-2 на ПС 220 кВ Кафа
|
Крым
|
2016
|
2 x 0,25 км
|
0,5
|
0,5
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Присоединение ПС 220 кВ Кафа к электрической сети.
|
||||||||||||||||||||
Итого по энергомосту (220 кВ)
|
499
|
250
|
100
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
498,7
|
250
|
100
|
||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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.
|
498,7
|
250
|
100
|
111,4
|
200
|
0
|
9
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
619,3
|
450
|
100
|
||||||
по 330 кВ
|
0
|
0
|
0
|
111,4
|
200
|
0
|
9
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
120,6
|
200
|
0
|
||||||
по 220 кВ
|
498,7
|
250
|
100
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
498,7
|
250
|
100
|
ВВОДЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ И ВЫШЕ
ЗА ПЕРИОД 2016 - 2022 ГОДОВ ОЭС СРЕДНЕЙ ВОЛГИ
N
|
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
|
Энергосистема
|
Год ввода объекта
|
Технические характеристики объектов проекта
|
Организация, ответственная за реализацию проекта
|
Основное назначение объекта
|
||||||||||||||||||||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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
|
||||||||||||||||||||||||||||||
ТЭС
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
1
|
Строительство заходов от ВЛ 220 кВ Киндери - Зеленодольская на Казанскую ТЭЦ-3
|
Татарстан
|
2017
|
2 x 6,7
|
13,4
|
13,4
|
0
|
0
|
Обеспечение выдачи мощности блока N 7 (388,6 МВт) Казанской ТЭЦ-3
|
|||||||||||||||||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности ТЭС
|
0
|
0
|
0
|
13,4
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
13,4
|
0
|
0
|
||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности электростанций
|
0
|
0
|
0
|
13,4
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
13,4
|
0
|
0
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
2
|
ПС 500 кВ Луч, установка АТ 500/110 кВ
|
Нижегородская
|
2017
|
250 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения, обеспечение возможности присоединения новых потребителей в Нижегородском энергоузле
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
3
|
ПС 220 кВ Бегишево
|
Татарская
|
2016
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ОАО "Сетевая Компания"
|
Обеспечение технологического присоединения промышленного комплекса ОАО "ТАИФ-НК" г. Нижнекамск
|
||||||||||||||||||||
4
|
ВЛ 220 кВ Нижнекамская - Бегишево
|
Татарская
|
2016
|
2 x 2 км
|
4
|
4
|
0
|
0
|
ОАО "Сетевая компания"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Закамского района
|
||||||||||||||||||||
5
|
КВЛ 220 кВ Бегишево - ТАНЕКО
|
Татарская
|
2016
|
9,2 км
|
9,2
|
9,2
|
0
|
0
|
ОАО "Сетевая компания"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Закамского района
|
||||||||||||||||||||
6
|
КВЛ 220 кВ Щелоков - Бегишево
|
Татарская
|
2016
|
53 км
|
53
|
53
|
0
|
0
|
ОАО "Сетевая компания"
|
Обеспечение технологического присоединения промышленного комплекса ОАО "ТАИФ-НК" г. Нижнекамск
|
||||||||||||||||||||
7
|
ГПП-5 ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез"
|
Нижегородская
|
2019
|
4 x 63 МВА
|
252
|
0
|
252
|
0
|
ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез"
|
Осуществление технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" электрических установок ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез"
|
||||||||||||||||||||
8
|
ВЛ 220 кВ Кудьма - ГПП-5 ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез"
|
Нижегородская
|
2019
|
5 км
|
5
|
5
|
0
|
0
|
ПАО"ФСК ЕЭС"
|
|||||||||||||||||||||
9
|
ВЛ 220 кВ Нижегородская - ГПП-5 ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез"
|
Нижегородская
|
2019
|
17,5 км
|
17,5
|
17,5
|
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
|
250
|
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
|
66,2
|
250
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
22,5
|
252
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
88,7
|
502
|
0
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
10
|
ПС 500 кВ Радуга, установка ШР-180
|
Нижегородская
|
2022
|
ШР-180
|
180
|
0
|
0
|
180
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Нормализация уровней напряжения в сети 500 кВ
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
11
|
КВЛ 220 кВ Щелоков - Центральная I и II цепь
|
Татарская
|
2018
|
2 x 224 км
|
448
|
448
|
0
|
0
|
ОАО "Сетевая компания"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Казанского энергоузла, обеспечение технологического присоединения новых потребителей в г. Казань
|
||||||||||||||||||||
Итого по 500 кв. для снятия сетевых ограничений и повышения 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 и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
448
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
448
|
0
|
0
|
||||||
Объекты реконструкции и реновации с увеличением трансформаторной мощности
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
12
|
ПС 220 кВ Васильевская, замена АТ 220/110 кВ
|
Самарская
|
2016
|
2 x 250 МВА
|
500
|
0
|
500
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Самарской энергосистемы, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
13
|
ПС 220 кВ Солнечная, замена АТ 220/110 кВ 2 x 125 МВА на 2 x 200 МВА
|
Самарская
|
2017
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей в Советском и Промышленном районах г. Самары
|
||||||||||||||||||||
14
|
ПС 220 кВ Кинельская, замена АТ 220/110 кВ 2 x 180 на 2 x 200 МВА
|
Самарская
|
2020
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Кинельского района, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
Итого по объектам реновации 220 кВ
|
0
|
500
|
0
|
0
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1300
|
0
|
||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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.
|
66,2
|
750
|
0
|
13,4
|
650
|
0
|
448
|
0
|
0
|
22,5
|
252
|
0
|
0
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
180
|
550,1
|
2052
|
180
|
||||||
по 500 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
250
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
180
|
0
|
250
|
180
|
||||||
по 220 кВ
|
66,2
|
750
|
0
|
13,4
|
400
|
0
|
448
|
0
|
0
|
22,5
|
252
|
0
|
0
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
550,1
|
1802
|
0
|
ВВОДЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ И ВЫШЕ
ЗА ПЕРИОД 2016 - 2022 ГОДОВ ОЭС УРАЛА
N
|
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
|
Энергосистема
|
Год ввода объектов
|
Технические характеристики объектов проекта
|
Организация, ответственная за реализацию проекта
|
Основное назначение объекта
|
||||||||||||||||||||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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
|
2016
|
801 МВА
|
801
|
0
|
801
|
0
|
ОАО "Интер РАО"
|
Выдача энергоблока N 4 ПГУ 800 МВт Пермской ГРЭС
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
2
|
Сооружение двух одноцепных ЛЭП 220 кВ на участках от места врезки в ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая до ПС 500 кВ Шагол и ПС 220 кВ Новометаллургическая с образованием новых КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь и КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, используя заходы ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая с восстановлением ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая
|
Челябинская
|
2016
|
8,74 км, 5,35 км
|
14,09
|
14,09
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Выдача мощности блоков ПГУ N 1, 3 Челябинской ГРЭС
|
||||||||||||||||||||
3
|
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. Строительство заходов 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
|
2016
|
2 x 0,5 км
|
1
|
1
|
0
|
0
|
ООО "БСК"
|
Выдача мощности блоков N 1 и N 2 ПГУ-210 (Т) Уфимской ТЭЦ-5 (Затонской ТЭЦ)
|
||||||||||||||||||||
4
|
Строительство КВЛ 220 кВ Затонская ТЭЦ - Затон
|
Башкирская
|
2016
|
6,4 км
|
6,4
|
6,4
|
0
|
0
|
ООО "БСК"
|
|||||||||||||||||||||
5
|
