Конференция
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России
Теплообменные аппараты ТТАИ

Приказ Минэнерго России от 28.02.2018 №121
"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018 - 2024 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 2018 - 2024 годы.

Министр

А.В.НОВАК

Утверждена

приказом Минэнерго России

от 28 февраля 2018 г. N 121

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2018 - 2024 ГОДЫ

1. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на 2018 - 2024 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823.

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

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

2. Прогноз спроса на электрическую энергию по Единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2018 - 2024 годы

2.1. ЕЭС России

В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2018 - 2024 годов среднегодовой прирост электропотребления по ЕЭС России за прогнозный период составит 1,22%. Прогноз сформирован на основе информации о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям с учетом прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период 2018 - 2020 годов, разработанного Министерством экономического развития (сентябрь 2017 года) (таблица 2.1).

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

Показатели (годовые темпы прироста, %)
2017 <**> 2018 2019 2020
ВВП 2,1 2,1 2,2 2,3
Объем промышленного производства 2,1 2,5 2,5 2,5
Производство продукции сельского хозяйства 1,2 0,5 1,5 2,2
Инвестиции в основной капитал 4,1 4,7 5,6 5,7
Розничный товарооборот 1,2 2,9 2,7 2,5
Платные услуги населению 0,8 2,2 2,2 2,3
Цена на нефть марки "Urals" (мировая), долларов США за баррель 49,9 43,8 41,6 42,4

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

<*> Составлено по материалам прогноза социально-экономического развития Министерства экономического развития на период до 2020 года (сентябрь 2017 года).

<**> Данные за 2017 год - предварительная оценка за год по материалам Прогноза социально-экономического развития Министерства экономического развития на период до 2020 года.

Согласно базовому сценарию прогноза социально-экономического развития России, основывающемуся на прогнозируемой среднегодовой цене нефти марки "Urals" в 2018 году 43,8 долларов за баррель, ожидается рост ВВП в 2018 году на 2,1%, увеличение промышленного производства на 2,5%, рост инвестиций в основной капитал на 4,7%.

На перспективу после 2020 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 2024 года приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария социально-экономического развития России до 2024 года <*>

Показатели (годовые темпы прироста, %) Среднегод. темп за 2018 - 2024 годы, % Прирост 2024 года к 2017 году, %
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ВВП 2,1 2,2 2,3 2,5 2,6 2,5 2,4 2,37 17,8
Объем промышленного производства 2,5 2,5 2,5 2,2 2,1 2,2 2,1 2,30 17,3
Производство продукции сельского хозяйства 0,5 1,5 2,2 1,4 1,4 1,5 1,3 1,40 10,2
Инвестиции в основной капитал 4,7 5,6 5,7 5,2 4,8 3,8 3,8 4,80 38,8
Розничный товарооборот 2,9 2,7 2,5 3,0 3,0 3,0 3,0 2,87 21,9
Платные услуги населению 2,2 2,2 2,3 3,0 2,9 3,0 2,7 2,61 19,8

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

<*> По материалам среднесрочного (до 2020 года) и долгосрочного (до 2030 года) прогнозов социально-экономического развития Российской Федерации.

При разработке прогноза спроса на электрическую энергию учтены предварительные итоги социально-экономического развития России в 2017 году, приведенные в таблице 2.3.

Макроэкономическая конъюнктура в 2017 году характеризуется определенным восстановительным ростом экономики после кризисных явлений 2014 - 2016 годов. Рост ВВП страны за январь - ноябрь 2017 года составил 101,6% к соответствующему периоду 2016 года. Показатель инвестиций в основной капитал впервые с 2013 года демонстрирует значительный прирост - 4,2% за январь - ноябрь 2017 года по сравнению с аналогичным периодом 2016 года. Промышленное производство также характеризуется увеличением объемов производства: за январь - ноябрь 2017 года рост составил 101,2% относительно того же периода 2016 года, в том числе, в обрабатывающем секторе - 100,4%. Наблюдается рост в таких энергоемких секторах промышленности, как производство кокса и нефтепродуктов (100,6%), производство бумаги и бумажных изделий (104,9%), производство химических веществ и химических продуктов (104,9%), а также в пищевой промышленности (105,4%). Наблюдается снижение объемов производства в металлургии (95,9%), в том числе в алюминиевой промышленности: производство первичного алюминия за январь - ноябрь 2017 года снизилось на 6,3% по сравнению с соответствующим периодом 2016 года. При этом отмечается рост производства рафинированной меди на 8,6% за тот же период.

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

Показатели январь - ноябрь 2016 года январь - ноябрь 2017 года
ВВП <**> 99,7 101,6
Промышленное производство, в т.ч.: 101,4 101,2
Обрабатывающие производства, из них: 100,8 100,4
производство пищевых продуктов 102,1 105,4
металлургическое производство 96,0 95,9
производство химических веществ и химических продуктов 104,5 104,9
производство кокса и нефтепродуктов 97,5 100,6
производство бумаги и бумажных изделий 102,0 104,9
Производство продукции сельского хозяйства 104,9 102,5
Инвестиции в основной капитал <***> 99,4 104,2
Объем работ по виду деятельности "Строительство" 97,6 98,1
Ввод в эксплуатацию жилых домов 93,6 96,0
Оборот розничной торговли 95,5 101,0
Объем платных услуг населению 99,7 100,2

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

<*> По оперативным данным Росстата за январь - ноябрь 2017 года.

<**> Оценка Минэкономразвития России.

<***> Оценка Росстата за январь - ноябрь.

Отмечается рост сельскохозяйственного производства на 2,5% за январь - ноябрь 2017 года по сравнению с соответствующим периодом 2016 года.

Динамика электропотребления в 2017 году определяется ростом основных показателей социально-экономического развития. Объем потребления электрической энергии в рамках ЕЭС России в 2017 году составил 1 039,880 млрд кВт·ч, что на 1,27% выше показателя 2016 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 суммарная доля составила в 2017 году на уровне 67,86% от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России (рисунок 2.1).

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2018 - 2024 годов приведен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.1 - Территориальная структура потребления

электрической энергии по ОЭС за 2017 год, %

Рисунок 2.2 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ЕЭС России до 2024 года

Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1 131,661 млрд кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2017 года на 91,781 млрд кВт·ч. Превышение уровня 2017 года составит в 2024 году 8,82% при среднегодовом приросте за период 1,22%.

Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2018 - 2020 годах. Значимым фактором увеличения потребления электрической энергии в эти годы является существенный прирост объема потребления электрической энергии 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 Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1 126,252 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 1,15%.

Прогноз спроса на электрическую энергию по объединенным и территориальным энергосистемам разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии за последние годы с учетом анализа имеющейся информации о поданных заявках и утвержденных технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям. При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки (вид экономической 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 энергосистемам субъектов Российской Федерации - в Приложении 1.

Таблица 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период до 2024 года, млрд кВт·ч

Факт Прогноз Ср. год. прирост за 2018 - 2024 годы, %
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ОЭС Северо-Запада 93,899 94,512 95,210 96,156 96,758 97,662 98,264 99,262
годовой темп прироста, % 1,10 0,65 0,74 0,99 0,63 0,93 0,62 1,01 0,80
ОЭС Центра 238,558 239,593 242,184 245,316 247,458 249,428 251,993 255,495
годовой темп прироста, % 0,54 0,43 1,08 1,29 0,87 0,80 1,03 1,39 0,98
ОЭС Средней Волги 108,016 108,915 109,662 110,331 110,760 111,224 111,667 112,363
годовой темп прироста, % 1,64 0,83 0,69 0,61 0,39 0,42 0,40 0,62 0,57
ОЭС Юга 99,094 102,614 104,355 106,462 107,995 109,259 110,300 111,537
годовой темп прироста, % 9,25 3,55 1,70 2,02 1,44 1,17 0,95 1,12 1,70
ОЭС Урала 261,200 263,855 267,311 270,516 272,518 274,565 276,075 278,450
годовой темп прироста, % 0,70 1,02 1,31 1,20 0,74 0,75 0,55 0,86 0,92
ОЭС Сибири 205,876 207,109 211,592 220,170 222,209 225,609 228,451 229,872
годовой темп прироста, % -0,62 0,60 2,16 4,05 0,93 1,53 1,26 0,62 1,59
ОЭС Востока <*> 33,237 35,556 40,228 41,406 42,139 42,897 43,537 44,682
годовой темп прироста, % 0,18 6,98 13,14 2,93 1,77 1,80 1,49 2,63 4,32
ЕЭС России 1039,880 1052,154 1070,542 1090,357 1099,837 1110,644 1120,287 1131,661
годовой темп прироста, % 1,27 1,18 1,75 1,85 0,87 0,98 0,87 1,02 1,22

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

<*> ОЭС Востока с учетом присоединения к ЕЭС России Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) с середины 2018 года и Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) с 2019 года.

При разработке территориального прогноза потребления электрической энергии по ОЭС учитывались данные прогнозов социально-экономического развития субъектов Российской Федерации в агрегированном виде в разрезе федеральных округов. В прогнозе электропотребления повышенные относительно среднего по ЕЭС России темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются для ОЭС Востока, ОЭС Юга и ОЭС Сибири (средний темп за период 4,32%, 1,70%, 1,59% соответственно). Для остальных ОЭС среднегодовые темпы прироста прогнозируются ниже средних темпов по ЕЭС России.

В таблице 2.5 приведена территориальная структура потребления электрической энергии на уровне 2017 и прогнозного 2024 годов.

Таблица 2.5 - Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии по ОЭС в соответствии с прогнозом электропотребления на 2024 год

2017 год, факт 2024 год, прогноз
млрд кВт·ч % млрд кВт·ч %
ОЭС Северо-Запада 93,899 9,03 99,262 9,03
ОЭС Центра 238,558 22,94 255,495 22,94
ОЭС Средней Волги 108,016 10,39 112,363 10,38
ОЭС Юга 99,094 9,53 111,537 9,53
ОЭС Урала 261,200 25,12 278,450 24,12
ОЭС Сибири 205,876 19,80 229,872 19,80
ОЭС Востока 33,237 3,20 44,682 3,20
ЕЭС России 1039,880 100,0 1131,661 100,0

Прогнозируемые тенденции изменения региональной динамики потребления электрической энергии не приведут к существенным сдвигам в территориальной структуре электропотребления.

2.2. ОЭС Северо-Запада

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Северо-Запада в 2017 году составил 93,899 млрд кВт·ч, что на 1,10% выше уровня предыдущего года.

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада прогнозируется на уровне 99,262 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,80%) (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 2024 года

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

Рост добычи нефти на территории ОЭС Северо-Запада и увеличение поставок нефти по новому нефтепроводу "Балтийская трубопроводная система" предполагают рост объема и глубины нефтепереработки.

Развитие обрабатывающего сектора промышленности будет опираться на создание новых и развитие существующих промышленных зон и индустриальных парков. В числе наиболее крупных проектов - Чудовская промышленно-логистическая зона в Новгородской области (в числе потенциальных резидентов - Бабиновский цементный завод, завод по производству оптоволоконных материалов), индустриальный парк "Храброво" в Калининградской области.

В химической промышленности рост электропотребления будет определяться развитием существующих и строительством новых предприятий.

Главными приоритетами в развитии машиностроительного комплекса на территории ОЭС Северо-Запада являются судостроение, энергомашиностроение, приборостроение и автомобилестроение. В частности, в Мурманской области планируется создание центра строительства крупнотоннажных морских сооружений, который будет специализироваться на строительстве морских комплексов по производству, хранению и отгрузке сжиженного природного газа (СПГ) и стабильного газового конденсата, а также на ремонте и обслуживании морской техники и оборудования, которые используются для освоения морских нефтегазоконденсатных месторождений.

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

В связи с планирующимся расширением газопроводной системы "Северный поток" ожидается увеличение мощностей магистральной газопроводной системы Бованенково - Ухта - Торжок со строительством дополнительного ответвления Грязовец-Усть-Луга. Трасса газопроводов проходит по территории Республики Коми, Архангельской, Вологодской и Ленинградской областей.

Ожидается рост электропотребления на объектах оборонно-промышленного комплекса, расположенных в Калининградской, Мурманской, Архангельской областях.

В агропромышленном секторе планируется создание ряда крупных тепличных комплексов, в частности, в Республике Коми (тепличный комплекс "Княжпогостский").

Город Санкт-Петербург и Ленинградская область остаются субъектами, обеспечивающими основной экономический и инновационный потенциал Северо-Западного региона. На энергосистему города Санкт-Петербург и Ленинградской области приходится около 48,68% всего потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада. К 2024 году этот показатель вырастет до 49,67% по причине более высоких перспективных темпов прироста электропотребления (1,09%) за прогнозный период по сравнению с ОЭС Северо-Запада в целом (0,80%). При этом объем спроса на электрическую энергию возрастет на 7,87% до 49,306 млрд кВт·ч в 2024 году при 45,710 млрд кВт·ч в 2017 году.

