3. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2013 - 2019 ГОДЫ

ЕЭС России

В таблицах 3.1. и 3.2 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2013 - 2019 годы соответственно с учетом ОЭС Востока и без нее. Спрос на электрическую энергию в приведенных ниже таблицах представлен с учетом потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС). Кроме того, не учтены спрос на электрическую энергию и мощность Николаевского энергоузла, присоединение которого к сетям ЭС Хабаровского края в рассматриваемый перспективный период не планируется.

Таблица 3.1. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России

Наименование	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Э год	млрд. кВт·ч	1000,1	1016,5	1031,4	1054,2	1077,3	1100,5	1121,0	1137,3	1151,0
собств.	МВт	147769	157425	158659	162092	165658	168619	171087	173228	175315
год.	час/год	6768	6457	6501	6504	6503	6527	6552	6565	6565

Таблица 3.2. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России без учета ОЭС Востока

Наименование	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Э год	млрд. кВт·ч	969,54	984,82	998,1	1019,3	1041,0	1061,9	1080,3	1095,7	1108,6
собств.	МВт	143569	152519	154957	157125	160365	163091	165430	167418	169407
год.	час/год	6753	6457	6483	6487	6491	6511	6530	6541	6544

По данным таблицы 3.1 максимальное потребление мощности ЕЭС России на 2013 год прогнозируется на уровне 158659 МВт (для условий прохождения максимума потребления при среднесуточной температуре наружного воздуха - 20 °С), на 2019 год - прогнозируется на уровне 175315 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за период 2013 - 2019 годов около 1,5%.

На рисунке 3.1 представлен график прогнозного максимума потребления мощности ЕЭС России.

Рисунок 3.1. Прогнозные максимумы потребления мощности
ЕЭС России

С учетом основных тенденций изменения режимов потребления электрической энергии, выявленных на основе ретроспективного анализа, заявок потребителей, заключенных договоров и выданных технических условий на технологическое присоединение к электрической сети сформированы перспективные режимы потребления электрической энергии по ОЭС.

Далее представлены характеристики перспективных режимов потребления электрической энергии по ОЭС.

ОЭС Северо-Запада

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 9,4%. К 2019 году этот показатель немного снизится и составит 9,2%. В 2013 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 15221 МВт, к 2019 году - 16509 МВт. Среднегодовой прирост максимума потребления мощности за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,0%.

В таблице 3.3 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.

Таблица 3.3. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада

Наименование	Ед. изм.	Факт <*>		Прогноз
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Э год	млрд. кВт·ч	92,55	93,21	93,1	94,5	96,3	97,7	98,8	100,3	101,9
	МВт	14877	15368	15221	15429	15676	15870	16069	16259	16509
	час/год	6221	6065	6116	6126	6140	6155	6146	6167	6171
Р совм.	МВт	13640	14904	14917	15120	15361	15553	15747	15933	16178
Т совм.	час/год	6785	6254	6241	6251	6266	6280	6272	6293	6297

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

<*> С учетом приграничной торговли в ЭС Мурманской обл. и ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской обл. в показателях 2011 и 2012 года.

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2013 - 2019 годов представлено на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2. Прогнозные значения потребления мощности
ОЭС Северо-Запада

ОЭС Центра

В 2013 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 24,2%, а в 2019 году - 24,5%. В 2013 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 38937 МВт, к 2019 году - 43325 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления мощности за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,5%.

В таблице 3.4 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.

Таблица 3.4. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра

Наименование	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Э год	млрд. кВт.ч	223,7	229,4	234,0	239,3	245,0	250,2	255,8	260,3	264,1
	МВт	35761	38916	38937	39731	40694	41465	42150	42706	43325
	час/год	6255	5894	6010	6023	6020	6035	6068	6096	6096
Р совм.	МВт	35149	38000	38430	39334	40287	41050	41729	42279	42892
Т совм.	час/год	6364	6036	6089	6084	6081	6096	6130	6158	6158

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.4 представлен с учетом потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в IV квартале 2013 года.

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2013 - 2019 годов.

Рисунок 3.3. Прогнозные значения потребления мощности
ОЭС Центра

ОЭС Средней Волги

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России оценивается 11,3% в 2013 году и ожидается ее снижение к 2019 году до 11%. К 2013 году собственный максимум потребления мощности составит 18151 МВт, к 2019 году - 19738 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления мощности за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,4%.

В таблице 3.5 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.

Таблица 3.5. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги

Наименование	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Э год	млрд. кВт.ч	108,0	108,5	110,3	112,5	114,6	116,2	117,9	119,8	121,3
	МВт	16844	17960	18151	18503	18764	18987	19220	19506	19738
	час/год	6412	6042	6079	6081	6109	6118	6133	6143	6147
Р совм.	МВт	16149	17858	17906	18133	18389	18607	18836	19116	19343
Т совм.	час/год	6688	6076	6162	6205	6233	6243	6258	6268	6273

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2013 - 2019 годов.