Заходы ВЛ 220 кВ Ашкадар - Самаровка на Ново-Салаватскую ПГУ с образованием КВЛ 220 кВ Ново-Салаватская ПГУ - Самаровка и КВЛ Ново-Салаватская ПГУ Ашкадар N 2
|
Башкирская
|
2016
|
2 x (2,35 + 0,52) км
|
5,7
|
5,7
|
0
|
0
|
ООО Ново-Салаватская ПГУ
|
Выдача мощности ПГУ-410 (Т) Ново-Салаватской ПГУ
|
||||||||||||||||||||
6
|
КВЛ 220 кВ Ново-Салаватская ТЭЦ - Ашкадар N 1
|
Башкирская
|
2016
|
22,25 + 0,53 км
|
22,8
|
22,8
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
7
|
Ново-Салаватская ТЭЦ (АТ 220/110 кВ)
|
Башкирская
|
2016
|
250 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
||||||||||||||||||||||
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
|
50,0
|
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
|
0,0
|
50,0
|
250,0
|
0,0
|
||||||
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей и реализации выданных технических условий
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
8
|
ПС 500 кВ Святогор
|
Тюменская
|
2016
|
2 x 501 МВА
|
1002
|
0
|
1002
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Присоединение новых объектов ООО "РН - Юганскнефтегаз" и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||
9
|
Заходы ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Магистральная на ПС 500 кВ Святогор
|
1 x 3,032 км
1 x 3,13 км
|
6,162
|
6,162
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
10
|
Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ Магистральная - КС-5, заходы ВЛ 220 кВ Средний Балык - Южно-Балыкский ГПЗ, заходы ВЛ 220 кВ Магистральная - Кратер в ОРУ 220 кВ ПС Святогор
|
2 x 200 МВА 2 x 9,137 км, 2 x 10,124 км, 2 x 17,53 км
|
73,58
|
400
|
73,58
|
400
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
11
|
ПС 500 кВ Преображенская
|
Оренбургская
|
2017
|
501 МВА
|
501
|
0
|
501
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей Западного энергорайона Оренбургской области
|
||||||||||||||||||||
12
|
Заходы ВЛ 500 кВ Газовая - Красноармейская на ПС 500 кВ Преображенская
|
1,749 + 1,6 км
|
3,35
|
3,35
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
13
|
Заходы ВЛ 220 кВ Бузулукская - Сорочинская на ПС Преображенская
|
1,163 + 1,175 км
|
2,34
|
2,34
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
14
|
ПП 500 кВ Тобол с заходами ВЛ 500 кВ Иртыш - Демьянская и заходами ВЛ 500 кВ Тюмень-Нелым
|
Тюменская
|
2018
|
2 x 1,28 км
2 x 3,38 км
|
9,32
|
9,32
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Присоединение нового производства ООО "Западно-Сибирский Нефтехимический комбинат"
|
||||||||||||||||||||
15
|
ВЛ 500 кВ ПП Тобол - ПС 500 кВ Полимер (ЗапСиб)
|
Тюменская
|
2018
|
4 x 0,5 км
|
2
|
2
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
16
|
ПС 500 кВ Полимер (ЗапСиб)
|
Тюменская
|
2018
|
4 x 250 МВА
|
1000
|
0
|
1000
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
17
|
ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)
|
Челябинская
|
2016
|
2 x 100 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ОАО "Русская медная компания"
|
Обеспечение технологического присоединения Томинского ГОКа
|
||||||||||||||||||||
18
|
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)
|
3,148 км + 3,229 км
|
6,38
|
6,38
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
19
|
ПС 220 кВ Надежда
|
Свердловская
|
2017
|
2 x 250 МВА
|
500
|
0
|
500
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания" г. Екатеринбурга
|
||||||||||||||||||||
20
|
Заходы ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная на ПС 220 кВ Надежда
|
Свердловская
|
2017
|
2 x 6,35 км
|
12,7
|
12,7
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
21
|
Заходы ВЛ 220 кВ Первоуральская - Среднеуральская ГРЭС 1 цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Трубная на ПС 220 кВ Трубная
|
Свердловская
|
2017
|
6,646 км
|
6,65
|
6,65
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения ОАО "Первоуральский новотрубный завод"
|
||||||||||||||||||||
22
|
ПС 220 кВ Уралтрубпром
|
Свердловская
|
2018
|
2 x 80 МВА
|
160
|
0
|
160
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ОАО "Уральский трубный завод"
|
||||||||||||||||||||
23
|
Две ВЛ 220 кВ Емелино - Уралтрубпром 1,2
|
2 x 50 км
|
100
|
100
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
24
|
ПС 220 кВ КамаКалий
|
Пермская
|
2016
|
3 x 63 МВА
|
189
|
0
|
189
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения производства Ковдорский ГОК
|
||||||||||||||||||||
25
|
Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС-Северная N 3 на ПС 220 кВ КамаКалий
|
2016
|
2 x 20 км
|
40
|
40
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
26
|
ВЛ 220 кВ Магнитогорская-Карталы с расширением ПС 500 кВ Магнитогорская и ПС 220 кВ Карталы
|
Челябинская
|
2017
|
124,77 км
|
124,77
|
124,77
|
0
|
0
|
ЗАО "Михеевский ГОК"
|
Обеспечение технологического присоединения Михеевского ГОКа
|
||||||||||||||||||||
27
|
ПС 220 кВ Гвардейская
|
Башкирская
|
2016
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ООО "БСК"
|
Обеспечение технологического присоединения нового производства ООО "Кроношпан "Башкортостан"
|
||||||||||||||||||||
28
|
Строительство заходов ВЛ 220 кВ Уфимская - Уфа-Южная I цепь в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Гвардейская с образованием ВЛ 220 кВ Уфимская - Гвардейская и ВЛ 220 кВ Уфа-Южная - Гвардейская
|
2 x 8 км
|
16
|
16
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
29
|
ПС 220 кВ Лога
|
Пермская
|
2021
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения нового производства ОАО "Уралкалий"
|
||||||||||||||||||||
30
|
Заходы ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная N 2 на ПС 220 кВ Лога
|
2 x 34
|
68
|
68
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
31
|
ПС 220 кВ Строгановская
|
Пермская
|
2017
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения нового производства ОАО "Уралкалий"
|
||||||||||||||||||||
32
|
ВЛ 220 кВ Северная - Строгановская N 1 и N 2
|
2 x 25 км
|
50
|
50
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
33
|
ПС 220 кВ Кроно
|
Пермская
|
2017
|
1 этап: 31,5 МВА
|
31,5
|
0
|
31,5
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения нового производства (ООО "СВИСС КРОНО РУС")
|
||||||||||||||||||||
34
|
Заходы ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Апрельская 1 на ПС 220 кВ Кроно
|
2 x 0,4 км
|
0,8
|
0,8
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
35
|
ПС 220 кВ ГПП Урал
|
Пермская
|
2018
|
2 x 40 МВА
2 x 63 МВА
|
206
|
0
|
206
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения нового производства (ЗАО "ВКК")
|
||||||||||||||||||||
36
|
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
|
||||||||||||||||||||||||
37
|
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")
|
||||||||||||||||||||
38
|
Шлейфовый заход ВЛ 220 кВ Фаленки - Омутнинск N 1 на ПС 220 кВ Печная
|
2018
|
2 x 50 км
|
100
|
100
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
39
|
ПС Муравленковская АТ N 4 220/110 кВ
|
Тюменская
|
2016
|
125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Ноябрьского энергоузла, обеспечение технологического присоединения ООО "РН-Пурнефтегаз"
|
||||||||||||||||||||
40
|
ПС 220 кВ Губернская
|
Тюменская
|
2016
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Антипинский нефтеперерабатывающий завод" (ЗАО "Антипинский НПЗ")
|
||||||||||||||||||||
41
|
Отпайки на ПС 220 кВ Губернская от ВЛ 220 кВ Тюменская ТЭЦ-2-ТММЗ I и II цепь
|
2 x 3,6 км
|
7,2
|
7,2
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
42
|
ПС 220 кВ Салехард
|
Тюменская
|
2016
|
2 x 125 МВА
3 x 50 Мвар
|
250
|
150
|
0
|
250
|
150
|
АО "Тюменьэнерго"
|
Повышение надежности электроснабжения коммунально-бытовых и промышленных потребителей г. Салехард и г. Лабытнанги. Организация электроснабжения энергорайона Полярного Урала от сети ЕЭС России
|
|||||||||||||||||||
43
|
ПС 220 кВ Вектор
|
Тюменская
|
2016
|
2 x 125 МВА, 2 x 63 МВА
|
376
|
0
|
376
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Нефтеюганского энергоузла и обеспечение технологического присоединения ООО "РН-Юганскнефтегаз".