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

Рост спроса на электрическую энергию в сфере услуг определяется строительством торгово-досуговых и бизнес-центров (в том числе, общественно-деловой центр "Охта"), технопарков в области информационных технологий, туристско-рекреационных, спортивных и гостиничных комплексов (в том числе объекты к Чемпионату мира по футболу 2018 года), 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 около 67% прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада в период до 2024 года. Особое положение в ОЭС Северо-Запада занимает энергосистема Калининградской области, не имеющая прямых электрических связей с энергосистемами других субъектов Российской Федерации. В соответствии с прогнозом электропотребления к 2024 году спрос на электрическую энергию в энергосистеме Калининградской области вырастет на 4,96% до 4,657 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 0,69%. Перспективный рост потребления электрической энергии в регионе определяется развитием производственного сектора (в том числе, создание предприятия по добыче и переработке сырья для производства удобрений), а также сферы услуг. К Чемпионату мира по футболу 2018 года завершается строительство ряда крупных объектов (стадиона, гостиниц, тренировочной базы), а также модернизация транспортной инфраструктуры.

2.3. ОЭС Центра

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Центра в 2017 году составил 238,558 млрд кВт·ч, что на 0,54% выше уровня предыдущего года.

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра прогнозируется на уровне 255,495 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,98%) (рисунок 2.4).

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

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

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Центра является энергосистема города Москвы и Московской области. Ее доля в суммарном потреблении электрической энергии оценивается к концу прогнозного периода на уровне 44,02% при среднегодовых темпах прироста за период 2018 - 2024 годов - 0,93%. Объем потребления к 2024 году оценивается на уровне 112,494 млрд кВт.ч при объеме потребления электрической энергии в 2017 году - 105,452 млрд кВт·ч. Увеличение прогноза спроса на электрическую энергию в значительной мере будет связано со строительством жилья и объектов инфраструктуры, развитием транспортной системы столичного региона, а также модернизацией производственных организаций.

Рисунок 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Центра на период до 2024 года

Приоритетными направлениями развития жилищного строительства и сферы услуг являются освоение бывших промышленных зон в городе Москва. Это территории с огромным потенциалом с точки зрения строительства жилой, коммерческой недвижимости, социально-бытовой инфраструктуры. Планируется реализация таких крупных проектов: складской и жилой комплексы в Московской области, заявитель - ООО ВТБ Недвижимость; жилой микрорайон в Московской области, заявитель - ООО "МСК-Строй"; жилая застройка в городе Домодедово, заявитель - ООО "Большое Домодедово"; многофункциональный общественно-деловой и торгово-развлекательный комплекс с Апарт-отелем в составе транспортно-пересадочного узла "Ботанический сад" в городе Москва; административно-деловой центр в Новой Москве; гостинично-деловой и культурно-досуговый центр с перехватывающей парковкой в городе Москва; инновационный центр "Сколково"; многофункциональный комплекс спортивной направленности с соответствующей инфраструктурой (ООО "Стадион Спартак"); объекты основной инфраструктуры Международного финансового центра АО "Рублево-Архангельское".

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. Благоприятными факторами для развития индустриальных парков в Московской области являются близость к городу Москва, наличие крупных научно-образовательных центров. Среди приоритетных объектов можно отметить следующие: цех штамповки Альфа Автоматив Технолоджиз в городе Москва (ЗАО "РЕНО Россия"); производственный комплекс с бытовыми помещениями и вспомогательным цехом в Московской области (ООО "Русская промышленная компания ЭЛЬТ"); тепличный комплекс в Московской области (ООО "ТК Михайловский"); тепличное хозяйство в Луховицком районе Московской области (ООО "Луховицкие овощи"); промышленная зона (ООО "Кроношпан"); производственно-складской комплекс (ООО "Склады 104"); производственное здание в городе Москва (ФГУП "ТТЦ "Останкино").

Интенсивное развитие энергосистемы требует адекватного развития транспортной инфраструктуры. Существенное развитие получает ГУП "Московский метрополитен" (увеличение протяженности линий метрополитена; в том числе их продление в отдаленные районы города Москва).

Доля энергосистем Белгородской и Вологодской областей в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Центра составит к концу прогнозного периода соответственно 6,68% и 5,55%.

В энергосистеме Белгородской области прогнозируемый рост спроса на электрическую энергию объясняется расширением существующих предприятий. К их числу относятся крупнейшие российские производители железорудного сырья АО "Лебединский ГОК" и ОАО "Стойленский ГОК" и продукции черной металлургии ОАО "ОЭМК".

В энергосистеме Вологодской области учитываются такие крупные потребители как ООО "Череповецкий тепличный комплекс Новый"; АО "Череповецкая спичечная фабрика "ФЭСКО", а также расширение производства существующих предприятий ПАО "Северсталь" и АО "Апатит".

Объем электропотребления энергосистемы Липецкой области в 2017 году составил 12,546 млрд кВт·ч, прогноз в 2024 году - 13,283 млрд кВт·ч. Среднегодовой прирост - 0,82%. Доля от ОЭС Центра в 2024 году - 5,20%. Крупными приоритетными проектами в развитии региона являются следующие:

- предприятие по производству мяса цыплят-бройлеров - ОАО "Куриное царство";

- предприятие, основным видом деятельности которого является выращивание овощей, а среди дополнительных - оптовая торговля зерном, фруктами, овощами - ООО "Тепличный комбинат Елецкие овощи";

- сельскохозяйственная компания, специализирующаяся на круглогодичном выращивании овощей и зелени - ООО "Тепличный комбинат ЛипецкАгро";

- инфраструктура Елецкого участка ОЭЗ ППТ "Липецк".

Среднегодовой прирост электропотребления за период 2018 - 2024 годы по энергосистеме Воронежской области составит 1,61%. Прогноз спроса на электрическую энергию в 2024 году - 12,348 млрд кВт·ч, что на 1,306 млрд кВт·ч больше по сравнению с 2017 годом. Доля потребления электрической энергии от ОЭС Центра 4,83%. Прогноз спроса формируется за счет следующих объектов: ООО "Томат" (строительство тепличного комплекса), ООО "АГРОЭКО-ЮГ" (бойни-мясоперерабатывающее предприятие), ООО "Черкизово-свиноводство" (комбикормовый завод мощностью 40 тонн в час), а также роста электропотребления в связи в вводом новых генерирующих мощностей Нововоронежской АЭС.

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Тульской области в 2024 году составит 11,955 млрд кВт·ч. Среднегодовой прирост за период - 2,80%. Доля от ОЭС Центра в 2024 году - 4,68%. В числе крупных предприятий, на которых ожидается расширение производственных мощностей, выделяются: ПАО "Тулачермет" - ведущий российский производитель товарного чугуна; ОАО "Щекиноазот" - производство промышленной химии; ООО "Ревякинский металлургический комбинат" и Агрохолдинг "Суворовский" Также в прогнозе спроса на электрическую энергию учитывается инвестиционный проект строительства тепличного комплекса "Тульский" по производству овощных культур площадью 80 га. Ввод в эксплуатацию планируется на 2018 - 2020 годы.

Среди энергосистем ОЭС Центра, ориентированных на промышленное производство, наибольший прирост спроса на электрическую энергию за рассматриваемый прогнозный период ожидается в энергосистеме Калужской области. К 2024 году электропотребление здесь увеличится на 18,36% при среднегодовом приросте за 2018 - 2024 годы - 2,44%.

Появление новых резидентов в индустриальных парках и технопарках позволят Калужской области в течение всего прогнозного периода занимать доминирующие позиции по вводу промышленных производств. Наибольший прирост приходится на 2019 год за счет ООО "НЛМК-Калуга". Также стоит отметить развитие организаций, входящих в АО "Особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Калуга"; АО "Корпорация развития Калужской области" и ООО "Индустриальный парк "Ворсино".

Таким образом, направлениями, формирующими перспективный спрос на электрическую энергию на территории регионов, входящих в ОЭС Центра, являются металлургическое, машиностроительное, химическое производство, а также транспортный комплекс и развитие сферы услуг и домашних хозяйств. Именно к данным видам экономической деятельности относятся крупные потребители за рассматриваемый период.

2.4. ОЭС Средней Волги

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Средней Волги в 2017 году составил 108,016 млрд кВт·ч, что на 1,64% выше уровня предыдущего года.

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Средней Волги прогнозируется на уровне 112,363 млрд кВт·ч, что составляет 104,02% к уровню 2017 года (среднегодовой темп прироста за период - 0,57%) (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Средней Волги на период до 2024 года

Основные направления социально-экономического развития регионов, входящих в ОЭС Средней Волги, включают развитие машиностроения, черной и цветной металлургии, химической промышленности (в том числе нефтехимия), 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.

На нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтехимических предприятиях Самарской группы заводов проводится модернизация оборудования в целях повышения эффективности производства (увеличение глубины переработки нефти). В частности, на Куйбышевском НПЗ планируется запуск установки гидроочистки вакуумного газойля, на Новокуйбышевском НПЗ - ввод в эксплуатацию комплекса гидрокрекинга. На НПЗ "ТАНЕКО" в Республике Татарстан продолжается постепенный ввод мощностей, в результате которого объемы переработки нефти вырастут с 8,5 млн тонн в год до 14 млн тонн в год. На НПЗ ПАО "ТАИФ-НК" в городе Нижнекамск (Республика Татарстан) готовится к вводу в эксплуатацию комплекс глубокой переработки тяжелых остатков.

На предприятии ПАО "Нижнекамскнефтехим" планируется реализация крупного проекта - строительство олефинового комплекса мощностью 1,2 млн тонн этилена в год.

В металлургическом комплексе ожидается постепенный рост потребления электрической энергии на новом малом металлургическом заводе мощностью 1 млн тонн сортового проката в Саратовской области (ЗАО "Северсталь - Сортовой завод Балаково").

На ряде новых предприятий химической промышленности планируется постепенный рост электропотребления в связи с набором мощности (ООО "Русвинил" в Нижегородской области, АО "Аммоний" в Республике Татарстан, завод по производству шин ООО "Бриджстоун Тайер Мануфэкчуринг СНГ" в Ульяновской области). Также прогнозируется рост потребления электрической энергии на ООО "Саратоворгсинтез".

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

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 завершается строительство ряда крупных объектов (стадионы, гостиницы, тренировочные базы), а также модернизация транспортной инфраструктуры.

В Республике Татарстан реализуется проект создания нового города в Казанской агломерации - Иннополис, который будет специализироваться на развитии высокотехнологичных отраслей экономики, в том числе информационных технологий. Проект города рассчитан на проживание 155 тысяч человек, из которых 60 тысяч человек будут заняты в секторе информационных технологий.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к 2024 году суммарный удельный вес наиболее крупных энергосистем - Республики Татарстан, Нижегородской и Самарской областей - в общем потреблении электрической энергии в ОЭС останется на уровне 67 - 68%. Наибольший удельный вес в суммарном потреблении электрической энергии в ОЭС Средней Волги имеет энергосистема Республики Татарстан - около 27%. В течение прогнозного периода ожидается увеличение доли энергосистемы Республики Татарстан в связи с более активным развитием экономики в регионе по сравнению с другими субъектами Российской Федерации, входящими в состав ОЭС Средней Волги.

В соответствии с прогнозом в энергосистеме Республики Татарстан объем потребления электрической энергии за 2018 - 2024 годы возрастет на 5,02% - до 30,444 млрд кВт·ч, а среднегодовые темпы прироста составят 0,70%. Около 33,4% прогнозного прироста электропотребления по ОЭС Средней Волги приходится на энергосистему Республики Татарстан, что связано с развитием предприятий Камского инновационного территориально-производственного кластера, где кроме крупных действующих предприятий (ПАО "Нижнекамскнефтехим", ПАО "КамАЗ" и др.) развиваются новые предприятия, в том числе в рамках ОЭЗ "Алабуга", Камского индустриального парка "Мастер". Другим значимым фактором роста электропотребления является развитие непроизводственного сектора, главным образом, в городе Казань и его агломерации.

В энергосистеме Самарской области объем спроса на электрическую энергию по прогнозу вырастет на 5,16% до 24,521 млрд кВт·ч к 2024 году при среднегодовых темпах прироста 0,72%. Прогнозируемый прирост электропотребления обусловлен развитием промышленного сектора (нефтепереработка и нефтехимия, машиностроение), планируется развитие индустриального парка "Чапаевск", якорным инвестором которого является ООО "Кнауф Гипс Челябинск" (завод строительных смесей), а также ОЭЗ "Тольятти" (в числе резидентов - предприятия по производству строительных материалов, автокомпонентов, продукции химической промышленности и др.). Развитие сферы услуг будет определяться строительством новых многофункциональных торгово-развлекательных комплексов, а также эксплуатацией новых гостиниц и спортивных комплексов, вводимых в связи с подготовкой к проведению Чемпионата мира по футболу 2018 года. В секторе жилищного строительства планируется строительство ряда крупных жилых комплексов. В числе наиболее крупных - жилой район "Волгарь" в Куйбышевском районе в городе Самара.

