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

Утверждена
приказом Минэнерго России
от 1 марта 2016 г. N 147

СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ
НА 2016 - 2022 ГОДЫ

1. Основные цели и задачи

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.

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

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. 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

9.1. Принятые сокращения

АВР
-
автоматика включения резервного питания или оборудования;
АЛАР
-
автоматика ликвидации асинхронного режима;
АОПН
-
автоматика ограничения повышения напряжения;
АОПО
-
автоматика ограничения перегрузки оборудования;
АПВ
-
автоматическое повторное включение;
АРВ
-
автоматический регулятор возбуждения;
АРПМ
-
автоматика разгрузки при перегрузке по мощности;
АРЧМ
-
автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
АСДУ
-
автоматизированная система диспетчерского управления;
АСТУ
-
автоматизированная система технологического управления;
АТ
-
автотрансформатор;
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.

11. Схема развития ЕЭС России

Схема развития ЕЭС России состоит из следующих карт-схем:

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

Приложение N 1
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2016 - 2022 гг.

ПРОГНОЗ
СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ ПО ОЭС ЕЭС РОССИИ
НА ПЕРИОД 2016 - 2022 ГОДОВ

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.

Сохранить в браузере
Нажмите сочетание клавиш Ctrl + D