|
||||||||||||||||||||
44
|
Заходы ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - Усть-Балык на ПС 220 кВ Вектор
|
2 x 20,94 км
|
41,88
|
41,88
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
45
|
ПС 220 кВ Исконная
|
Тюменская
|
2017 - 2018
|
125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона и обеспечения технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
46
|
Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой на ПС 220 кВ Исконная
|
4,177 + 4,19 км
|
4,18
|
4,19
|
8,367
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
47
|
ПС 220 кВ Ермак
|
Тюменская
|
2017
|
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
|
|||||||||||||||||||
48
|
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
|
||||||||||||||||||||||||
49
|
ПС 220 кВ Славянская
|
Тюменская
|
2017
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых объектов НПС нефтепровода Заполярье-Пурпе
|
||||||||||||||||||||
50
|
ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1 и N 2 (ТС Заполярье - Пурпе)
|
2 x 143 км
|
286
|
286
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
51
|
ПС 220 кВ Лянтинская
|
Тюменская
|
2017
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ООО "РН-Уватнефтегаз"
|
Обеспечение технологического присоединения электроустановок ООО "РН-Уватнефтегаз"
|
||||||||||||||||||||
52
|
ПС 220 кВ Пихтовая
|
2 x 63 МВА
УШР 2 x 63 Мвар
|
126
|
126
|
0
|
126
|
126
|
|||||||||||||||||||||||
53
|
ВЛ 220 кВ Демьянская - Пихтовая I, II цепь
|
2 x 179 км
|
358
|
358
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
54
|
ПС 220 кВ Лянтинская - Пихтовая I, II цепь
|
2 x 139 км
|
278
|
278
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
55
|
ПС 220 кВ Протозановская
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
||||||||||||||||||||||||
56
|
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
|
6,2
|
1002,0
|
0,0
|
3,4
|
501,0
|
0,0
|
11,3
|
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
|
20,8
|
2503,0
|
0,0
|
||||||
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей и реализации выданных технических условий
|
185,0
|
1916,0
|
150,0
|
1289,2
|
1708,5
|
252,0
|
226,0
|
492,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
68,0
|
250,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
1768,2
|
4366,5
|
402,0
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
57
|
ПС 500 кВ Газовая (2-й АТ)
|
Оренбургская
|
2016
|
501 МВА
|
501
|
0
|
501
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей центрального энергоузла Оренбургской энергосистемы и г. Оренбург
|
||||||||||||||||||||
ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
58
|
Перевод на номинальное напряжение 500 кВ ВЛ 220 кВ Витязь - Иртыш
|
Тюменская
|
2021
|
240 км
|
240
|
240
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Повышение пропускной способности электрических сетей Тюменской ЭС
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
59
|
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"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Бузулукского энергорайона Оренбургской области
|
||||||||||||||||||||
Итого по 500 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0,0
|
501,0
|
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
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
240,0
|
501,0
|
0,0
|
||||||
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
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
|
400,0
|
0,0
|
||||||
Объекты реконструкции и реновации с увеличением трансформаторной мощности
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
62
|
ПС 500 кВ Демьянская
|
Тюменская
|
2022
|
6 x 167 МВА, 2 x 200 МВА, 25 МВА
|
1427
|
0
|
1427
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Техническое перевооружение электрических сетей ПАО "ФСК ЕЭС"
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
63
|
ПС 220 кВ Кроно
|
Пермская
|
2018
|
63 МВА
|
63
|
0
|
63
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения нового производства (ООО "СВИСС КРОНО РУС")
|
||||||||||||||||||||
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
|
1427
|
0
|
0
|
1427
|
0
|
||||||
Итого по объектам реновации 220 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
63
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
63
|
0
|
||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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.
|
241,2
|
4470
|
150
|
1292,5
|
2610
|
252
|
237,3
|
1555
|
0
|
0,0
|
0
|
0
|
0,0
|
0
|
0
|
308,0
|
250
|
0
|
0,0
|
1427
|
0
|
2079,0
|
10312
|
402
|
||||||
по 500 кВ
|
6,2
|
2304,0
|
0,0
|
3,4
|
501,0
|
0,0
|
11,3
|
1000,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
240,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
1427,0
|
0,0
|
260,8
|
5232,0
|
0,0
|
||||||
по 220 кВ
|
235
|
2166
|
150
|
1289
|
2109
|
252
|
226
|
555
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
68
|
250
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1818
|
5080
|
402
|
ВВОДЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ И ВЫШЕ
ЗА ПЕРИОД 2016 - 2022 ГОДОВ ОЭС СИБИРИ
N
|
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
|
Энергосистема
|
Год ввода объекта
|
Технические характеристики объектов проекта
|
Организация, ответственная за реализацию проекта
|
Основное назначение объекта
|
||||||||||||||||||||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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
|
3 x 501 МВА
|
501
|
1002
|
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
|
ПС 500 кВ Усть-Кут
|
Иркутская
|
2018
|
501 МВА, ШР 180 Мвар, УШР 180 Мвар
|
501
|
360
|
0
|
501
|
360
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения и технологическое присоединение новых потребителей Иркутской области, Республики Бурятия, БАМа и ТС ВСТО
|
|||||||||||||||||||
БСК 2 x 52 Мвар
|
104
|
0
|
0
|
104
|
||||||||||||||||||||||||||
3
|
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
|
3 км
|
3
|
3
|
0
|
0
|
ОАО "ИЭСК"
|
|||||||||||||||||||||
4
|
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"
|
|||||||||||||||||||||
5
|
Заходы ВЛ 220 кВ Лена - Якурим на ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Усть-Кут
|
2017
|
2 км
|
2
|
2
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
6
|
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 км
|
290
|
501
|
180
|
290
|
501
|
180
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Иркутской области, Республики Бурятия и БАМа
|
||||||||||||||||||
УШР 2 x 63 Мвар
|
126
|
0
|
0
|
126
|
||||||||||||||||||||||||||
7
|
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"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Иркутской области, Республики Бурятия и БАМа
|
|||||||||||||||||||
8
|
ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Кодар (срок реализации проекта будет осуществлен в более поздний срок)
|
Забайкальская
|
2023*
|
677 км
|
0
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "БГК" (Удоканский ГМК), повышение надежности электроснабжения БАМ
|
|||||||||||||||||||||
9
|
ПС 500 кВ Кодар
|
Забайкальская
|
2023*
|
668 МВА, УШР 180 Мвар, ШР 180 Мвар
|
0
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
10
|
ВЛ 220 кВ Ключи - Шелехово N 2
|
Иркутская
|
2016
|
1 км
|
1
|
1
|
0
|
0
|
ОАО "ИЭСК"
|
Усиление схемы внешнего электроснабжения ИркАЗа
|
||||||||||||||||||||
11
|
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
|
2016
|
1 км
|
1
|
1
|
0
|
0
|
ОАО "ИЭСК"
|
Усиление схемы внешнего электроснабжения ИркАЗа
|
||||||||||||||||||||
12
|
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
|
2016
|
11 км
|
11
|
11
|
0
|
0
|
ОАО "ИЭСК"
|
Обеспечение технологического присоединения сталеплавильного завода в г. Братск (ПС 220 кВ СЭМЗ)
|
||||||||||||||||||||
13
|
ПС 220 кВ Жерновская
|
Кузбасская
|
2018
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ОАО "Новолипецкий металлургический комбинат"
|
||||||||||||||||||||
14
|
ВЛ 220 кВ Кузбасская - Жерновская N 1 и N 2
|
2 x 9,6 км
|
19,2
|
19,2
|
0
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||||
15
|
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"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области и обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