2.5. ОЭС Юга

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2017 году составил 99,094 млрд кВт·ч, что на 9,25% выше уровня предыдущего года. Значительное увеличение показателя потребления электрической энергии обусловлено приростом потребления электрической энергии в ОЭС Юга за счет присоединения с 01.01.2017 года энергосистемы Республики Крым и города Севастополь (7,443 млрд кВт·ч).

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируется на уровне 111,537 млрд кВт·ч (рисунок 2.6). Среднегодовой темп прироста за период (1,70%) выше среднего по ЕЭС России в 1,4 раза.

Доля ОЭС Юга в общем объеме потребления электрической энергии ЕЭС России увеличится к концу прогнозного периода до 9,86% (в 2017 году - 9,53%).

Абсолютный прирост спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга превысит к концу прогнозного периода 12,443 млрд кВт·ч, из них около 66% приходится на три крупнейшие энергосистемы (Краснодарского края и Республики Адыгея, Ростовской и Волгоградской областей).

Преобладание трех энергосистем в территориальном распределении прогнозного объема потребления электрической энергии по ОЭС Юга сохранится при увеличении их суммарной доли до 62,1% в 2024 году с 61,6% в 2017 году

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Юга является энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея, величина спроса на электрическую энергию которой на уровне 2024 года составит 31,765 млрд кВт·ч при абсолютном приросте за семь лет 4,775 млрд кВт·ч (17,70%). К концу прогнозного периода доля энергосистемы в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Юга увеличится до 28,48% (в 2017 году - 27,24%). Высокий темп роста потребления электрической энергии на протяжении всего рассматриваемого периода замедляется после 2021 года. Прогнозируемая динамика изменения потребности в электрической энергии обусловлена особенностями формирования спроса на электрическую энергию на территории энергосистемы в предстоящие годы.

Большая часть прогнозируемого прироста будет определяться дальнейшим развитием существующих на территории энергосистемы предприятий, в первую очередь промышленных. Увеличение потребления электрической энергии в промышленном производстве будет обусловлено планируемой реализацией проектов по реконструкции и расширению ООО "Афипский НПЗ", ООО "Ильский НПЗ", ООО "РН-Туапсинский НПЗ", вводом в эксплуатацию третьей очереди Абинского электрометаллургического завода (ООО "Абинский ЭМЗ"), ростом производства на ООО "Новоросцемент". Из новых промышленных предприятий предполагается строительство цементного завода "Горный" в Новороссийске.

Рисунок 2.6 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Юга на период до 2024 года

Значительный прирост потребности в электрической энергии на территории энергосистемы будет сформирован за счет реализации двух крупных инвестиционных проектов федерального значения на Таманском полуострове, связанных со строительством транспортного перехода через Керченский пролив и подходов к нему (подъездных железнодорожных путей и автомобильных подъездов, линий коммуникаций и связи) и строительством "Портово-индустриального парка". "Портово-индустриальный парк" будет включать в себя уже построенный ТПК, Таманский терминал навалочных грузов, Таманский зерновой терминал, а также ряд других объектов.

Увеличению спроса на электрическую энергию будет способствовать осуществляемое интенсивное жилищное строительство в Краснодаре, Новороссийске, Сочи, Анапе, Майкопе, а также расширение и реконструкция действующих гостиничных и курортно-оздоровительных комплексов.

Во второй по величине энергосистеме Ростовской области прогнозный объем потребления электрической энергии на уровне 2024 года оставит 20,334 млрд кВт·ч, что выше показателя 2017 года на 1,763 млрд кВт·ч (рост на 9,50%). Среднегодовой темп прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию в энергосистеме (1,30%) существенно ниже среднего по ОЭС Юга. Соответственно доля энергосистемы в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга снижается с 18,74% в 2017 году до 18,23% в 2024 году.

Динамика темпов прироста спроса на электрическую энергию характеризуется нестабильностью в течение прогнозного периода. Более высокие темпы ожидаются в 2018 и 2021 годах.

Прогнозируемое увеличение потребности в электрической энергии, в первую очередь, связано с реализацией ряда крупных инвестиционных проектов по созданию новых высокотехнологичных металлургических комплексов. По величине заявленной мощности выделяется проект строительства листопрокатного производства ООО "Красносулинский металлургический комбинат" (заявленная нагрузка - 480 МВт). Вероятность осуществления этого проекта весьма велика, так как ранее необходимый листовой прокат импортировался из Украины. Компания "Донэлектросталь" строит электросталеплавильный и прокатный комплекс, который позволит освоить выпуск импортозамещающей продукции - строительной арматуры и специального профиля квадратного и круглого сечения. В машиностроении рассматривается проект ОАО "Роствертол" вертолетного производственного комплекса, включающего сборочное производство современных вертолетов и перспективного среднего вертолета.

В энергосистеме Ростовской области прогнозируется увеличение спроса на электрическую энергию в связи с планируемым развитием в предстоящий период транспортного комплекса. ОАО "РЖД" осуществляет строительство и обустройство новых участков железнодорожных путей, обеспечивающих движение поездов в обход территории Украины, и расширение отдельных существующих участков железной дороги.

Дополнительный прирост потребления электрической энергии будет определяться дальнейшим строительством новых жилых микрорайонов (ООО "ККПД-ИНВЕСТ") в Ростове-на-Дону, Таганроге, Батайске, Азове и других городах области; созданием объектов социальной и инженерной инфраструктуры, в том числе для проведения Чемпионата мира по футболу 2018 года, а также увеличением электропотребления Ростовской АЭС в связи с пуском нового энергоблока.

Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Волгоградской области, где в 2017 году, в отличие от предыдущих лет, наблюдался заметный рост потребления электрической энергии, характеризуется высоким темпом прироста в 2018 году, значительно превышающим темпы прироста в остальные годы. Это связано с восстановлением работы всех цехов алюминиевого завода ("ВгАЗ-СУАЛ") и созданием анодной фабрики по выпуску обожженных анодов. Дополнительное увеличение спроса на электрическую энергию будет определяться вводом ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий" комплекса сооружений по освоению Гремяченского месторождения калийных солей в Котельниковском районе; реализацией ООО "Райгород" проекта по активному развитию орошения земель в Светлоярском районе и строительству хранилищ под овощи. Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию за прогнозный период ожидается ниже уровня среднего по ОЭС Юга (1,43% при 1,70% по ОЭС Юга). Соответственно доля энергосистемы в объеме потребления электрической энергии ОЭС Юга снижается до 15,35% в 2024 году вместо 15,64% в 2017 году.

В энергосистеме Ставропольского края, доля которой составляет 10,53% от общего объема потребления ОЭС Юга, темпы прироста прогнозируются существенно ниже средних по ОЭС Юга (1,22% и 1,70% соответственно). Большая часть прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию будет определяться реализацией масштабного проекта по созданию регионального индустриального технологического парка (РИТ-парк город Невинномысск) и предполагаемым созданием тепличных комплексов в Изобильненском (Солнечный дар) и в Грачевском районах.

Темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистемах национальных республик прогнозируются ниже средних по ОЭС Юга (за исключением трех энергосистем - Республики Калмыкия, Чеченской Республики и Республики Ингушетия). Прогнозируемые на ближайшие годы более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Калмыкия формируются за счет ввода двух нефтеперекачивающих станций КТК России.

Динамика спроса на электрическую энергию по присоединенной с 01.01.2017 года к ОЭС Юга энергосистеме Республики Крым и города Севастополь прогнозируется стабильно положительной при среднегодовом темпе прироста выше среднего по ОЭС (2,42% при 1,70% ОЭС Юга). Соответственно доля энергосистемы в общем объеме электропотребления по ОЭС Юга увеличится к концу прогнозного периода до 7,89% вместо 7,51% в 2017 году. Абсолютный прирост потребления электрической энергии относительно 2017 года к концу прогнозного периода превысит 1,353 млрд кВт·ч. Большая его часть будет формироваться за счет реализации проектов по созданию на территории Крыма индустриальных парков разной специализации (в Бахчисарае, Евпатории и Феодосии), строительства цементного завода (ООО "Альтцем"), создания тепличных комплексов (ООО ТК "Белогорский" и ООО ТК "Солнечный") и выполнения программы строительства жилья в Армянске, Джанкое, Симферополе и Севастополе (ООО СК "Акура"). Дополнительный рост потребления электрической энергии в энергосистеме будет определяться развитием существующих на его территории комплексов: санаторно-курортного, туристско-гостиничного, агропромышленного, а также судостроительного и судоремонтного.

2.6. ОЭС Урала

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Урала в 2017 году составил 261,200 млрд кВт·ч, что на 0,70% выше предыдущего года.

В 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала прогнозируется на уровне 278,450 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2018 - 2024 годов - 0,92%) (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Урала на период до 2024 года

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.

В числе крупных потенциальных потребителей в металлургии, формирующих спрос на электрическую энергию, рассматриваются:

- Томинский ГОК (разработка меднопорфириевого месторождения в Челябинской области), объект федерального значения, включенный в Стратегию развития металлургии до 2020 года;

- в Республике Башкортостан - строительство сталепрокатного завода "ООО "Ишсталь" (город Ишимбай, производство электростали и проката) и ООО "Белсталь" - создание нового мини-металлургического комбината с собственной сырьевой базой (Зигазино-Комаровское месторождение), обеспечивающего комплексное развитие моногорода Белорецк.

Развитие химических производств, на долю которых в среднем по ОЭС Урала приходится только 7% от суммарного промышленного электропотребления, особое значение имеет для энергосистем Кировской области (соответствующий показатель 54%), Пермского края (32%), Республики Башкортостан (20%). В числе крупных потребителей, определяющих рост спроса на электрическую энергию в период до 2024 года, производства по выпуску калийных удобрений в Пермском крае - ПАО "Уралкалий", ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат".

Приоритетными направлениями развития экономики являются создание особых экономических зон, индустриальных парков, инновационных центров, в их числе технопарк ЗАО "Зеленая долина" (зона экологически безопасных производств), ЗАО УК "ИТП "Техноград" (инновационно-технологический парк) в Свердловской области, ООО Индустриальный парк "Станкомаш" в Челябинской области (на территории парка в 2016 году открыт завод по производству насосных агрегатов для транспортировки нефти и нефтепродуктов АО "Транснефть Нефтяные Насосы").

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, развитием мощностей в обрабатывающих производствах. Так, в 2013 году осуществлен ввод в эксплуатацию электрометаллургического мини-завода "УГМК-Сталь", предприятия по переработке углеводородного сырья "Тобольск-Полимер", в 2014 году - второй установки по переработке углеводородного сырья "СИБУР Тобольск" (ранее "Тобольск-Нефтехим"), завершено строительство линейной части продуктопровода от Пуровского ЗПК (завод по переработке конденсата) до "СИБУР Тобольск" протяженностью 1100 км, в 2016 году - введена в эксплуатацию вторая очередь Вынгапуровского газоперерабатывающего завода (город Ноябрьск). В 2018 году планируется ввод в промышленную эксплуатацию Русского месторождения ПАО НК "Роснефть" в Ямало-Ненецком автономном округе. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Тюменской области (36% в суммарном электропотреблении ОЭС Урала) в значительной мере определяет динамику соответствующих показателей по ОЭС в целом.

В энергосистеме Свердловской области тенденция снижения спроса на электрическую энергию, имевшая место в период 2013 - 2016 годов, связанная со снижением объемов промышленного производства и, прежде всего в металлургии, сменилась на рост в 2017 году. Свердловская область по ключевым макроэкономическим позициям вошла в "десятку" лучших в России. Так индекс промышленного производства за период январь - ноябрь 2017 года составил 103,5%, в том числе в металлургии более 105% к уровню января - ноября 2016 года. В 2017 году в области реализован ряд крупных инвестиционных проектов, среди них ввод газоочистительной установки на Уральском алюминиевом заводе (город Каменск-Уральский), новые производственные мощности Уральского оптико-механического завода (город Екатеринбург) - литейный цех и цех механообработки, запуск модернизированной установки сухого тушения кокса на "ЕВРАЗ НТМК" (город Нижний Тагил). Перспективы развития металлургии в Свердловской области определяются модернизацией предприятий, нацеленной на повышение качества продукции, снижение энергоемкости. Подготовка к Чемпионату мира по футболу 2018 года связана с реконструкцией Центрального стадиона в городе Екатеринбург с учетом его многофункционального использования в дальнейшем, созданием полноценной транспортной инфраструктуры - завершение строительства Екатеринбургской кольцевой автомобильной дороги (к 2020 году), реконструкцией Срединного транспортного кольца и других автотрасс, обновление коммунальных сетей, что обеспечит развитие инфраструктуры.