Рисунок 3.4. Прогнозные значения потребления мощности
ОЭС Средней Волги

ОЭС Юга

Доля ОЭС Юга в 2013 году составит порядка 9,5% по потреблению мощности от общей максимальной нагрузки ЕЭС России. К 2019 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,9%. В 2013 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 15540 МВт, к 2019 году - 17353 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 2,1%.

В таблице 3.6 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.

Таблица 3.6. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга

Наименование	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Э год	млрд. кВт.ч	85,7	86,5	88,1	92,1	95,3	97,4	99,2	100,4	101,5
	МВт	13785	15042	15540	15886	16470	16712	16967	17164	17353
	час/год	6220	5749	5671	5800	5787	5828	5845	5849	5849
Р совм.	МВт	13452	13869	15012	15463	16032	16277	16526	16742	16926
Т совм.	час/год	6374	6235	5870	5959	5945	5984	6001	5996	5996

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.6 представлен с учетом потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГАЭС.

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2013 - 2019 годов.

Рисунок 3.5. Прогнозные значения потребления мощности
ОЭС Юга

ОЭС Урала

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 23,2% и к 2019 году снизится до 22,6%. Собственный максимум потребления мощности в 2013 году прогнозируется на уровне 37534 МВт, к 2019 году - на уровне 40507 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,3%.

В таблице 3.7 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Урала.

Таблица 3.7. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Урала

Наименование	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Э год	млрд. кВт.ч	254,6	256,9	260,0	263,9	267,8	271,5	274,7	278,3	281,0
	МВт	36087	37057	37534	38207	38688	39154	39657	40140	40507
	час/год	7055	6933	6928	6907	6923	6934	6926	6934	6938
Р совм.	МВт	35737	36753	36783	37443	37914	38371	38864	39337	39697
Т совм.	час/год	7124	6991	7070	7048	7064	7075	7067	7075	7080

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2013 - 2019 годов.

Рисунок 3.6. Прогнозные значения потребления мощности
ОЭС Урала

ОЭС Сибири

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 19,5% и в 2019 году ожидается незначительное ее увеличение - до 19,6%. Собственный максимум потребления мощности к 2013 году прогнозируется на уровне 32197 МВт, к 2019 году - на уровне 35803 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,7%.

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

Таблица 3.8. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Сибири

Наименование	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Э год	млрд. кВт.ч	205,0	210,2	212,5	216,9	222,0	229,0	234,0	236,6	238,7
	МВт	31158	31837	32197	32950	33731	34618	35133	35428	35803
	час/год	6578	6602	6601	6583	6581	6614	6661	6677	6668
Р совм.	МВт	29442	31135	30909	31632	32382	33233	33728	34011	34371
Т совм.	час/год	6962	6751	6876	6857	6855	6889	6939	6955	6946

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2013 - 2019 годов.

Рисунок 3.7. Прогнозные значения потребления мощности
ОЭС Сибири

ОЭС Востока

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 2,9%, а в 2019 году увеличится до 3,4%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока (без учета потребления мощности и электрической энергии изолированно работающего Николаевского энергоузла) в 2013 году прогнозируется на уровне 5667 МВт, к 2019 году - 7125 МВт. Среднегодовые темпы прироста максимума потребления за 2013 - 2019 годы составят около 3,8%. В таблице 3.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

Таблица 3.9. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока

Наименование	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Э год	млрд. кВт.ч	30,5	31,7	33,25	34,9	36,3	38,6	40,8	41,6	42,4
	МВт	5260	5472	5667	5986	6382	6670	6824	7008	7127
	час/год	5802	5788	5868	5828	5692	5790	5973	5931	5950
Р совм.	МВт	4200	4906	4702	4967	5293	5528	5657	5810	5908
Т совм.	час/год	7267	6456	7072	7024	6863	6986	7205	7153	7176

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2013 - 2019 годов.

Рисунок 3.8. Прогнозные значения потребления мощности
ОЭС Востока

Выводы.

1. Перспективное значение максимальной электрической нагрузки ЕЭС России к 2019 году ожидается на уровне 175315 МВт, что соответствует среднегодовым приростам нагрузки около 1,5%.

2. Максимальные электрические нагрузки по всем объединенным энергосистемам к 2019 году увеличиваются. Самый интенсивный рост максимальной электрической нагрузки за период 2013 - 2019 годы будет наблюдаться в ОЭС Юга - среднегодовой прирост до 2,1%, обусловленный, в основном, интенсивным строительством и вводом объектов Олимпийских Игр - 2014 и их инфраструктурой. В ОЭС Сибири - до 1,9% за счет ввода новых и расширения существующих мощностей обрабатывающего комплекса (в частности - цветной металлургии) и в ОЭС Востока - до 3,8%.

3. Самый низкий прирост нагрузки прогнозируется в ОЭС Северо-Запада - до 1,0% и в ОЭС Урала, который определяется низким среднегодовым приростом нагрузки самой крупной территориальной энергосистемы - ЭС Тюменской области, ХМАО, ЯНАО.