16
|
ПС 220 кВ Мамакан (реконструкция с установкой второго АТ, 2СШ 220 кВ, ОСШ 220 кВ, 2СШ 110 кВ, ОСШ 110 кВ)
|
Иркутская
|
2016
|
125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ЗАО "Витимэнерго"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области и обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
17
|
заходы ВЛ 220 кВ Кызыльская - Чадан на ПП Дурген
|
Тывинская
|
2019
|
2 x 0,42 км
|
0,84
|
0,84
|
0
|
0
|
ЗАО "ТЭПК"
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "Тувинская Энергетическая Промышленная компания"
|
||||||||||||||||||||
18
|
ВЛ 220 кВ ПП Дурген - Элегестский ГОК
|
Тывинская
|
2019
|
2 x 0,01 км
|
0,02
|
0,02
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
19
|
ПС 220 кВ Дурген
|
Тывинская
|
2019
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
||||||||||||||||||||||
20
|
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 ГОК
|
||||||||||||||||||||
21
|
ПС 220 кВ Быстринская
|
2017
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
22
|
ПС 220 кВ Тайга
|
Красноярская
|
2016
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Полюс"
|
||||||||||||||||||||
23
|
ВЛ 220 кВ Раздолинская - Тайга I и II цепь с реконструкцией ПС 220 кВ Раздолинская
|
2016
|
2 x 229 км
|
458
|
458
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
24
|
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
|
|||||||||||||||||||
25
|
ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто N 1 и N 2
|
Иркутская, Якутская
|
2016 2018
|
2 x 190 км
|
190
|
190
|
380
|
0
|
0
|
Инвестор, ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области, БАМ и обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
|||||||||||||||||||
26
|
ВЛ 220 кВ Чертово корыто - Сухой Лог N 1 и N 2
|
Иркутская
|
2016 2018
|
2 x 58 км
|
58
|
58
|
116
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||
27
|
ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Мамакан N 1 и N 2
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 169,9 км
|
339,8
|
339,8
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
28
|
ПС 220 кВ Чертово корыто
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
||||||||||||||||||||||
29
|
ПС 220 кВ Сухой Лог
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
||||||||||||||||||||||
30
|
ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-8 (Надежденская) N 1 и N 2 (достройка участка ВЛ 220 кВ от ПС Талаканская до ПС Пеледуй) (объемы учтены в ОЭС Востока)
|
Якутская, Иркутская
|
2018
|
250 км
|
0
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области и обеспечение технологического присоединения новых потребителей, в том числе ТС ВСТО и ОАО "РЖД"
|
|||||||||||||||||||||
31
|
ВЛ 220 кВ НПС-7 (Тира) - НПС-8 (Надеждинская) I, II цепь
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 160 км
|
320
|
320
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Мамско-Чуйского и Бодайбинского районов Иркутской области и обеспечение технологического присоединения новых потребителей, в том числе ТС ВСТО и ОАО "РЖД"
|
||||||||||||||||||||
32
|
ПС 220 кВ НПС-9 (Рассоха)
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||
с заходами ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-8 (Надежденская)
|
2018
|
4 x 4 км
|
16
|
16
|
||||||||||||||||||||||||||
33
|
ПС 220 кВ НПС-8 (Надеждинская)
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
||||||||||||||||||||||
34
|
ВЛ 220 кВ Усть-Кут - НПС-6 (Бобровка) N 1 и N 2
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 1 x 76 км
|
152
|
152
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
35
|
ПС 220 кВ НПС-6 (Бобровка)
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
||||||||||||||||||||||
36
|
ВЛ 220 кВ НПС-6 (Бобровка) - НПС-7 (Тира) N 1 и N 2
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 1 x 199 км
|
398
|
398
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
37
|
ПС 220 кВ НПС-7 (Тира)
|
Иркутская
|
2018
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
||||||||||||||||||||||
38
|
ВЛ 220 кВ Братский ПП - НПС-3 (Табь) N 1 и N 2
|
Иркутская
|
2017
|
2 x 30 км
|
60
|
60
|
0
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||
39
|
ПС 220 кВ НПС-3 (Табь)
|
Иркутская
|
2017
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||
40
|
Отпайки от ВЛ 220 кВ Братский ПП - НПС-3 (Табь) N 1 и N 2 на ПС 220 кВ НПС-2 (Чукша)
|
Иркутская
|
2019
|
2 x 110 км
|
220
|
220
|
0
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||
41
|
ПС 220 кВ НПС-2 (Чукша)
|
Иркутская
|
2019
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||
42
|
ВЛ 220 кВ Коршуниха - НПС-5 (Ильимская) I и II цепь
|
Иркутская
|
2019
|
2 x 11 км
|
22
|
22
|
0
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||
43
|
ПС 220 кВ НПС-5 (Ильимская)
|
Иркутская
|
2019
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
Инвестор
|
|||||||||||||||||||||
44
|
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"
|
Повышение надежности электроснабжения Аскизского и Таштыпского районов Республики Хакасии, в том числе объектов ОАО "РЖД"
|
||||||||||||||||||||
45
|
ПС 220 кВ Степная
|
Хакасская
|
2020
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
||||||||||||||||||||||
46
|
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"
|
Повышение надежности электроснабжения и обеспечение технологического присоединения новых потребителей в Еравнинском, Баунтовском, Хоринском и Кижингинском районах Республики Чита
|
||||||||||||||||||||
47
|
ПС 220 кВ Озерный ГОК
|
2018
|
2 x 80 МВА
|
160
|
0
|
160
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
48
|
ПС 220 кВ Удоканский ГМК
|
Забайкальская
|
2019
|
2 x 80 МВА
|
160
|
0
|
160
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения 1-й очереди Удоканского ГМК
|
||||||||||||||||||||
49
|
ВЛ 220 кВ Чара - Удоканский ГМК I, II цепь
|
Забайкальская
|
2019
|
2 x 30 км
|
60
|
60
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
50
|
ВЛ 220 кВ Кодар - Блуждающий I, II цепь
|
Забайкальская
|
2023 <*>
|
2 x 30 км
|
0
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения 2-й очереди Удоканского ГМК
|
|||||||||||||||||||||
51
|
ПС 220 кВ Блуждающий
|
Забайкальская
|
2023 <*>
|
6 x 50 МВА
|
0
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
52
|
ВЛ 220 кВ Удоканский ГМК - Блуждающий I, II цепь
|
Забайкальская
|
2023 <*>
|
2 x 5 км
|
0
|
0
|
0
|
Инвестор
|
||||||||||||||||||||||
53
|
ИРМ на ПС 220 кВ Удоканский ГМК и ПС 220 кВ Блуждающий
|
Забайкальская
|
2023 <*>
|
250 Мвар
|
0
|
0
|
0
|
Инвестор
|
||||||||||||||||||||||
54
|
ПС 220 кВ СЭМЗ
|
Иркутская
|
2016
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ООО "СЭМЗ"
|
Обеспечение технологического присоединения сталеплавильного завода в г. Братск
|
||||||||||||||||||||
55
|
с отпайками от ВЛ 220 кВ Братская ГЭС - Заводская N 1 и N 2
|
Иркутская
|
2016
|
2 x 1 км
|
2
|
2
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
56
|
ПС 220 кВ Металлург
|
Кузбасская
|
2016
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения объектов ООО "Регионстрой"
|
||||||||||||||||||||
57
|
с отпайками от ВЛ 220 кВ Новокузнецкая - КМК-1 I, II цепь с отпайкой на ПС Опорная-9 ПС 220 кВ Металлург
|
Кузбасская
|
2016
|
2 x 2,5 км
|
5
|
5
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
58
|
ПС 220 кВ Краслесинвест
|
Красноярская
|
2018
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ЗАО "Краслесинвест"
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "Краслесинвест"
|
||||||||||||||||||||
59
|
ВЛ 220 кВ Приангарская - Краслесинвест I, II цепь
|
Красноярская
|
2018
|
2 x 11,75 км
|
23,5
|
23,5
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
60
|
ПС 220 кВ Сибирский магнезит
|
Красноярская
|
2017
|
2 x 100 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ООО "Сибирский магнезит"
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "Сибирский магнезит"
|
||||||||||||||||||||
61
|
ВЛ 220 кВ Раздолинская - Сибирский магнезит I, II цепь
|
Красноярская
|
2017
|
2 x 5 км
|
10
|
10
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
62
|
ПС 220 кВ Рощинская
|
Красноярская
|
2018
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
ООО "ТЭПК"
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "ТЭПК"
|
||||||||||||||||||||
63
|