В энергосистеме Челябинской области снижение спроса на электрическую энергию за 2016 год составило 1,5% по сравнению с 2015 годом и определяется снижением промышленного производства на 3,7%, в том числе по обрабатывающим ВЭД на 4,5% (металлургическое производство - на 5%, производство машин и оборудования - на 13,5%), оборота розничной торговли - на 10,5%, объема платных услуг населению - на 4,8%. В 2017 году наметился незначительный рост спроса на электрическую энергию (0,4%). Динамика спроса на электрическую энергию в период 2018 - 2024 годов определяется развитием профилирующего металлургического производства с реконструкцией и модернизацией крупных металлургических предприятий - ПАО "Магнитогорский металлургический комбинат", ПАО "Челябинский электрометаллургический комбинат", что обеспечит повышение энергоэффективности основных производственных процессов. В числе новых потребителей: АО "Томинский ГОК" - проект "Русской медной компании" по добыче медной руды (28 млн тонн) и производству медного концентрата (500 тыс. тонн), ООО Индустриальный парк "Станкомаш" (производственные и медицинские услуги), ООО "Магнитогорский цементно-огнеупорный завод", ООО "ЦЕНТРОЛИТ" (торговля автотранспортными средствами).

2.7. ОЭС Сибири

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2017 году составил 205,876 млрд кВт·ч, что на 0,62% ниже уровня предыдущего года.

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири прогнозируется на уровне 229,872 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 1,59%) (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Сибири на период до 2024 года

Динамика спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири характеризуется относительно высоким ростом в период 2019 - 2020 годов с замедлением темпов в период 2021 - 2024 годов. По отдельным энергосистемам темпы прироста спроса на электрическую энергию существенно различаются. Выше среднего ожидаются темпы прироста по энергосистемам Иркутской области, Красноярского края и Республики Тыва, в остальных энергосистемах темпы прироста существенно ниже.

Преобладающая часть (80%) общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири связана с планируемым ростом производства алюминия и формируется в энергосистемах Иркутской области, Красноярского края и Республики Хакасия. При этом около 49% прироста спроса на электрическую энергию приходится на крупнейшую в ОЭС Сибири энергосистему Иркутской области, доля которой в общем объеме потребления электрической энергии к концу прогнозного периода приблизится к 28,3%. Прогнозируемый до 2024 года прирост спроса на электрическую энергию в энергосистеме (11,76 млрд кВт·ч к концу прогнозного периода или 22% от уровня потребления электрической энергии в 2017 году будет определяться наряду с увеличением производства алюминия (ООО "Русал Тайшет") вводом новых крупных потребителей, модернизацией и реконструкцией действующих производств.

Наиболее значимый вклад в перспективный прирост потребления электрической энергии на территории энергосистемы (по оценке более 70%) ожидается в результате ввода в эксплуатацию с 2020 года Тайшетского алюминиевого завода.

В ближайшие годы в Братске планируется строительство электрометаллургического завода (ЗАО "СЭМЗ"), на Братском заводе ферросплавов продолжится модернизация производства; на Иркутском авиационном заводе (филиал ПАО "Корпорация "Иркут") расширяется производство различных военных самолетов и реализуется проект по серийному выпуску нового гражданского магистрального самолета МС-21.

На динамику спроса на электрическую энергию во второй половине прогнозного периода повлияет технологическое присоединение энергопринимающих устройств Усть-Кутского завода полимеров (ООО "Иркутская нефтяная компания") с проектным объемом производства полиэтилена высокого и низкого давления до 600 тыс. тонн в год.

Развитие существующих золотодобывающих предприятий и освоение новых перспективных месторождений на территории Иркутской области существенно увеличат спрос на электрическую энергию в Бодайбинском районе (АО "Витимэнерго).

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" ООО "Транснефть-Восток" в предстоящий период будет выполнен пуск нефтеперекачивающих станций (НПС N 3, 6, 9), объекты внешнего электроснабжения которых введены в эксплуатацию в 2017 году, а также строительство новых НПС N 2, 5 и 7.

Дополнительная потребность в электрической энергии будет формироваться за счет строительства жилых комплексов, в первую очередь в Иркутске (ОАО ФСК "Новый город").

На энергосистему Красноярского края приходится около 35% от общего прогнозируемого прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири, что соответствует абсолютному приросту потребления электрической энергии в объеме 8,312 млрд кВт.ч к 2024 году (18,57% от уровня потребления электрической энергии в энергосистеме 2017 году). Более высокие темпы прироста прогнозируются в 2019 - 2021 годах.

Преобладающая часть прироста потребления электрической энергии формируется за счет развития существующих промышленных предприятий в ближайшие годы. Наиболее крупным из них является ЗАО "Богучанский алюминиевый завод", введенный в 2015 году. В ближайшие годы планируется расширение Ачинского нефтеперерабатывающего завода (АО "АНПЗ ВНК"), освоение ЗАО "Ванкорнефть" новых нефтегазоконденсатных месторождений (Сузунского, Тагульского и Лодочного), расширение и модернизация золотодобывающих предприятий на месторождениях АО "Полюс Золото", строительство золотоизвлекательной фабрики (ЗИФ-5) на месторождении "Благодатное".

В период до 2024 года прирост потребления электрической энергии будет связан со строительством лесоперерабатывающего комплекса в районе Нижнего Приангарья, освоением месторождения магнезита в Мотыгинском районе.

Планируемое в течение 2018 - 2024 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.

В третьей по величине энергосистеме ОЭС Сибири - Кемеровской - прогнозируется минимальный прирост потребления электрической энергии, за весь прогнозный период - на 2,21%. В результате доля энергосистемы уменьшится к концу периода до 13,95% вместо 15,24% в 2017 году. Прогнозируемый рост потребления электрической энергии будет связан с увеличением нагрузки предприятий угледобывающей отрасли и с запуском в работу печи N 3 АО "Кузнецкие ферросплавы" из капитального ремонта.

Прогноз спроса на электрическую энергию в энергосистеме Новосибирской области характеризуется положительной динамикой на протяжении всего периода со среднегодовым темп прироста 0,58%. Основной прирост спроса на электрическую энергию и мощность прогнозируется в связи со строительством жилых массивов и инфраструктурных объектов. Значительная доля прироста электропотребления новых потребителей электрической энергии во второй половине прогнозного периода обусловлена реконструкцией цементного завода (АО "Искитимцемент").

Аналогичная динамика темпов прироста потребления электрической энергии прогнозируется по энергосистеме Омской области (среднегодовой темп - 0,67%). Большая часть прогнозируемого прироста будет связана с планируемым осуществлением технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Газпромнефть-ОНПЗ" и реализацией проекта ООО "Тепличный комбинат "Омский".

Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию в энергосистеме Забайкальского края (1,39%) ниже среднего по ОЭС Сибири (1,59%). Большая часть прироста потребности в электрической энергии в энергосистеме до 2024 года будет связана с осуществлением проектов по освоению месторождений полиметаллических руд и набору нагрузки Быстринского ГОКа, первого этапа строительства Удоканского горно-металлургического комбината (ООО "Байкальская горная компания") и добычи полиметаллических руд месторождения Нойон-Тологой.

Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Республики Тыва характеризуется повышенными темпами прироста после 2020 года при среднегодовом приросте за период выше 5,0%. Наиболее высокие приросты прогнозируются в 2021 и 2022 годах, что связано с ожидаемым осуществлением проекта по освоению крупнейшего АК-Сугского медно-порфирового месторождения (заявленная нагрузка 146 МВт). В рассматриваемом периоде прогнозируется ввод в эксплуатацию участка железной дороги Элегест-Кызыл-Курагино. Дополнительная потребность в электрической энергии формируется за счет реализации проектов Министерства обороны Российской Федерации по обустройству военных городков.

2.8. ОЭС Востока

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Востока в 2017 году составил 33,237 млрд кВт·ч, что незначительно превышает уровень 2016 года (на 0,18%).

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока прогнозируется на уровне 44,682 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2018 - 2024 годов - 4,32%) (рисунок 2.9).

Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2018 - 2024 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 до 70% от суммарного потребления по централизованной зоне энергоснабжения Республики Саха (Якутия). Присоединение изолированных энергорайонов определяет высокую динамику показателей спроса на электрическую энергию в период 2018 - 2019 годов.

Спрос на электрическую энергию по ОЭС Востока без учета присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) на уровне 2024 года в рассматриваемом варианте оценивается в объеме 39,273 млрд кВт·ч со среднегодовым приростом за период 2018 - 2024 годов 2,41%, при соответствующем показателе по ЕЭС России 1,15%.

Рисунок 2.9 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Востока на период до 2024 года

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

- металлургические производства, представленные крупными инвестиционными проектами - формирование горно-металлургического кластера в Приамурье на базе рудных месторождений, в том числе Кимкано-Сутарского ГОКа (пуско-наладочные работы по вводу в эксплуатацию начались в 2015 году, выход на показатели, близкие к проектной мощности - в конце 2017 года), разработка золоторудных месторождений Амурской области для обеспечения работы Маломырского, Покровского, Албынского рудников, строительство Таежного ГОК в Нерюнгринском районе Республики Саха (Якутия) (добыча железной руды, обогащение и продажа железорудного концентрата) с обеспечением транспортной, энергетической, социальной инфраструктуры;

- добыча угля на территории Южно-Якутского энергорайона - Эльгинское месторождение и Чульмаканское и Денисовское каменноугольные месторождения (угледобывающие предприятия ООО УК "Колмар", обладающие лицензиями на разработку. В 2016 году в Нерюнгринском районе Якутии состоялось открытие первой очереди обогатительной фабрики ГОК "Инаглинский"), на территории Хабаровского края - ввод в эксплуатацию обогатительной фабрики "Чегдомын" на Ургальском каменноугольном месторождении (в декабре 2016 года), что обеспечивает объемы поставок на экспорт более качественного угля (увеличение теплоты сгорания в 1,2 раза, снижение зольности на 10%);

- добыча нефти с учетом освоения Восточных блоков, а также Центрального блока и Курунгского лицензионного участка Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения;

- производства по переработке нефти и газа и создание новых производств нефтегазохимического комплекса, связанных с развитием систем магистральных нефте- и газопроводов. Крупнейшие из проектов - нефтехимический комплекс ПАО "НК "Роснефть" в Находке АО "ВНХК" (совместный проект с китайской корпорацией ChemChina), ООО "Технолизинг" завод по производству метанола (город Сковородино, Амурская область), Амурский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) - одно из самых больших в мире предприятий по переработке природного газа (в районе города Свободный) - станет важным звеном технологической цепочки будущих поставок природного газа в Китай по газопроводу "Сила Сибири", Амурский НПЗ (Ивановский район), развитие производства на ООО "РН-Комсомольский НПЗ" с учетом подключения к НС "ВСТО";

- 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 (в 2016 году в городе Большой Камень запущена первая очередь новой судостроительной верфи) - Приморский край;

- реализация проектов на территориях опережающего социально-экономического развития (ТОСЭР), в их числе ТОСЭР Надеждинская (создание логистического центра, технопарка и сопутствующих производств) и ТОСЭР Михайловская (агропромышленная специализация) в Приморском крае; площадка "Ракитное" ТОСЭР "Хабаровск" (строительство металлургического завода ООО "ТОРЭКС") и площадка "Парус" ТОСЭР "Комсомольск" (высокотехнологичные и инновационные производства) в Хабаровском крае.

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

- в Хабаровском крае - порт Ванино, где будет терминал по перевалке угля в бухте Мучке ООО "Сахатранс", угольный перегрузочный терминал в районе мыса Бурый ООО "Дальневосточный Ванинский порт", первым крупным резидентом которого стала дочерняя структура "Тувинской Энергетической Промышленной Корпорации" (ТЭПЕС) с проектом строительства современного терминала по перевалке угля, 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 город Фокино - морской терминал с сопутствующей инфраструктурой, АО "Торговый порт Посьет" в Хасанском районе - модернизация с целью превращения порта в высокотехнологичный угольный терминал с круглогодичной работой, ООО "Восточная Стивидорная Компания" - оператор крупнейшего контейнерного терминала в порту "Восточный".

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

В связи с присоединением изолированных энергорайонов изменяется территориальная структура потребления электрической энергии ОЭС Востока - существенно возрастает доля Республики Саха (Якутия) в составе Южного, Западного и Центрального энергорайонов - до 17,77% в 2024 году (5,67% - доля Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) в ОЭС Востока в 2017 году).

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 (до 40% в целом по Якутской энергосистеме, в том числе 31% приходится на добычу полезных ископаемых) на фоне сравнительно низкой доли, характерной для ОЭС Востока в настоящее время (22% и 6%, соответственно). Рост спроса на электрическую энергию на территории Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) в рассматриваемой перспективе будет определяться развитием профилирующих производств - нефтедобычи и транспортирования нефти по трубопроводной системе "Восточная Сибирь - Тихий Океан", добычей и обработкой алмазов (совершенствование технологии добычи, отработки подземных алмазоносных трубок "Айхал", "Интернациональная", "Ботуобинская", "Нюрбинская", развитие ГОК "Удачнинский", связанное с переходом от карьерной к шахтной добыче с вовлечением в эксплуатацию глубоких горизонтов месторождения), а также созданием производственной и социальной инфраструктуры.

Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия) объединяет столичный республиканский промышленный узел и группу центральных улусов. Район характеризуется наибольшей плотностью населения (в городе Якутск проживает 322,7 тыс. человек или 51% городского населения Республики Саха (Якутия)), развитием обрабатывающих производств (пищевые продукты, строительные материалы, металлообработка, деревообработка), сервисным обслуживанием. Рост спроса на электрическую энергию определяется в значительной мере жилищным строительством, главным образом в городском округе Якутска, и развитием АО "Производственное объединение "Якутцемент". 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 2018 - 2024 годов сформирован на основе информации о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям с учетом прогнозов социально-экономического развития Российской Федерации, разработанных Министерством экономического развития на период 2018 - 2020 годов и "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года".

2. Общий объем спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1131,661 млрд кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2017 года на 91,781 млрд кВт·ч. Превышение уровня 2017 года составит в 2024 году 8,82% при среднегодовых темпах прироста за период 1,22%.

3. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1126,252 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 1,15%.

4. Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России ожидаются в 2018 - 2020 годах. Существенным фактором увеличения потребления электрической энергии в 2018 году является значительный прирост объема электропотребления в ОЭС Юга (в связи с реализацией ряда крупных инвестиционных проектов) и за счет присоединения Западного (с 2018 года) и Центрального (с 2019 года) энергорайонов Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока. Рост электропотребления в период 2019 - 2020 годов определяется динамикой электропотребления в ОЭС Сибири с учетом ввода в эксплуатацию Тайшетского алюминиевого завода и увеличения производства алюминия на Богучанском алюминиевом заводе.

5. Территориальная структура потребления электрической энергии по объединенным энергосистемам, отражающая сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших ОЭС - Центра, Урала и Сибири, их доля в 2017 году достигает 67,86% от общего объема электропотребления 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 2018 - 2024 годы

3.1. ЕЭС России

В соответствии с прогнозным спросом на электрическую энергию, а также с учетом развития и расширения существующих и вводов новых объектов спрогнозированы значения максимумов 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

Показатели 2013 2014 2015 2016 2017
Потребление электрической энергии, млрд кВт·ч 1009,8 1013,9 1008,3 1026,9 1039,88
% к прошлому году -0,6% 0,41% -0,55% 1,85% 1,26%
Максимум потребления мощности, МВт 147046 154709 147377 151070 151170
Дата прохождения максимума потребления мощности 18.01.13 31.01.14 26.01.15 20.12.16 09.01.17
Среднесуточная температура в день прохождения максимума потребления мощности, °C -16,1 -23,2 -14,2 -15,8 -17,9
ОЗП

2012 - 2013 гг.

ОЗП

2013 - 2014 гг.

ОЗП

2014 - 2015 гг.

ОЗП

2015 - 2016 гг.

ОЗП

2016 - 2017 гг.

Максимум потребления мощности ОЗП, МВт 157425 154709 148847 149246 151170
% к прошлому ОЗП +1,4% -1,7% -3,8% +2,7% +1,3%
Дата прохождения максимума потребления мощности ОЗП 21.12.12 31.01.14 03.12.14 25.01.16 09.01.17
Среднесуточная температура в день прохождения максимума потребления мощности ОЗП, °C -22,5 -23,2 -14,4 -16,6 -17,9

В таблице 3.1 приведены данные динамики изменения годовых объемов потребления электрической энергии и максимумов потребления мощности календарного года и осенне-зимних периодов по ЕЭС России (ОЗП - с ноября предшествующего года до февраля следующего года).

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 мощности 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 продолжительность периода по территории ЕЭС России со среднесуточной температурой наружного воздуха ниже -20 °C составила 10 суток, что предопределило более высокое значение максимума потребления в сравнении с предыдущим и последующим ОЗП, когда столь 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 прирост прогнозного максимума потребления мощности в 2018 году относительно прироста потребления электрической энергии обусловлен планируемым присоединением к ЕЭС России Западного энергорайона Республики Саха (Якутия). В 2019 году к ОЭС Востока планируется присоединить Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия).

В таблицах 3.2 и 3.3 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2018 - 2024 годы с учетом ОЭС Востока и без нее соответственно. Спрос на электрическую энергию в нижеприведенных таблицах представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС).

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

Наименование Ед. изм. Факт Прогноз
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЭГОД млрд кВт·ч 1026,856 1039,880 1052,154 1070,542 1090,357 1099,837 1110,644 1120,287 1131,661
Эзаряд ГАЭС млрд кВт·ч 2,572 2,768 2,722 2,722 2,722 2,722 2,722 2,722 2,722
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС млрд кВт·ч 1024,284 1037,112 1049,432 1067,820 1087,635 1097,115 1107,922 1117,565 1128,939
РМАХ СОБСТВ. МВт 151070 151170 156570 159360 161927 163392 165111 166298 167495
ТМАХ ГОД час/год 6780 6861 6703 6701 6717 6715 6710 6720 6740

ЭГОД - годовое потребление электрической энергии;

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

ТМАХ ГОД - число часов использования максимума потребления мощности.

Рисунок 3.1 - Прогнозные значения максимума потребления

мощности ЕЭС России

По данным таблицы 3.2 максимальное потребление мощности ЕЭС России в 2017 году составило 151 170 МВт. В 2018 году максимальное потребление мощности ЕЭС России ожидается в размере 156570 МВт. К 2024 году максимальное потребление мощности прогнозируется на уровне 167 495 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста максимума потребления мощности относительно 2017 года порядка 1,48%.

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

Наименование Ед. изм. Факт Прогноз
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЭГОД млрд кВт·ч 993,679 1006,643 1016,598 1030,314 1048,951 1057,698 1067,747 1076,750 1086,979
Эзаряд ГАЭС млрд кВт·ч 2,572 2,768 2,722 2,754 3,193 4,019 4,019 4,019 4,019
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС млрд кВт·ч 991,107 1003,875 1013,876 1027,592 1046,229 1054,976 1065,025 1074,028 1084,257
РМАХ СОБСТВ. МВт 146467 146631 151226 153548 156024 157366 159036 160055 161183
ТМАХ ГОД час/год 6767 6846 6704 6692 6706 6704 6697 6710 6727

3.2. ОЭС Северо-Запада

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году составит 9,2%. К 2024 году этот показатель немного снизится и составит 9,1%. В 2018 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 14 962 МВт. К 2024 году максимум потребления мощности составит - 15 812 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста максимума потребления мощности относительно 2017 года 1,64%.

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
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЭГОД млрд кВт·ч 92,880 93,899 94,512 95,210 96,156 96,758 97,662 98,264 99,262
РМАХ СОБСТВ. МВт 14978 14111 14962 15100 15270 15410 15558 15662 15812
ТМАХ ГОД час/год 6201 6654 6317 6305 6297 6279 6277 6274 6278
РСОВМ. С ЕЭС МВт 13652 14043 14364 14496 14659 14794 14936 15036 15180
ТСОВМ. С ЕЭС час/год 6803 6687 6580 6568 6560 6540 6539 6535 6539

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2018 - 2024 годов представлено на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Северо-Запада

3.3. ОЭС Центра

В 2018 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 24,4%. К 2024 году этот показатель ожидается на уровне 24,3%. В 2018 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 38469 МВт. К 2024 году максимум потребления мощности достигнет значения 40975 МВт. Среднегодовые темпы прироста потребления мощности к 2024 году относительно 2017 года прогнозируются на уровне 1,11%.

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
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЭГОД млрд кВт·ч 237,3 238,558 239,593 242,184 245,316 247,458 249,428 251,993 255,495
Эзаряд ГАЭС млрд кВт·ч 2,560 2,622 2,580 2,580 2,580 2,580 2,580 2,580 2,580
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС млрд кВт·ч 234,7 235,936 237,013 239,604 242,736 244,878 246,848 249,413 252,915
РМАХ СОБСТВ. МВт 37137 37917 38469 39118 39531 39852 40171 40549 40975
ТМАХ ГОД час/год 6320 6222 6161 6125 6140 6145 6145 6151 6172
РСОВМ. С ЕЭС МВт 35952 37686 38265 38986 39355 39634 39952 40328 40751
ТСОВМ. С ЕЭС час/год 6529 6261 6194 6146 6168 6178 6179 6185 6206

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.4 представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд Загорской ГАЭС.

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2018 - 2024 годов.

Рисунок 3.3 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Центра

3.4. ОЭС Средней Волги

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году оценивается в 10,8%. К 2024 году ожидается ее незначительное снижение до 10,3%. В 2018 году собственный максимум потребления мощности составит 17 094 МВт. К 2024 году максимум увеличится до 17 537 МВт при среднегодовых темпах прироста к 2024 году относительно 2017 года на уровне 0,55%.

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
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЭГОД млрд кВт·ч 106,27 108,016 108,915 109,662 110,331 110,760 111,224 111,667 112,363
РМАХ СОБСТВ. МВт 16980 16872 17094 17179 17242 17347 17394 17467 17537
ТМАХ ГОД час/год 6259 6402 6372 6383 6399 6385 6394 6393 6407
РСОВМ. С ЕЭС МВт 16774 16019 16838 16921 16983 17087 17133 17205 17274
ТСОВМ. С ЕЭС час/год 6335 6743 6468 6481 6497 6482 6492 6490 6505

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2018 - 2024 годов.

Рисунок 3.4 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Средней Волги

3.5. ОЭС Юга

Доля ОЭС Юга в 2018 году составит порядка 10,5% от общего максимального потребления мощности ЕЭС России. К 2024 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России немного увеличится до 10,6%. В 2018 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 17 182 МВт. К 2024 году максимум потребления мощности составит 18 610 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста максимума потребления мощности относительно 2017 года на уровне 1,97%. Значительное увеличение доли участия энергосистемы в максимуме потребления мощности ЕЭС России и среднегодовых темпов прироста потребления мощности связаны с присоединением к ОЭС Юга в 2017 году энергосистемы Республики Крым и города Севастополь.

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

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

Наименование Ед. изм. Факт Прогноз
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЭГОД млрд кВт·ч 90,703 99,094 102,614 104,355 106,462 107,995 109,259 110,300 111,537
Эзаряд ГАЭС млрд кВт·ч 0,012 0,146 0,142 0,142 0,142 0,142 0,142 0,142 0,142
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС млрд кВт·ч 90,691 98,948 102,472 104,213 106,320 107,853 109,117 110,158 111,395
РМАХ СОБСТВ. МВт 14967 16235 17182 17479 17835 18091 18313 18451 18610
ТМАХ ГОД час/год 6059 6095 5964 5962 5961 5962 5958 5970 5986
РСОВМ. С ЕЭС МВт 14468 14495 16400 16692 17032 17277 17489 17621 17773
ТСОВМ. С ЕЭС час/год 6269 6826 6248 6243 6242 6243 6239 6252 6268

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

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2018 - 2024 годов.

Рисунок 3.5 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Юга

3.6. ОЭС Урала

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году составит 23,4%, а к 2024 году снизится до 23,0%. Собственный максимум потребления мощности в 2018 году прогнозируется на уровне 37 296 МВт. К 2024 году этот показатель достигнет уровня 39 229 МВт. Среднегодовые темпы прироста потребления мощности к 2024 году относительно 2017 года прогнозируются на уровне 0,99%.

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
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЭГОД млрд кВт·ч 259,383 261,200 263,855 267,311 270,516 272,518 274,565 276,075 278,450
РМАХ СОБСТВ. МВт 37575 36616 37296 37825 38153 38510 38784 38992 39229
ТМАХ ГОД час/год 6903 7133 7075 7067 7090 7077 7079 7080 7098
РСОВМ. С ЕЭС МВт 37443,9 36139,6 36602 37084 37405 37755 38024 38228 38460
ТСОВМ. С ЕЭС час/год 6927 7228 7209 7208 7232 7218 7221 7222 7240

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2018 - 2024 годов.

Рисунок 3.6 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Урала

3.7. ОЭС Сибири

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году составит около 18,4%, и к 2024 году этот показатель повысится - до 19%. Собственный максимум потребления мощности к 2018 году прогнозируется на уровне 30124 МВт и к 2024 году - на уровне 33 093 МВт при среднегодовых темпах прироста максимума потребления мощности к 2024 году относительно 2017 года на уровне 1,62%.

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
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЭГОД млрд кВт·ч 207,167 205,876 207,109 211,592 220,170 222,209 225,609 228,451 229,872
РМАХ СОБСТВ. МВт 30688 29564 30124 30756 31971 32156 32861 32986 33093
ТМАХ ГОД час/год 6751 6964 6875 6880 6887 6910 6866 6926 6946
РСОВМ. С ЕЭС МВт 28178,5 28248,8 28757 29369 30590 30819 31502 31637 31745
ТСОВМ. С ЕЭС час/год 7352 7288 7202 7205 7197 7210 7162 7221 7241

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2018 - 2024 годов.