с заходами ВЛ 220 кВ Курагино тяговая - Ирбинская (Д-27) на ПС 220 кВ Рощинская
|
Красноярская
|
2018
|
2 x 5,5 км
|
11
|
11
|
0
|
0
|
ООО "ТЭПК"
|
|||||||||||||||||||||
64
|
ПС 220 кВ Арадан
|
Красноярская
|
2018
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
ООО "ТЭПК"
|
Обеспечение технологического присоединения ООО "ТЭПК"
|
||||||||||||||||||||
65
|
с заходами ВЛ 220 кВ Ергаки - Туран на ПС 220 кВ Арадан
|
Красноярская
|
2018
|
2 x 2 км
|
4
|
4
|
0
|
0
|
ООО "ТЭПК"
|
|||||||||||||||||||||
66
|
ПС 220 кВ Кантат
|
Красноярская
|
2021
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ФГУП "НО РАО"
|
Обеспечение технологического присоединения ФГУП "НО РАО"
|
||||||||||||||||||||
67
|
ВЛ 220 кВ Узловая - Кантат N 1, N 2
|
Красноярская
|
2021
|
2 x 35,2 км
|
70,4
|
70,4
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
68
|
ВЛ 220 кВ Ангара - БоАЗ N 4
|
Красноярская
|
2017
|
4,5 км
|
4,5
|
4,5
|
0
|
0
|
ЗАО "Богучанский алюминиевый завод"
|
Обеспечение технологического присоединения ЗАО "Богучанский алюминиевый завод"
|
||||||||||||||||||||
69
|
ПС 220 кВ Ванкор
|
Красноярская
|
2016
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
АО "Ванкорнефть"
|
Обеспечение технологического присоединения АО "Ванкорнефть"
|
||||||||||||||||||||
70
|
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
|
||||||||||||||||||||
71
|
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"
|
|||||||||||||||||||||
72
|
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
|
||||||||||||||||||||
73
|
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"
|
|||||||||||||||||||||
74
|
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
|
||||||||||||||||||||
75
|
ПС 220 кВ Бытовая (замена трансформаторов 220/6 кВ на 220/10 кВ без увеличения мощности)
|
Иркутская
|
2017
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
ОАО "ИЭСК"
|
Для обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
Итого по 500 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
3
|
501
|
360
|
590
|
1002
|
360
|
0
|
1002
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
593
|
2505
|
720
|
||||||
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
726
|
785
|
0
|
551,3
|
862
|
104
|
1831,5
|
1088
|
0
|
3098,6
|
496
|
426
|
54,6
|
126
|
300
|
70,4
|
80
|
0
|
0
|
0
|
0
|
3543,7
|
3437
|
830
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
76
|
ВЛ 220 кВ Енисей - Абалаковская I и II цепь
|
Красноярская
|
2016
|
15 км
|
15
|
15
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения г. Красноярска и обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
77
|
ВЛ 220 кВ Енисей - КрАЗ I и II цепь
|
Красноярская
|
2016
|
2 x 2,5 км
|
5
|
5
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
78
|
заходы ВЛ 220 кВ Ульяновская - Московка на ПС 500 кВ Восход
|
Омская
|
2016
|
2 x 14,4 км
|
28,5
|
28,5
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Омской ЭС
|
||||||||||||||||||||
79
|
заходы ВЛ 220 кВ Омская ТЭЦ-4 - Татарская на ПС 500 кВ Восход
|
Омская
|
2016
|
2 x 10,2 км
|
20,4
|
20,4
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
80
|
ВЛ 220 кВ Шушенская-опорная - Туран-Кызыльская N 2
|
Красноярская, Тывинская
|
2022
|
305 км
|
305
|
305
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Повышение надежности электроснабжения юга Тывинской энергосистемы и обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
81
|
с реконструкцией ОРУ 220 кВ ПС Туран
|
2 x 100 Мвар
|
200
|
0
|
0
|
200
|
||||||||||||||||||||||||
82
|
Подвеска второй цепи транзита 220 кВ Томь-Усинская ГРЭС - Степная с расширением тяговых подстанций и установкой СКРМ на тяговых подстанциях транзита
|
Хакасская, Кузбасская
|
2020
|
315 км
|
315
|
315
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей на юге Кузбасской энергосистемы (объекты РЖД)
|
||||||||||||||||||||
83
|
ПС 220 кВ Багульник
|
Забайкальская
|
2019
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения г. Читы (технологическое присоединение ОАО "МРСК Сибири")
|
||||||||||||||||||||
84
|
ВЛ 220 кВ Маккавеево - Багульник - Чита-500
|
2019
|
2 x 118,2 км
|
236,4
|
236,4
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||
85
|
ПС 220 кВ Жарки
|
Красноярская
|
2022
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение 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
|
|||||||||||||||||||||||||
86
|
ВЛ 220 кВ Минусинск - Кошурниково
|
Красноярская
|
2018
|
160 км
|
160
|
160
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей и увеличение пропускной способности одноцепного ж/д транзита Минусинская опорная - Саянская тяговая - Камала
|
||||||||||||||||||||
87
|
ВЛ 220 кВ Саянская тяговая - Камала-1 N 2
|
Красноярская
|
2018
|
79 км
|
79
|
79
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
88
|
ВЛ 220 кВ Кошурниково - Саянская тяговая
|
Красноярская
|
2018
|
206 км
|
206
|
206
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||
89
|
Установка двух БСК мощностью 20 Мвар каждая на ПС Северобайкальская (ОАО "РЖД")
|
Бурятская
|
2016
|
2 x 20 Мвар
|
40
|
0
|
0
|
40
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения потребителей в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах Иркутской области, повышение надежности электроснабжения БАМ
|
||||||||||||||||||||
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
68,9
|
0
|
40
|
0
|
0
|
0
|
445
|
0
|
0
|
236,4
|
250
|
0
|
315
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
312,55
|
400
|
200
|
1377,9
|
650
|
240
|
||||||
Объекты реконструкции и реновации с увеличением трансформаторной мощности
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
90
|
ПС 500 кВ Тайшет (установка третьего АТ 500/110 кВ)
|
Иркутская
|
2018
|
250 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ОАО "ИЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
91
|
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"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей
|
||||||||||||||||||||
92
|
ПС 220 кВ Левобережная
|
Красноярская
|
2017
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
93
|
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
|
Томская
|
2016
|
3 x 25 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
94
|
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"
|
||||||||||||||||||||
95
|
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
|
|||||||||||||||||||
96
|
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
|
|||||||||||||||||||
97
|
ПС 220 кВ Южная (замена АТ 125 МВА на 200 МВА)
|
Алтайская
|
2016
|
1 x 200 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
98
|
ПС 220 кВ Шелехово (установка второго АТ 200 МВА)
|
Иркутская
|
2016
|
1 x 200 МВА
|
200
|
0
|
200
|
0
|
ОАО "ИЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
99
|
ПС 220 кВ Слюдянка (замена одного АТ 63 МВА на АТ 125 МВА)
|
Иркутская
|
2017
|
1 x 125 МВА
|
125
|
0
|
125
|
0
|
ОАО "ИЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
100
|
ПС 220 кВ Коршуниха, замена АТ 220/110 кВ
|
Иркутская
|
2017
|
2 x 200 МВА
|
400
|
0
|
400
|
0
|
ОАО "ИЭСК"
|
Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей
|
||||||||||||||||||||
Итого по объектам реновации 500 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
250
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
250
|
0
|
||||||
Итого по объектам реновации 220 кВ
|
0
|
525
|
0
|
0
|
925
|
0
|
0
|
126
|
0
|
0
|
500
|
0
|
0
|
1576
|
100
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
3652
|
100
|
||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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.
|
794,9
|
1310
|
40
|
551,3
|
1787
|
104
|
2279,5
|
1965
|
360
|
1136
|
2248
|
786
|
370
|
2704
|
400
|
70
|
80
|
0
|
313
|
400
|
200
|
5515
|
10494
|
1890
|
||||||
по 500 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
3
|
751
|
360
|
590
|
1002
|
360
|
0
|
1002
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
593
|
2755
|
720
|
||||||
по 220 кВ
|
794,9
|
1310,0
|
40,0
|
551,3
|
1787,0
|
104,0
|
2276,5
|
1214,0
|
0,0
|
546,3
|
1246,0
|
426,0
|
369,6
|
1702,0
|
400,0
|
70,4
|
80,0
|
0,0
|
312,6
|
400,0
|
200,0
|
4921,5
|
7739,0
|
1170,0
|
ВВОДЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ И ВЫШЕ
ЗА ПЕРИОД 2016 - 2022 ГОДОВ ОЭС ВОСТОКА