3.8. ОЭС Востока

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году составит порядка 3,4%, а к 2024 году увеличится до 3,8%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока в 2018 году прогнозируется на уровне 6285 МВт, в 2024 году - 7419 МВт. При этом среднегодовые темпы прироста максимума потребления мощности к 2024 году относительно 2017 года составят 4,35%. Большие темпы прироста электрической нагрузки обусловлены присоединением 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
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЭГОД млрд кВт·ч 33,177 33,237 35,556 40,228 41,406 42,139 42,897 43,537 44,682
РМАХ СОБСТВ. МВт 5388 5510 6285 6832 6933 7079 7137 7334 7419
ТМАХ ГОД час/год 6158 6037 5657 5888 5972 5953 6011 5936 6023
РСОВМ. С ЕЭС МВт 4603 4539 5344 5812 5903 6026 6075 6243 6312
ТСОВМ. С ЕЭС час/год 7208 7323 6653 6922 7014 6993 7061 6974 7079

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2018 - 2024 годов.

Рисунок 3.8 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Востока

Выводы:

1. Максимальное потребление мощности ЕЭС России к 2024 году ожидается на уровне 167 495 МВт. За период 2018 - 2024 годов среднегодовые приросты нагрузки ЕЭС России составят 1,48%.

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

3. Наиболее интенсивный среднегодовой рост максимумов потребления мощности в период 2018 - 2024 годов будет наблюдаться в ОЭС Востока ОЭС (присоединение Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия)) - 4,35%.

4. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по ЕЭС России в 2018 - 2024 годах будет изменяться незначительно: в диапазоне 6701 - 6740 часов.

4. Прогноз перспективной потребности в мощности на период 2018 - 2024 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 перспективного 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 2018 года составит 156 570 МВт и возрастет к 2024 году до 167 495 МВт, без учета ОЭС Востока - 151 226 МВт и 161 183 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 2018 года 3330 МВт/14,367 млрд кВт·ч;

в 2019 году - 3330 МВт/12,770 млрд кВт·ч;

в 2020 году - 3230 МВт/11,663 млрд кВт·ч;

в 2021 году - 3230 МВт/11,568 млрд кВт·ч;

в 2022 году - 3230 МВт/10,503 млрд кВт·ч;

в 2023 году - 3230 МВт/10,599 млрд кВт·ч;

в 2024 году - 3230 МВт/10,605 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 2024 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндию (1300 МВт/3,7 - 4,4 млрд кВт·ч), страны Балтии (400 МВт/1,63 - 2,7 млрд кВт·ч), Монголию (200 МВт/0,31 - 0,4 млрд кВт·ч). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндией (71 МВт/0,779 млрд кВт·ч) и Норвегией (30 МВт/0,03 млрд кВт·ч).

Экспортные поставки мощности и электрической энергии в Беларусь предусматриваются в объеме 200 МВт/2,0 млрд кВт·ч в 2018 году, 200 МВт/1,0 млрд кВт·ч в 2019 году, 100 МВт/0,03 млрд кВт·ч в период 2020 - 2024 годов.

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 300 МВт/0,22 млрд кВт·ч в период 2018 - 2020 годов, 300 МВт/0,12 млрд кВт·ч в период 2021 - 2024 годов, Южную Осетию - 40 МВт/0,157 - 0,195 млрд кВт·ч в период 2018 - 2024 годов.

Экспортные поставки в Казахстан в 2018 - 2024 годы планируются в объеме 360 МВт/1,2 млрд кВт·ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электрической энергии в Китай в объеме 500 МВт/3,3 млрд кВт·ч.

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

Наименование 2017 (факт) 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Мощность на час максимума ЕЭС Энергия Мощность Энергия Мощность Энергия Мощность Энергия Мощность Энергия Мощность Энергия Мощность Энергия Мощность
МВт млрд кВт·ч МВт млрд кВт·ч МВт млрд кВт·ч МВт млрд кВт·ч МВт млрд кВт·ч МВт млрд кВт·ч МВт млрд кВт·ч МВт
ЕЭС России, всего 1602 <*> 14,367 3330 12,770 3330 11,663 3230 11,568 3230 10,503 3230 10,599 3230 10,605 3230
ОЭС Северо-Запада 162 <**> 7,130 1730 6,530 1730 6,430 1730 6,430 1730 5,360 1730 5,360 1730 5,360 1730
Норвегия (приграничный) 27 0,030 30 0,030 30 0,030 30 0,030 30 0,030 30 0,030 30 0,030 30
Финляндия 0 4,400 1300 4,200 1300 4,100 1300 4,100 1300 3,700 1300 3,700 1300 3,700 1300
в т.ч. Финляндия (приграничный) <***> 71 0,779 71 0,779 71 0,779 71 0,779 71 0,779 71 0,779 71 0,779 71
Балтия 65 2,700 400 2,300 400 2,300 400 2,300 400 1,630 400 1,630 400 1,630 400
ОЭС Центра 269 2,000 200 1,000 200 0,030 100 0,030 100 0,030 100 0,030 100 0,030 100
Беларусь 269 <**> 2,000 200 1,000 200 0,030 100 0,030 100 0,030 100 0,030 100 0,030 100
ОЭС Средней Волги 52 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10
Казахстан 52 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10
ОЭС Юга 34 0,457 350 0,460 350 0,423 350 0,328 350 0,333 350 0,339 350 0,345 350
Грузия 0 0,220 300 0,220 300 0,220 300 0,120 300 0,120 300 0,120 300 0,120 300
Азербайджан 0 0,050 0 0,050 0 0,000 0 0,000 0 0,000 0 0,000 0 0,000 0
Южная Осетия 24 0,157 40 0,160 40 0,173 40 0,178 40 0,183 40 0,189 40 0,195 40
Казахстан 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10 0,030 10
ОЭС Урала 0 1,030 290 1,030 290 1,030 290 1,030 290 1,030 290 1,030 290 1,030 290
Казахстан 0 1,030 290 1,030 290 1,030 290 1,030 290 1,030 290 1,030 290 1,030 290
ОЭС Сибири 559 0,420 250 0,420 250 0,420 250 0,420 250 0,420 250 0,510 250 0,510 250
Монголия 29 0,310 200 0,310 200 0,310 200 0,310 200 0,310 200 0,400 200 0,400 200
Казахстан 530 0,110 50 0,110 50 0,110 50 0,110 50 0,110 50 0,110 50 0,110 50
ОЭС Востока 118 3,300 500 3,300 500 3,300 500 3,300 500 3,300 500 3,300 500 3,300 500
Китай 118 3,300 500 3,300 500 3,300 500 3,300 500 3,300 500 3,300 500 3,300 500

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

<*> Учтен экспорт мощности в энергосистему Украины (409 МВт), начиная с 2018 года экспорт мощности не учитывается;

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

<***> С 2018 года суммарные объемы экспорта в Финляндию, включают поставки в рамках приграничной торговли.

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

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

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

Таблица 4.2 - Нормативные значения резерва мощности, %

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

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

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

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2018 года должна составить 25 448 МВт, на уровне 2024 года - 27 212 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 2018 - 2024 годов представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.1.

Таблица 4.3 - Спрос на мощность, МВт

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ОЭС Северо-Запада
Совмещенный максимум потребления мощности 14364 14496 14659 14794 14936 15036 15180
Нормативный резерв 3123 3167 3199 3227 3252 3275 3301
Экспорт 1730 1730 1730 1730 1730 1730 1730
Спрос на мощность - всего 19217 19393 19588 19751 19918 20041 20211
ОЭС Центра
Совмещенный максимум потребления мощности 38265 38986 39355 39634 39952 40328 40751
Нормативный резерв 6662 6755 6824 6884 6938 6986 7041
Экспорт 200 200 100 100 100 100 100
Спрос на мощность - всего 45127 45941 46279 46618 46990 47414 47892
ОЭС Средней Волги
Совмещенный максимум потребления мощности 16838 16921 16983 17087 17133 17205 17274
Нормативный резерв 2290 2322 2346 2366 2385 2401 2421
Экспорт 10 10 10 10 10 10 10
Спрос на мощность - всего 19138 19253 19339 19463 19528 19616 19705
ОЭС Юга
Совмещенный максимум потребления мощности 16400 16692 17032 17277 17489 17621 17773
Нормативный резерв 2082 2111 2132 2151 2168 2183 2200
Экспорт 350 350 350 350 350 350 350
Спрос на мощность - всего 18832 19153 19514 19778 20007 20154 20323
ОЭС Урала
Совмещенный максимум потребления мощности 36602 37084 37405 37755 38024 38228 38460
Нормативный резерв 6663 6755 6823 6885 6938 6986 7041
Экспорт 290 290 290 290 290 290 290
Спрос на мощность - всего 43555 44129 44518 44930 45252 45504 45791
Европейская часть
Совмещенный максимум потребления мощности 122469 124179 125434 126547 127534 128418 129438
Нормативный резерв 20820 21110 21324 21513 21681 21831 22004
Экспорт 2580 2580 2480 2480 2480 2480 2480
Спрос на мощность - всего 145869 147869 149238 150540 151695 152729 153922
ОЭС Сибири
Совмещенный максимум потребления мощности 28757 29369 30590 30819 31502 31637 31745
Нормативный резерв 3451 3524 3671 3698 3780 3796 3809
Экспорт 250 250 250 250 250 250 250
Спрос на мощность - всего 32458 33143 34511 34767 35532 35683 35804
ОЭС Востока
Совмещенный максимум потребления мощности 5344 5812 5903 6026 6075 6243 6312
Нормативный резерв 1176 1279 1299 1326 1337 1373 1389
Экспорт 500 500 500 500 500 500 500
Спрос на мощность - всего 7020 7591 7702 7852 7912 8116 8201
ЕЭС России
Максимум потребления мощности 156570 159360 161927 163392 165111 166298 167495
Нормативный резерв 25447 25913 26294 26537 26798 27000 27202
Экспорт 3330 3330 3230 3230 3230 3230 3230
Спрос на мощность - всего 185347 188603 191451 193159 195139 196528 197927
ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности 30124 30756 31971 32156 32861 32986 33093
Нормативный резерв 3615 3691 3837 3859 3943 3958 3971
Экспорт 250 250 250 250 250 250 250
Спрос на мощность - всего 33989 34697 36058 36265 37054 37194 37314
ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности 6285 6832 6933 7079 7137 7334 7419
Нормативный резерв 1383 1503 1525 1557 1570 1613 1632
Экспорт 500 500 500 500 500 500 500
Спрос на мощность - всего 8168 8835 8958 9136 9207 9447 9551

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 2024 года не изменятся.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2018 года должна составить 25 447 МВт, на уровне 2024 года - 27 202 МВт.

3. При прогнозируемом максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 185 347 МВт в 2018 году до 197 927 МВт на уровне 2024 года.

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

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2018 - 2024 годы сформирована с учетом вводов нового генерирующего оборудования в указанный период 2018 - 2024 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 2017 году;

- обязательствами производителей электрической энергии, мощность которых была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности до 2021 года;

- приказами Минэнерго России о согласовании вывода объекта генерации из эксплуатации;

- предложениями производителей электрической энергии (ноябрь - декабрь 2017 года).

Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на 2018 - 2024 годы составляют 11267,8 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 4000 МВт (два первых энергоблока на Ленинградской АЭС (2 x 1000 МВт) в ОЭС Северо-Запада, первый и второй энергоблоки на Курской АЭС (2000 МВт) в ОЭС Центра); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 7264,8 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

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Всего за 2018 - 2024
ЕЭС России, всего 2189,6 675,0 2744,2 3021,0 1000,0 1635,0 11264,8
АЭС 1000,0 1000,0 1000,0 1000,0 4000,0
ТЭС 1189,6 675,0 1744,2 3021,0 635,0 7264,8
ОЭС Северо-Запада, всего 1128,0 1018,0 2146,0
АЭС 1000,0 1000,0 2000,0
ТЭС 128,0 18,0 146,0
ОЭС Центра, всего 270,8 600,0 1217,0 768,0 1000,0 1000,0 4855,8
АЭС 1000,0 1000,0 2000,0
ТЭС 270,8 600,0 1217,0 768,0 2855,8
ОЭС Средней Волги, всего 65,0 75,0 135,7 25,0 300,7
ТЭС 65,0 75,0 135,7 25,0 300,7
ОЭС Юга, всего 1928,0 1928,0
ТЭС 1928,0 1928,0
ОЭС Урала, всего 586,8 253,5 840,3
ТЭС 586,8 253,5 840,3
ОЭС Сибири, всего 49,0 72,0 300,0 421,0
ТЭС 49,0 72,0 300,0 421,0
ОЭС Востока, всего 90,0 48,0 635,0 773,0
ТЭС 90,0 48,0 635,0 773,0

Рисунок 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации

генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России

в 2018 - 2024 годах

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

В 2017 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 3607,54 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2017 году приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2017 году

Электростанции Станционный номер Марка турбины Установленная мощность МВт
ОЭС Северо-Запада 333,10
Маяковская ТЭС N 1 - 2 6F.03 157,1
Талаховская ТЭС N 1 6F.03 80,0
Ярегская ТЭЦ N 1 - 3 ПС-90ГП-25ПА 75,0
ТЭЦ Акрон N 1 SST-300 15,0
ТЭЦ Боровичевского комбината огнеупоров N 2 П-6-3,4/1,0 6,0
ОЭС Центра 538,82
ГТРС ПАО "НЛМК" N 1 ГУБТ 20,0
Ярославская ТЭС N 1 ПГУ <2> 463,9
ГТЭС <1> АО "Апатит" N 2 C9-R9-RL 25,0
Ново-Рязанская ТЭЦ N 4 Р-30-1,5/0,12 29,92
ОЭС Средней Волги 461,4
Казанская ТЭЦ-3 N 7 ГТУ 9НА.01 394,4
Орловгайская СЭС <3> ФЭСМ 5,0
Пугачевская СЭС ФЭСМ 15,0
Ульяновская ВЭС <4> N 1 - 14 ВЭС 35,0
ТЭЦ МЦБК N 6 ПТ-12/13-3,4-1,5/0,6 12,0
ОЭС Юга 131,07
СЭС Заводская ФЭСМ 15,0
Западно-Крымская МГТЭС <2> N 3, N 6 FT8-3 MOBILEPAC 41,8
Севастопольская МГТЭС N 5 - 6 FT8-3 MOBILEPAC 39,3
ГПЭС Ботаника <5> N 3 - 4 JMS612 GS-N.L 3,64
ГПЭС Ботаника N 5 - 11 JMS612 GS-N.L 21,33
Волгоградская СЭС (Красноармейская) 10,0
ОЭС Урала 1788,15
Грачевская СЭС ФЭСМ 10,0
Плешановская СЭС ФЭСМ 10,0
Бурибаевская СЭС 2 оч ФЭСМ 10,0
Соль-Илецкая СЭС ФЭСМ 25,0
Челябинская ГРЭС <6> N 3 ПГУ 247,5
Верхнетагильская ГРЭС N 12 ПГУ 447,15
Ревдинская ГТ-ТЭЦ N 1 - 2 ГТ-009 МЭ 18,0
Новоуренгойская ГТЭС <7> N 1 - 2 LM6000 80,0
Новоуренгойская ГТЭС N 3 C11-R14-EX 40,0
Державинская СЭС ФЭСМ 5,0
Оренбургская СЭС ФЭСМ 10,0
Пермская ГРЭС N 4 ПГУ 861,0
ТЭЦ АО "ШААЗ" N 1 SST-060 3,5
Исянгуловская СЭС ФЭСМ 9,0
ГПЭС Энергоцентр г. Снежинск N 1 - 6 MWM TCG2020V20 12,0
ОЭС Сибири 35,0
Онгудайская СЭС ФЭСМ 5,0
Бичурская СЭС ФЭСМ 10,0
Майминская СЭС 1 оч ФЭСМ 10,0
Майминская СЭС 2 оч ФЭСМ 10,0
ОЭС Востока 320,0
Нижне-Бурейская ГЭС <8> N 1 - 4 ГШ30-В-630 320,0
ЕЭС России, всего 3607,54

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

Примечание: <1> ГТЭС - газотурбинная электростанция.

<2> ПГУ - парогазовая установка.

<3> СЭС - солнечная электростанция.

<4> ВЭС - ветровая электростанция.

<5> ГПЭС - газопоршневая электростанция.

<6> ГРЭС - государственная районная электростанция.

<7> ГТЭС - газотурбинная электростанция.

<8> ГЭС - гидроэлектростанция.

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";

- генерирующие объекты, отобранные по результатам конкурентного отбора мощности до 2021 года.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов предусматриваются в объеме 18110,1 МВт, в том числе на АЭС - 8401,8 МВт, на ГЭС - 462,4 МВт, на ТЭС - 5479,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 3766,1 МВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов представлены в таблице 5.3 и на рисунке 5.2.

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

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Всего за 2018 - 2024
ЕЭС России - всего 6262,7 2885,0 1795,1 1814,7 1059,9 1599,0 2693,8 18110,1
АЭС 2298,8 1195,4 1198,8 0,0 1255,0 2453,8 8401,8
ГЭС 362,8 49,8 24,9 24,9 462,4
ТЭС 2686,1 969,8 860,0 380,0 344,0 240,0 5479,9
ВЭС, СЭС 915,0 670,0 935,1 591,0 655,0 3766,1
ОЭС Северо-Запада - всего 1505,8 342,8 130,0 1399,8 150,0 1198,8 4727,2
АЭС 1198,8 1198,8 1198,8 3596,4
ГЭС 49,8 49,8
ТЭС 307,0 293,0 130,0 730,0
ВЭС, СЭС 201,0 150,0 351,0
ОЭС Центра - всего 338,0 1195,4 280,0 1255,0 1255,0 4323,4
АЭС 1195,4 1255,0 1255,0 3705,4
ТЭС 338,0 280,0 618,0
ВЭС, СЭС
ОЭС Средней Волги - всего 470,0 141,0 215,0 200,0 1026,0
ТЭС 230,0 50,0 55,0 335,0
ВЭС, СЭС 240,0 91,0 215,0 145,0 691,0
ОЭС Юга - всего 3112,8 810,0 669,1 129,9 319,9 5041,7
АЭС 1100,0 1100,0
ГЭС 362,8 24,9 24,9 412,6
ТЭС 1115,1 360,0 1475,1
ВЭС, СЭС 535,0 450,0 669,1 105,0 295,0 2054,1
ОЭС Урала - всего 591,5 186,8 100,0 20,0 15,0 913,3
ТЭС 556,5 16,8 573,3
ВЭС, СЭС 35,0 170,0 100,0 20,0 15,0 340,0
ОЭС Сибири - всего 105,0 224,0 75,0 50,0 50,0 504,0
ТЭС 174,0 174,0
ВЭС, СЭС 105,0 50,0 75,0 50,0 50,0 330,0
ОЭС Востока - всего 139,5 126,0 680,0 45,0 344,0 240,0 1574,5
ГЭС
ТЭС 139,5 126,0 680,0 45,0 344,0 240,0 1574,5

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2024 года планируется в ОЭС Юга (5041,7 МВт), ОЭС Северо-Запада (4727,2 МВт) и ОЭС Центра (4323,4 МВт).

Рисунок 5.2 - Вводы генерирующих мощностей

на электростанциях ЕЭС России на период 2018 - 2024 годов

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

Развитие атомной энергетики в период 2018 - 2024 годов предусматривается на площадках:

ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 (новые энергоблоки Ленинградской АЭС) в Ленинградской области с вводом первых трех энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью по 1198,8 МВт каждый в 2018, 2021 и 2024 годах для обеспечения, в том числе, замены выводимых из эксплуатации в 2018 и 2020 годах энергоблоков N 1 и N 2 на Ленинградской АЭС;

ОЭС Центра - Нововоронежская АЭС-2 (новые энергоблоки Нововоронежской АЭС) в Воронежской области с вводом второго энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1195,4 МВт в 2019 году и Курская АЭС-2 в Курской области с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР мощностью 1255 МВт в 2023 и 2024 годах;

ОЭС Юга - Ростовская АЭС в Ростовской области с вводом энергоблока N 4 типа ВВЭР мощностью 1100 МВт в 2018 году.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов предусматриваются в объеме 462,4 МВт. В ОЭС Юга планируется завершение строительства Зарамагской ГЭС-1 с вводом двух гидроагрегатов (2 x 171 МВт) в 2018 году.

В ОЭС Юга в период 2018 - 2022 годов предполагается ввод в эксплуатацию генерирующих объектов установленной мощностью 70,6 МВт на малых ГЭС, в ОЭС Северо-Запада - 49,8 МВт в 2019 году.

В рассматриваемый перспективный период до 2024 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью выше 200 МВт) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью ввода в эксплуатацию:

в ОЭС Центра: Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т));

в ОЭС Юга: на Балаклавской ТЭС (2 x ПГУ-235) и Таврической ТЭС (2 x ПГУ-235);

в ОЭС Урала: Затонской ТЭЦ (ПГУ-198,1(Т) и ПГУ-220(Т)).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ветровых (ВЭС, 2366,1 МВт в рассматриваемый перспективный период) и солнечных электростанций (СЭС, 1400 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Северо-Запада (351 МВт), ОЭС Средней Волги (461 МВт), ОЭС Юга (1554,1 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (500 МВт), в ОЭС Урала (340 МВт) и ОЭС Сибири (330 МВт). В период до 2019 года на СЭС в ОЭС Средней Волги планируется ввести в работу 230 МВт.

В настоящее время Центральный и Западный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия) работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон Республики Саха (Якутия) работает в составе ОЭС Востока. Завершение присоединения Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) к ЕЭС России планируется к середине 2018 года, Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) - в 2019 году.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) учтен в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС Востока, начиная с 2018 года, Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия) - с 2019 года.

Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий (с высокой вероятностью реализации) по модернизации и перемаркировке существующего генерирующего оборудования в период 2018 - 2024 годов планируется в объеме 545,4 МВт.

Объемы модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2018 - 2024 годов приведены в приложениях N 6 и N 7 соответственно.

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2024 году на 9280,5 МВт (3,9%) по сравнению с 2017 годом и составит 249092,7 МВт. К 2024 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2017 годом возрастет доля АЭС с 11,64% до 13,0%, доля ТЭС снизится с 67,9% до 65,1%. Доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,2% в 2017 году до 20,1% в 2024 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,3% в 2017 году до 1,8% в 2024 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2017 - 2024 годов представлена в таблице 5.4 и на рисунке 5.3. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период с 2017 по 2024 годы показана на рисунке 5.4.

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

2017 факт 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ЕЭС России 239812,2 245400,2 248283,0 247460,0 246309,0 246395,9 248020,4 249092,7
АЭС 27914,3 29213,1 30408,5 29408,5 30607,3 29607,3 30862,3 32316,1
ГЭС 47108,6 48493,0 48568,8 48646,8 48723,1 48775,0 48800,5 48814,0
ГАЭС 1340,0 1340,0 1340,0 1340,0 1340,0 1340,0 1340,0 1340,0
ТЭС 162779,7 164769,4 165711,0 164874,9 161857,9 162237,9 162581,9 162186,9
ВЭС, СЭС 669,7 1584,7 2254,7 3189,8 3780,7 4435,7 4435,7 4435,7
ОЭС Северо-Запада 23865,2 24243,3 24586,1 23706,1 25105,8 25255,8 25255,8 26454,6
АЭС 5760,0 5958,8 5958,8 4958,8 6157,6 6157,6 6157,6 7356,4
ГЭС 2949,2 2949,2 2999,0 3007,0 3007,0 3007,0 3007,0 3007,0
ТЭС 15149,6 15328,8 15621,8 15733,8 15733,8 15733,8 15733,8 15733,8
ВЭС, СЭС 6,4 6,4 6,4 6,4 207,4 357,4 357,4 357,4
ОЭС Центра 53077,1 53177,8 53773,2 52566,2 51798,2 51088,2 52343,2 52598,2
АЭС 13597,3 13597,3 14792,7 14792,7 14792,7 13792,7 15047,7 15302,7
ГЭС 590,1 600,1 600,1 610,1 610,1 620,1 620,1 620,1
ГАЭС 1200,0 1200,0 1200,0 1200,0 1200,0 1200,0 1200,0 1200,0
ТЭС 37689,7 37780,5 37180,5 35963,5 35195,5 35475,5 35475,5 35475,5
ВЭС, СЭС
ОЭС Средней Волги 27203,8 27641,8 27572,8 27578,1 27781,6 27993,6 27999,6 28013,1
АЭС 4072,0 4072,0 4072,0 4072,0 4072,0 4072,0 4072,0 4072,0
ГЭС 6965,0 6998,0 7004,0 7004,0 7017,5 7029,5 7035,5 7049,0
ТЭС 16111,8 16276,8 16201,8 16116,1 16091,1 16146,1 16146,1 16146,1
ВЭС, СЭС 55,0 295,0 295,0 386,0 601,0 746,0 746,0 746,0
ОЭС Юга 21538,6 24655,6 25465,6 26134,7 24336,6 24656,5 24661,0 24661,0
АЭС 3000,0 4100,0 4100,0 4100,0 4100,0 4100,0 4100,0 4100,0
ГЭС 5801,7 6165,6 6165,6 6165,6 6190,5 6215,4 6219,9 6219,9
ГАЭС 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0
ТЭС 12179,5 13297,5 13657,5 13657,5 11729,5 11729,5 11729,5 11729,5
ВЭС, СЭС 417,4 952,4 1402,4 2071,5 2176,5 2471,5 2471,5 2471,5
ОЭС Урала 52714,9 53130,5 53360,3 53244,9 53279,9 53299,9 53314,9 53314,9
АЭС 1485,0 1485,0 1485,0 1485,0 1485,0 1485,0 1485,0 1485,0
ГЭС 1856,2 1871,2 1886,2 1901,2 1916,2 1921,2 1936,2 1936,2
ТЭС 49238,1 49603,6 49648,4 49418,0 49418,0 49418,0 49418,0 49418,0
ВЭС, СЭС 135,7 170,7 340,7 440,7 460,7 475,7 475,7 475,7
ОЭС Сибири 51911,2 51981,1 52210,1 52283,1 52060,0 52110,0 52110,0 52110,0
ГЭС 25286,4 25291,4 25296,4 25341,4 25364,3 25364,3 25364,3 25364,3
ТЭС 26569,6 26529,5 26703,5 26656,5 26360,5 26360,5 26360,5 26360,5
ВЭС, СЭС 55,2 160,2 210,2 285,2 335,2 385,2 385,2 385,2
ОЭС Востока 9501,5 10570,2 11315,0 11947,0 11947,0 11992,0 12336,0 11941,0
ГЭС 3660,0 4617,5 4617,5 4617,5 4617,5 4617,5 4617,5 4617,5
ТЭС 5841,5 5952,7 6697,5 7329,5 7329,5 7374,5 7718,5 7323,5

Рисунок 5.3 - Установленная мощность на электростанциях

ЕЭС России

Рисунок 5.4 - Структура установленной мощности

на электростанциях ЕЭС России

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

5.1.1. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края

Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края характеризуется летним максимумом потребления мощности. Наиболее критичным с точки зрения режимно-балансовой ситуации является период экстремально высоких температур (ПЭВТ), характеризующийся как дополнительным увеличением потребления мощности, так и дополнительным снижением допустимой токовой нагрузки электросетевых элементов. В летний период 2017 года максимум потребления Юго-западного энергорайона составил 1208 МВт при 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 Афипский НПЗ - Кирилловская с отпайками;

- ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская,

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

Прогнозируемое потребление мощности Юго-западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края для ПЭВТ в рассматриваемый период увеличится на 422 МВт с 1208 до 1630 МВт (с 2017 по 2024 год).