N
|
НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)
|
Энергосистема
|
Год ввода объекта
|
Технические характеристики объектов проекта
|
Организация, ответственная за реализацию проекта
|
Основное назначение объекта
|
||||||||||||||||||||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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
|
2016
|
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
|
2016
|
12 км
|
12
|
12
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
|||||||||||||||||||||
3
|
Заходы ВЛ 220 кВ Райчихинская ГРЭС - Ядрин/т с отпайкой на ПС Тарманчуканская/т на ПС Архара
|
Амурская
|
2016
|
2 x 3 км
|
6
|
6
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
|||||||||||||||||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности ГЭС
|
120,9
|
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
|
120,9
|
0
|
0
|
||||||
ТЭС
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
4
|
ВЛ 220 кВ Якутская ГРЭС-2 - Табага (Майя)
|
Якутская (ЦЭР)
|
2016
|
2 x 31,1 км
|
62,2
|
62,2
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Выдача мощности Якутской ГРЭС-2
|
||||||||||||||||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности ТЭС
|
62,2
|
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
|
62,2
|
0
|
0
|
||||||
Итого по 220 кВ для выдачи мощности электростанций
|
183,1
|
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
|
183,1
|
0
|
0
|
||||||
Межсистемные линии электропередачи
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
5
|
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
|
Инвестор
|
||||||||||||||||||||||||
Итого по межсистемным объектам 220 кВ
|
0
|
0
|
0
|
160
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
133
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
560
|
0
|
133
|
||||||
Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
6
|
ВЛ 220 кВ Ледяная - Восточная N 1 и N 2
|
Амурская
|
2016
|
2 x 10,6 км
|
21,2
|
21,2
|
0
|
0
|
"Научно-испытательный центр ракетно-космической промышленности"
|
Обеспечение технологического присоединения площадки N 6 космодрома "Восточный" и нового города в Свободненском районе Амурской области
|
||||||||||||||||||||
с ПС 220 кВ Восточная
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
7
|
ВЛ 220 кВ Амурская - ГПП
|
Амурская
|
2019
|
62 км
|
62
|
62
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения космодрома "Восточный"
|
||||||||||||||||||||
8
|
ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь N 1 и N 2 с переходом через Зейское водохранилище
|
Амурская, Якутская (ЮЭР)
|
1 этап - 2017 2 этап - 2018
|
2 x 268 км
|
268
|
268
|
536
|
0
|
0
|
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
|
||||||||||||||||||||||
ПС 220 кВ А
|
2 x 10 МВА
|
20
|
0
|
20
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
ПС 220 кВ Б
|
2 x 10 МВА
|
20
|
0
|
20
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
и заходами ВЛ 220 кВ
|
2 x 1 км
2 x 1 км
|
4
|
4
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
9
|
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
|
|||||||||||||||||||||||||
10
|
ПС 220 кВ Суходол
|
Приморская
|
2018
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ОАО "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"
|
||||||||||||||||||||||||
11
|
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
|
|||||||||||||||||||||||||
12
|
ПС 220 кВ Звезда
|
Приморская
|
2016, 2017
|
2 x 63 МВА
|
63
|
63
|
0
|
126
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения центра судостроения и ремонта "Звезда"
|
|||||||||||||||||||
с заходами ВЛ 220 кВ Береговая-2 - Перевал
|
0,34 + 0,25 км
|
0,59
|
0,59
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
13
|
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
|
|||||||||||||||||||||||||
14
|
ПС 220 кВ Черепаха
|
Приморская
|
2022
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
Инвестор
|
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
|
|||||||||||||||||||||||||
15
|
ПС 220 кВ НПС-29
|
Амурская
|
2017
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
ОАО "АК 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"
|
||||||||||||||||||||||||
16
|
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
|
||||||||||||||||||||||||
17
|
ВЛ 220 кВ Пеледуй - Рассоха N 1 и N 2 (достройка участка ВЛ 220 кВ от ПС Талаканская до ПС 220 кВ Пеледуй)
|
Якутская (ЗЭР) (ОЭС Востока) Иркутская (ОЭС Сибири)
|
2018
|
2 x 125 км
|
250
|
250
|
0
|
0
|
Инвестор
|
Обеспечение технологического присоединения ПС 220 кВ НПС-9 (Рассоха) (ОЭС Сибири) ТС ВСТО к энергосистеме Республики Саха (Якутия)
|
||||||||||||||||||||
18
|
ПС 220 кВ Восточный НХК
|
Приморская
|
2020
|
3 x 125 МВА
|
375
|
0
|
375
|
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
|
|||||||||||||||||||||||||
19
|
ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - НПС-19 - Нижний Куранах (N 3)
|
Якутская (ЮЭР)
|
2017
|
290 км
|
290
|
290
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения объектов ТС ВСТО
|
||||||||||||||||||||
20
|
ПС 220 кВ НПС-23
|
Амурская
|
2019
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
ОАО "АК Транснефть"
|
Обеспечение технологического присоединения ТС ВСТО
|
||||||||||||||||||||
с заходами ВЛ 220 кВ Ключевая - Сиваки
|
2 x 2 км
|
4
|
4
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
||||||||||||||||||||||||
21
|
ПС 220 кВ при НПС-26
|
Амурская
|
2019
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
ОАО "АК 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"
|
||||||||||||||||||||||||
22
|
ПС 220 кВ НПС-32
|
Хабаровская
|
2019
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
ОАО "АК 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"
|
||||||||||||||||||||||||
23
|
ПС 220 кВ ЗСПГ
|
Приморская
|
2018
|
2 x 3 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
ОАО "Газпром" СПГ Владивосток
|
Обеспечение технологического присоединения объектов ОАО "Газпром" СПГ Владивосток
|
||||||||||||||||||||
с ВЛ 220 кВ Владивосток - ЗСПГ
|
90 км
|
90
|
90
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
24
|
ПС 220 кВ НПС-1
|
Хабаровская
|
2017
|
2 x 10 МВА
|
20
|
0
|
20
|
0
|
ООО "Транснефть - ДВ"
|
Обеспечение технологического присоединения объектов ООО "Транснефть-ДВ"
|
||||||||||||||||||||
с заходами ВЛ 220 кВ Хабаровская - Старт N 1
|
2 x 1,3 км
|
2,6
|
2,6
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
25
|
ПС 220 кВ НПС-2
|
Хабаровская
|
2017
|
2 x 10 МВА
|
20
|
0
|
20
|
0
|
ООО "Транснефть - ДВ"
|
Обеспечение технологического присоединения объектов ООО "Транснефть-ДВ"
|
||||||||||||||||||||
с заходами ВЛ 220 кВ Хабаровская - Старт N 1 и N 2
|
4 x 5 км
|
20
|
20
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
26
|
ПС 220 кВ НПС-3
|
Хабаровская
|
2017
|
2 x 10 МВА
|
20
|
0
|
20
|
0
|
ООО "Транснефть - ДВ"
|
Обеспечение технологического присоединения объектов ООО "Транснефть-ДВ"
|
||||||||||||||||||||
с заходами ВЛ 220 кВ Хабаровская - Старт N 2
|
2 x 22 км
|
44
|
44
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
27
|
ПС 220 кВ Тумнин
|
Хабаровская
|
2017
|
2 x 10 МВА
|
20
|
0
|
20
|
0
|
ОАО "РЖД"
|
Обеспечение технологического присоединения объектов ОАО "РЖД"
|
||||||||||||||||||||
с заходами ВЛ 220 кВ Высокогорная - Ванино
|
2 x 0,05 км
|
0,1
|
0,1
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
28
|
ПС 220 кВ Тырма
|
Хабаровская
|
2017
|
2 x 10 МВА
|
20
|
0
|
20
|
0
|
ОАО "РЖД"
|
Обеспечение технологического присоединения объектов ОАО "РЖД"
|
||||||||||||||||||||
с сооружением второго захода ВЛ 220 кВ Лондоко - Ургал
|
0,05 км
|
0,05
|
0,05
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
Итого по 220 кВ для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
|
22
|
189
|
0
|
859
|
401
|
102
|
759
|
391
|
163
|
74
|
276
|
0
|
62
|
625
|
0
|
0
|
0
|
0
|
3
|
126
|
0
|
1778
|
2008
|
265
|
||||||
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей
|
||||||||||||||||||||||||||||||
500 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
29
|
ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хабаровская N 2
|
Приморская Хабаровская
|
2022
|
450 км
2 x ШР-180 Мвар
|
450
|
360
|
450
|
0
|
360
|
Инвестор
|
Повышение надежности межсистемного транзита мощности между энергосистемами Хабаровского и Приморского краев
|
|||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
30
|
Заход ВЛ 220 кВ Сковородино - Тында на ПС 220 кВ Сковородино (достройка участка существующей ВЛ)
|
Амурская
|
2016
|
4,9 км
|
4,9
|
4,9
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Присоединение ВЛ Тында - Сковородино по проектной схеме на ПС 220 кВ Сковородино
|
||||||||||||||||||||
31
|
ПС 220 кВ Сковородино (установка УШР 220 кВ)
|
Амурская
|
2016
|
100 Мвар
|
100
|
0
|
0
|
100
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Поддержание допустимых уровней напряжения в сети 220 кВ
|
||||||||||||||||||||
32
|
ПС 220 кВ Амур
|
Хабаровская
|
2016
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение надежного электроснабжения потребителей северной части г. Хабаровска
|
||||||||||||||||||||
33
|
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
|
||||||||||||||||||||
388,1 км
|
388,1
|
388,1
|
0
|
0
|
||||||||||||||||||||||||||
34
|
ВЛ 220 кВ Широкая - Лозовая
|
Приморская
|
2020
|
33 км
|
33
|
33
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей района г. Находка
|
||||||||||||||||||||
с выносным ОРУ 220 кВ на ПС 110 кВ Находка
|
2 x 63 МВА
|
126
|
0
|
126
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
35
|
Подвеска второй цепи ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот
|
Якутская (ЮЭР, ЦЭР)
|
2016
|
45,5 км
|
45,5
|
45,5
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Объединение Южного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия)
|
||||||||||||||||||||
и ВЛ 220 кВ Томмот - Майя I и II цепь
|
2 x 434,6 км
|
869,2
|
869,2
|
0
|
0
|
|||||||||||||||||||||||||
с ПС 220 кВ Томмот
|
2 x 63 МВА, УШР 220 кВ 100 Мвар
|
126
|
100
|
0
|
126
|
100
|
||||||||||||||||||||||||
и ПС 220 кВ Майя
|
2 x 125 МВА, УШР 220 кВ 100 Мвар
|
250
|
100
|
0
|
250
|
100
|
||||||||||||||||||||||||
36
|
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
|
||||||||||||||||||||
37
|
ПС 220 кВ Олекма (установка второго трансформатора 220/35 кВ)
|
Амурская
|
2017
|
25 МВА
|
25
|
0
|
25
|
0
|
Инвестор
|
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
|
|||||||||||||||||||||||||
38
|
ВЛ 220 кВ Лесозаводск - Спасск - Дальневосточная
|
Приморская
|
2018, 2019
|
245,58 км
|
167,7
|
77,88
|
245,6
|
0
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей Приморского края, увеличение пропускной способности электрической сети на юг Приморья
|
|||||||||||||||||||
39
|
ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто N 1 и N 2 (объемы учтены в ОЭС Сибири)
|
Якутская (ОЭС Востока) Иркутская (ОЭС Сибири)
|
2016, 2018
|
2 x 190 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 и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
450
|
0
|
360
|
450
|
0
|
360
|
||||||
Итого по 220 кВ для снятия сетевых ограничений и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей
|
919,6
|
626
|
300
|
388,9
|
150
|
63
|
167,7
|
0
|
0
|
77,9
|
0
|
0
|
33,0
|
126
|
0
|
0,0
|
0
|
0
|
0,0
|
0
|
0
|
1587,1
|
902
|
363
|
||||||
Объекты реконструкции и реновации с увеличением трансформаторной мощности
|
||||||||||||||||||||||||||||||
220 кВ
|
||||||||||||||||||||||||||||||
40
|
ПС 220 кВ Лесозаводск, замена трансформаторов
|
Приморская
|
2022
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей
|
||||||||||||||||||||
41
|
ПС 220 кВ Биробиджан
|
Хабаровская (ЕАО)
|
2022
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения существующих и обеспечения подключения новых потребителей района г. Биробиджан
|
||||||||||||||||||||
42
|
Реконструкция ПС 220 кВ Хехцир и ПС 500 кВ Хехцир-2
|
Хабаровская
|
2020
|
2 x 125 МВА
|
250
|
0
|
250
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей
|
||||||||||||||||||||
43
|
ПС 220 кВ Магдагачи
|
Амурская
|
2022
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей южных районов Амурской области
|
||||||||||||||||||||
44
|
ПС 220 кВ Ключевая
|
Амурская
|
2022
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей южных районов Амурской области
|
||||||||||||||||||||
45
|
ПС 220 кВ Завитая
|
Амурская
|
2022
|
2 x 25 МВА
|
50
|
0
|
50
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Повышение надежности электроснабжения потребителей южных районов Амурской области
|
||||||||||||||||||||
46
|
ПС 220 кВ НПС-11
|
Якутская (ЗЭР)
|
2019
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Транснефть-Восток"
|
||||||||||||||||||||
47
|
ПС 220 кВ НПС-12
|
Якутская (ЗЭР)
|
2017
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ООО "Транснефть-Восток"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Транснефть-Восток"
|
||||||||||||||||||||
48
|
ПС 220 кВ НПС-13
|
Якутская (ЗЭР)
|
2017
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ООО "Транснефть-Восток"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Транснефть-Восток"
|
||||||||||||||||||||
49
|
ПС 220 кВ НПС-14
|
Якутская (ЗЭР)
|
2017
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ООО "Транснефть-Восток"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Транснефть-Восток"
|
||||||||||||||||||||
50
|
ПС 220 кВ НПС-15
|
Якутская (ЗЭР)
|
2017
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Транснефть-Восток"
|
||||||||||||||||||||
51
|
ПС 220 кВ НПС-16
|
Якутская (ЮЭР)
|
2017
|
2 x 32 МВА
|
64
|
0
|
64
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Транснефть-Восток"
|
||||||||||||||||||||
52
|
ПС 220 кВ НПС-17
|
Якутская (ЮЭР)
|
2018
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ООО "Транснефть-Восток"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Транснефть-Восток"
|
||||||||||||||||||||
53
|
ПС 220 кВ НПС-20
|
Амурская
|
2017
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ООО "Транснефть-Восток"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Транснефть-Восток"
|
||||||||||||||||||||
54
|
ПС 220 кВ НПС-19
|
Якутская (ЮЭР)
|
2019
|
2 x 40 МВА
|
80
|
0
|
80
|
0
|
ПАО "ФСК ЕЭС"
|
Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ООО "Транснефть-Восток"
|
||||||||||||||||||||
Итого по объектам реновации 220 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
464
|
0
|
0
|
80
|
0
|
0
|
160
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
760
|
0
|
0
|
1464
|
0
|
||||||
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 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.
|
1124,5
|
815
|
300
|
1407,7
|
1015
|
165
|
926,3
|
471
|
163
|
551,9
|
436
|
0
|
95,0
|
751
|
133
|
0,0
|
0
|
0
|
452,6
|
886
|
360
|
4557,9
|
4374
|
1121
|
||||||
по 500 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
450
|
0
|
360
|
450
|
0
|
360
|
||||||
по 220 кВ
|
1124,5
|
815,0
|
300,0
|
1407,7
|
1015,0
|
165,0
|
926,3
|
471,0
|
163,0
|
551,9
|
436,0
|
0,0
|
95,0
|
751,0
|
133,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
2,6
|
886,0
|
0,0
|
4107,9
|
4374,0
|
761,0
|
Примечание
В стоимость объектов не входит оборудование, расположенное на территории электростанций.
Приложение N 16
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
СВОДНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ВВОДОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ТРАНСФОРМАТОРНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ 220 КВ И ВЫШЕ
ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ ЗА 2016 - 2022 ГОДЫ
2016 г.
|
2017 г.
|
2018 г.
|
2019 г.
|
2020 г.
|
2021 г.
|
2022 г.
|
Итого 2016 - 2022 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
|
177,7
|
0
|
1014,9
|
850
|
344,3
|
575
|
344,1
|
3400
|
564,2
|
400
|
0,0
|
0
|
192,0
|
650
|
2637,2
|
5875
|
750 кВ
|
0
|
0
|
450
|
0
|
0
|
0
|
14,1
|
3000
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
464,1
|
3000
|
330 кВ
|
177,7
|
0
|
564,9
|
850
|
50
|
450
|
298
|
400
|
564,15
|
400
|
0
|
0
|
192
|
250
|
1846,8
|
2350
|
220 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
294,3
|
125
|
32
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
400
|
326,3
|
525
|
ОЭС Центра
|
312,4
|
5112
|
67,6
|
8263
|
237,0
|
3176
|
84,2
|
3507
|
10,0
|
1565
|
36,8
|
2780
|
328,0
|
2070
|
1075,9
|
26473
|
750 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0,0
|
0
|
500 кВ
|
65,15
|
3004
|
0
|
2250
|
92
|
0
|
14,2
|
1701
|
0
|
0
|
0
|
0
|
110
|
0
|
281,4
|
6955
|
330 кВ
|
0
|
0
|
0
|
200
|
0
|
0
|
0
|
500
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0,0
|
700
|
220 кВ
|
247,2
|
2108
|
67,55
|
5813
|
145
|
3176
|
70
|
1306
|
10
|
1565
|
36,8
|
2780
|
218
|
2070
|
794,6
|
18818
|
ОЭС Юга
|
278,5
|
2398
|
1391,5
|
2638
|
60,8
|
375
|
87,8
|
1162
|
13,0
|
400
|
0,0
|
900
|
117,8
|
850
|
1949,4
|
8723
|
500 кВ
|
120,0
|
1002
|
1065,0
|
1002
|
0,0
|
0
|
87,8
|
1002
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
1272,8
|
3006
|
330 кВ
|
0,0
|
0
|
175,0
|
250
|
60,0
|
125
|
0,0
|
0
|
0,0
|
400
|
0,0
|
0
|
117,8
|
250
|
352,8
|
1025
|
220 кВ
|
158,5
|
1396
|
151,5
|
1386
|
0,8
|
250
|
0,0
|
160
|
13,0
|
0
|
0,0
|
900
|
0,0
|
600
|
323,8
|
4692
|
ЭС Республики Крым
|
498,7
|
250,0
|
111,4
|
200,0
|
9,2
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
619,3
|
450
|
330 кВ
|
0,0
|
0,0
|
111,4
|
200,0
|
9,2
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
120,6
|
200
|
220 кВ
|
498,7
|
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
|
498,7
|
250
|
ОЭС Средней Волги
|
66,2
|
750
|
13,4
|
650
|
448,0
|
0
|
22,5
|
252
|
0,0
|
400
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
550,1
|
2052
|
500 кВ
|
0,0
|
0
|
0,0
|
250
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
250
|
220 кВ
|
66,2
|
750
|
13,4
|
400
|
448
|
0
|
22,5
|
252
|
0
|
400
|
0
|
0
|
0
|
0
|
550,1
|
1802
|
ОЭС Урала
|
241,2
|
4470
|
1292,5
|
2610
|
237,3
|
1555
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
308,0
|
250
|
0,0
|
1427
|
2079,0
|
10312
|
500 кВ
|
6,2
|
2304
|
3,35
|
501
|
11,32
|
1000
|
0
|
0
|
0
|
0
|
240
|
0
|
0
|
1427
|
260,8
|
5232
|
220 кВ
|
235,0
|
2166
|
1289,2
|
2109
|
225,99
|
555
|
0
|
0
|
0
|
0
|
68
|
250
|
0
|
0
|
1818,2
|
5080
|
ОЭС Сибири
|
794,9
|
1310
|
551,3
|
1787
|
2279,5
|
1965
|
1136,3
|
2248
|
369,6
|
2704
|
70,4
|
80
|
312,6
|
400
|
5514,5
|
10494
|
500 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
3
|
751
|
590
|
1002
|
0
|
1002
|
0
|
0
|
0
|
0
|
593,0
|
2755
|
220 кВ
|
794,9
|
1310
|
551,3
|
1787
|
2276,5
|
1214
|
546,3
|
1246
|
369,6
|
1702
|
70,4
|
80
|
312,55
|
400
|
4921,5
|
7739
|
ОЭС Востока
|
1124,5
|
815
|
1408,6
|
1015
|
926,3
|
471
|
489,9
|
436
|
95,0
|
751
|
0,0
|
0
|
452,6
|
886
|
4496,8
|
4374
|
500 кВ
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
450
|
0
|
450,0
|
0
|
220 кВ
|
1124,47
|
815
|
1408,55
|
1015
|
926,3
|
471
|
551,88
|
436
|
95
|
751
|
0
|
0
|
2,6
|
886
|
4108,8
|
4374
|
ИТОГО
|
3494,0
|
15105
|
5851,1
|
18013
|
4542,4
|
8117
|
2226,7
|
11005
|
1051,8
|
6220
|
415,2
|
4010
|
1403,0
|
6283
|
18984,2
|
68753
|
750 кВ
|
0,0
|
0
|
450
|
0
|
0,0
|
0
|
14,1
|
3000
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
0,0
|
0
|
464,1
|
3000
|
500 кВ
|
191,3
|
6310
|
1068,4
|
4003
|
106,3
|
1751
|
692,0
|
3705
|
0,0
|
1002
|
240,0
|
0
|
560,0
|
1427
|
2858,0
|
18198
|
330 кВ
|
177,7
|
0,0
|
851,3
|
1500,0
|
119,2
|
575,0
|
298,0
|
900,0
|
564,2
|
800,0
|
0,0
|
0,0
|
309,8
|
500,0
|
2320,2
|
4275
|
220 кВ
|
3125,0
|
8795,0
|
3481,5
|
12509,5
|
4316,9
|
5791,0
|
1222,6
|
3400,0
|
487,6
|
4418,0
|
175,2
|
4010,0
|
533,2
|
4356,0
|
13342,0
|
43280
|
Приложение N 17
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 годы
СВОДНЫЕ ДАННЫЕ
ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ, КЛАСС НАПРЯЖЕНИЯ КОТОРОЙ
НИЖЕ 220 КВ, НА ОСНОВАНИИ СХЕМ И ПРОГРАММ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СУБЪЕКТОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ (СИПР),
УТВЕРЖДЕННЫХ В 2015 ГОДУ
Наименование субъекта Российской Федерации
|
Класс напряжения, кВ
|
Суммарная протяженность, км
|
Суммарная трансформаторная мощность, МВА
|
Примечание
|
ОЭС Северо-Запада
|
||||
Архангельская область
|
110
|
29,9
|
449
|
|
35
|
3,1
|
58,7
|
||
Калининградская область
|
110
|
515,12
|
2836,6
|
|
Республика Карелия
|
нет информации
|
|||
Республика Коми
|
нет информации
|
|||
г. Санкт-Петербург
|
110
|
388
|
9003
|
|
Ленинградская область
|
110
|
0
|
4527,3
|
|
35
|
787,1
|
1234,3
|
||
Мурманская область
|
110
|
360
|
1272
|
|
Новгородская область
|
110
|
18,6
|
0
|
|
Псковская область
|
110
|
0
|
320
|
|
10 - 0,4
|
0
|
169,1
|
||
ОЭС Центра
|
||||
Белгородская область
|
110
|
9,6
|
139
|
|
35
|
65,06
|
22,5
|
||
Брянская область
|
110
|
41,5
|
226
|
с КЛ
|
35
|
0
|
52
|
||
Владимирская область
|
нет информации
|
|||
Вологодская область
|
110
|
48,7
|
144
|
|
10 - 0,4
|
105,76
|
0
|
КЛ, альтернативный вариант
|
|
Воронежская область
|
нет информации
|
|||
Ивановская область
|
10 - 0,4
|
195,1
|
129,2
|
замена трансформаторов
|
Калужская область
|
110
|
50,1
|
25
|
по ВЛ 110: 8,1 км (2016 г.) - по реализуемым вводам; 42 км (2017) - по рекомендуемым вводам в соответствии с прогнозом ОАО "СО ЕЭС"
|
Костромская область
|
110
|
0
|
77
|
|
35 - 0,4
|
2137,67
|
90,65
|
||
Курская область
|
110
|
1,7
|
12,6
|
|
35
|
0
|
24
|
||
Липецкая область
|
110
|
115,78
|
0
|
|
10 - 0,4
|
134,97
|
0
|
||
г. Москва
|
нет информации
|
|||
Московская область
|
110
|
607,73
|
7198,8
|
|
35
|
8
|
393,8
|
||
50 Мвар
|
||||
Орловская область
|
110
|
68,4
|
288,6
|
|
Смоленская область
|
110
|
119,91
|
450,3
|
|
35 - 0,4
|
2758,5
|
126,9
|
||
Тамбовская область
|
нет информации
|
|||
Тверская область
|
110
|
0
|
368
|
|
10 - 0,4
|
0
|
38,7
|
||
Тульская область
|
110
|
144,9
|
155
|
по реализуемым вводам
|
35
|
31
|
16
|
||
10 - 0,4
|
2539,9
|
168,4
|
||
110
|
275
|
125
|
||
Ярославская область
|
нет информации
|
|||
ОЭС Средней Волги
|
||||
Республика Марий Эл
|
110
|
3,0
|
31,0
|
|
Республика Мордовия
|
110
|
25,8
|
62,6
|
|
Нижегородская область
|
110
|
167
|
0
|
|
Пензенская область
|
110
|
180,553
|
82
|
|
Саратовская область
|
110
|
1,84
|
105
|
|
Самарская область
|
110
|
280,96
|
2089,3
|
нет информации
|
Республика Татарстан
|
110
|
нет информации
|
||
Ульяновская область
|
нет информации
|
|||
Чувашская Республика
|
110
|
5,03
|
214,5
|
|
ОЭС Юга
|
||||
Республика Адыгея
|
110
|
65,9
|
433
|
|
35
|
0,4
|
119
|
||
Астраханская область
|
110
|
48,34
|
100
|
|
Волгоградская область
|
нет информации
|
|||
Республика Дагестан
|
нет информации
|
|||
Республика Калмыкия
|
нет новых вводов ввиду отсутствия новых потребителей
|
|||
Кабардино-Балкарская Республика
|
110
|
46
|
||
10 - 0,4
|
65,2
|
|||
Карачаево-Черкесская Республика
|
нет информации
|
|||
Краснодарский край
|
110
|
293,13
|
564
|
с учетом КЛ и КВЛ
|
35
|
25,8
|
158
|
||
Ростовская область
|
110
|
48
|
212
|
|
Республика Северная Осетия - Алания
|
110
|
нет информации
|
||
Республика Ингушетия
|
110
|
0
|
40
|
|
35
|
11
|
25,2
|
||
Ставропольский край
|
110
|
151,62
|
630
|
|
Чеченская Республика
|
110
|
0
|
0
|
|
35
|
0
|
58,6
|
||
10 - 0,4
|
850
|
50
|
||
ОЭС Урала
|
||||
Кировская область
|
110
|
1,9
|
40
|
|
35
|
1,71
|
32
|
||
Курганская область
|
110
|
0
|
50
|
|
Оренбургская область
|
110
|
129,65
|
180
|
с КЛ
|
35
|
4
|
0
|
с КЛ
|
|
Пермский край
|
нет информации
|
|||
Республика Башкортостан
|
нет информации
|
|||
Свердловская область
|
нет информации
|
|||
Тюменская область
|
110
|
34,2
|
464,6
|
|
35
|
0
|
19,4
|
||
10 - 0,4
|
278,2
|
75,5
|
||
Удмуртская Республика
|
110
|
0
|
66
|
|
Челябинская область
|
110
|
181,9
|
66,25
|
нет информации
|
Ямало-Ненецкий автономный округ
|
110
|
180
|
0
|
|
35 и ниже
|
20,5
|
0
|
||
Ханты-Мансийский автономный округ
|
110
|
67,1
|
890
|
|
ОЭС Сибири
|
||||
Алтайский край
|
110
|
178,6
|
289,6
|
|
Забайкальский край
|
110
|
223,8
|
281,3
|
|
35
|
13
|
100
|
||
Иркутская область
|
110
|
364,3
|
2466,3
|
|
35
|
1021,36
|
761,7
|
||
Кемеровская область
|
нет информации
|
|||
Красноярский край
|
110
|
1203,2
|
663
|
|
35
|
22
|
12,6
|
||
Новосибирская область
|
110
|
6,52
|
494
|
|
Омская область
|
110
|
0
|
1050
|
|
35
|
333,37
|
0
|
||
10 - 0,4
|
144,8
|
128,85
|
||
Республика Алтай
|
110
|
42
|
0
|
|
Республика Бурятия
|
110
|
43,1
|
241,7
|
|
Республика Хакасия
|
110
|
30
|
18
|
|
Томская область
|
110
|
0
|
243,5
|
|
ОЭС Востока
|
||||
Хабаровский край
|
110
|
96
|
276
|
|
35
|
0
|
22,6
|
||
Амурская область
|
110
|
32,3
|
292,6
|
с КЛ
|
Еврейская автономная область
|
нет информации
|
|||
Приморский край
|
110
|
505,4
|
1759,6
|
|
35
|
339,4
|
523,65
|
||
Республика Саха (Якутия)
|
110
|
3,6
|
176
|
Примечание: по данным Схем и программ на период 2016 - 2020 гг.