Основные показатели баланса мощности Юго-западного энергорайона для ПЭВТ на перспективу до 2024 года приведены в таблице 5.5.

При определении максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении "Юго-Запад" на 2018 - 2024 годы учтен ввод в работу в 2018 году ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань третьего АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 MBA и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар).

Таблица 5.5 - Баланс мощности Юго-западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2018 - 2024 годы для ПЭВТ, (МВт)

Показатель 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Потребление мощности 1239 1340 1432 1520 1565 1600 1630
Переток мощности в Крымскую энергосистему 387 393 417 437 445 488 509
Доступная мощность электростанций 36 36 36 36 36 36 36
Требуемый переток по сечению "Юго-Запад" 1590 1697 1813 1921 1974 2052 2103
Максимально допустимый переток (далее - МДП) в сечении "Юго-Запад" в нормальной схеме 1990 1990 1990 1990 1990 1990 1990
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в нормальной схеме 400 293 177 69 16 -62 -113
МДП в сечении "Юго-Запад" в ремонтной схеме 1490 1490 1490 1490 1490 1490 1490
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в единичной ремонтной схеме -100 -207 -323 -431 -484 -562 -613

Анализ системной аварии, произошедшей в Кубанской энергосистеме 28.07.2017, выявил увеличение доли реактивной составляющей в потреблении мощности Юго-Западного энергорайона Кубанской энергосистемы. Данное обстоятельство привело к пересмотру величины максимально допустимого перетока (далее - МДП) в контролируемом сечении "Юго-Запад", в нормальной схеме величина МДП была скорректирована с 2300 МВт до 1990 МВт (с учетом ввода в работу ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань).

Необходимо проведение дальнейшего исследования по определению возможных объемов и мест размещения источников реактивной мощности в Юго-Западном энергорайоне Кубанской энергосистемы во взаимоувязке со строительством схемы выдачи мощности новой тепловой электростанции для повышения МДП в контролируемом сечении "Юго-Запад".

Анализ баланса мощности Юго-западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2018 - 2024 годы показывает, что при прогнозируемом росте потребления мощности указанного энергорайона до 1630 МВт в 2024 году будет иметь место непокрываемый дефицит активной мощности в нормальной схеме с 2023 года и в единичной ремонтной схеме во всех годах рассматриваемого периода.

Величина дефицита мощности в единичной ремонтной схеме на этапе 2019 - 2024 годов прогнозируется в объеме 207 - 613 МВт. В целях обеспечения покрытия вышеуказанного дефицита дополнительно требуется строительство в Юго-западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края тепловой электростанции.

В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.12.2017 N 2903-р проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности генерирующих объектов, предполагающий сооружение электростанции с располагаемой мощностью 465 МВт при температуре наружного воздуха +35,5 °C на этапе 2021 года и единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт.

Величина установленной мощности электростанции, требуемая на этапе 2024 года, может быть скорректирована в случае изменения планов потребителей по технологическому присоединению к электрическим сетям или строительства дополнительных объектов генерации в смежной энергосистеме.

5.1.2. ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем.

Территория ОЭС Юга за исключением Волгоградской и Астраханской энергосистем связана с ЕЭС России по линиям электропередачи, входящим в контролируемое сечение "Волгоград-Ростов".

В состав данного сечения входят следующие линии электропередачи:

- ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная;

- ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты;

- ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2;

- ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково;

- ВЛ 220 кВ Волгодонск - ГОК.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Волгоград-Ростов" в направлении Ростовской энергосистемы составляет в нормальной схеме электрической сети 1320 МВт.

При проведении анализа режимно-балансовой ситуации части ОЭС Юга за контролируемым сечением "Волгоград-Ростов" принимались указанные ниже исходные данные:

- на период до 2024 года в операционной зоне ОЭС Юга учтены следующие вводы генерирующего оборудования с гарантированной поставкой мощности:

- энергоблок N 4 Ростовской АЭС (1100 МВт) - 2018 год;

- Таврическая ТЭС (470 МВт) - 2018 год;

- Балаклавская ТЭС (470 МВт) - 2018 год;

- Сакская ПГУ (122 МВт) - 2018 год;

- Зарамагская ГЭС (342 МВт) - 2018 год;

- Кирилловская МГТЭС (22,5 МВт) - 2018 год;

- Грозненская ТЭС (360 МВт) - 2019 год.

- мобильные ГТЭС в Крымской энергосистеме установленной мощностью 396 МВт выведены в резерв с 2019 года;

- в связи с не гарантированностью генерирующая мощность солнечных и ветровых электростанций для часа прохождения максимума потребления мощности осенне-зимнего периода (ОЗП) не учитывалась;

- доступная мощность ГЭС принята по усредненным фактическим режимам работы в зимний период с учетом имеющихся ограничений гидроресурсов;

- доступная мощность тепловых электростанций принята в соответствии с усредненными фактическими значениями в зимний период за последние 5 (пять) лет;

- переток мощности в энергосистему Южной Осетии и смежные энергосистемы принят в объеме 640 МВт.

- вывод из эксплуатации энергоблоков NN 1 - 7 Филиала ПАО "ОГК-2" Новочеркасская ГРЭС с 01.01.2021.

Основные показатели баланса мощности части ОЭС Юга за контролируемым сечением "Волгоград-Ростов" в час максимума потребления мощности ОЗП на перспективу до 2024 года приведены в таблице 5.6.

Таблица 5.6 Баланс мощности части ОЭС Юга за контролируемым сечением "Волгоград-Ростов" в час максимума потребления мощности ОЗП (МВт)

Показатель 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Спрос на мощность за сечением "Волгоград-Ростов" 14928 15207 15549 15788 15993 16116 16259
В том числе:
Прогнозируемое потребление мощности энергосистем 14288 14567 14909 15148 15353 15476 15619
Переток мощности в энергосистему Южной Осетии и смежные энергосистемы 640 640 640 640 640 640 640
Доступная мощность электростанций за сечением "Волгоград - Ростов" 15750 15740 15740 13975 13975 13975 13975
Требуемый переток мощности в сечении "Волгоград-Ростов" -822 -533 -191 1813 2018 2141 2284
Максимально допустимый переток (МДП) в нормальной схеме в сечении "Волгоград-Ростов" в нормальной схеме 1320 1320 1320 1320 1320 1320 1320
Запас по пропускной способности в нормальной схеме в сечении "Волгоград-Ростов" 2142 1853 1511 -493 -698 -821 -964
Доступная мощность электростанций, находящихся за сечением "Волгоград-Ростов", при аварийном отключении блока 1100 МВт Ростовской АЭС 14650 14640 14640 12875 12875 12875 12875
+Избыток/-Дефицит мощности в ОЭС Юга за сечением "Волгоград - Ростов" при аварийном отключении блока Ростовской АЭС 1100 МВт 1042 753 411 -1593 -1798 -1921 -2064

Анализ режимно-балансовой ситуации в ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем на перспективу до 2024 года показывает, что после вывода из эксплуатации энергоблоков NN 1 - 7 Филиала ПАО "ОГК-2" Новочеркасская ГРЭС с 01.01.2021 в данной части ОЭС Юга возникает непокрываемый дефицит мощности уже в нормальной схеме электрической сети при использовании всей доступной мощности генерирующего оборудования электростанций. Величина дефицита мощности в нормальной схеме увеличивается с 493 МВт в 2021 году до 964 МВт в 2024 году.

При нормативном возмущении - аварийном отключении энергоблока Ростовской АЭС мощностью 1100 МВт в нормальной схеме электрической сети - непокрываемый дефицит мощности составит от 1593 МВт в 2021 году до 2064 МВт в 2024 году.

Таким образом, при рассматриваемом сценарии развития ОЭС Юга при выводе из эксплуатации энергоблоков NN 1 - 7 Филиала ПАО "ОГК-2" - Новочеркасской ГРЭС на период до 2024 года в ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем необходимо сооружение генерирующих объектов установленной мощностью не менее 2060 МВт. В случае строительства электростанции в Юго-Западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края объем необходимой мощности генерирующего оборудования будет уменьшен на величину установленной мощности указанной электростанции.

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

5.2.1. Юго-восточная часть ОЭС Юга

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

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

- ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

- ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;

- ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик;

- ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

- в нормальной схеме электрической сети - 1300 МВт;

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

В 2018 году ПАО "ФСК ЕЭС" предполагается ввод в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания). Ввод данной ВЛ увеличивает пропускную способность в сечении "Терек" до 1690 МВт в нормальной схеме и до 1290 МВт в ремонтной схеме (в схеме отключенного состояния ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания)).

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

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

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

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

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

Выводы:

1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2018 - 2024 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 2018 - 2024 годы составляют 11264,8 МВт, в том числе на АЭС - 4000 МВт, ТЭС - 7264,8 МВт.

3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов предусматриваются в объеме 18110,1 МВт, в том числе на АЭС - 8401,8 МВт, на ГЭС - 462,4 МВт, на ТЭС - 5479,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 3766,1 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 2024 году на 9280,5 МВт (3,9%) по сравнению с 2017 годом и составит 249092,7 МВт, в том числе: АЭС - 32316,1 МВт, ГЭС - 48814 МВт, ГАЭС - 1340 МВт, ТЭС - 162186,9 МВт и ВЭС, СЭС - 4435,7 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 2024 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2017 годом возрастет доля АЭС с 11,64% до 13%, доля ТЭС снизится с 67,9% до 65,1%. Доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,2% в 2017 году 20,1% в 2024 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,3% в 2017 году до 1,8% в 2024 году.

6. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края и ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем отнесены к территориям ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих мощностей, отсутствующих в подтвержденных планах каких-либо собственников. В целях покрытия возникающего дефицита мощности в юго-западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.12.2017 N 2903-р проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности генерирующих объектов, предполагающий сооружение электростанции с располагаемой мощностью 465 МВт при температуре наружного воздуха +35,5 °C на этапе 2021 года и единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт.

6. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2018 - 2024 годы

6.1. Балансы мощности

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

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 185 347 МВт в 2018 году до 197 927 МВт на уровне 2024 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 2018 - 2024 годах возрастет с фактической величины 239 812,2 МВт в 2017 году на 9 280,5 МВт и составит 249 092,7 МВт в 2024 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,64% в 2017 году до прогнозных 13,0% в 2024 году, доля ТЭС снизится с 67,9% до 65,1%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) снизится 20,2% в 2017 году до 20,1% в 2024 году, доля мощности ВЭС, СЭС возрастет с 0,3% до 1,8%.

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

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

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

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

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

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

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

Прогнозные объемы вводов генерирующих мощностей после прохождения зимнего максимума в 2018 - 2024 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 2024 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 7 156,0 МВт в 2018 году до 4 197,0 МВт в 2024 году.

Величина располагаемой мощности ГЭС, учитываемая в прогнозных балансах мощности, принята на уровне средней располагаемой мощности ГЭС при прохождении максимума потребления мощности ЕЭС за последние 5 лет.

Располагаемая мощность электростанций промышленных предприятий учтена исходя из их средней нагрузки за декабрь 2017 года.

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

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе мощности на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 29 495,8 - 31 747,0 МВт (12,0 - 12,7% от установленной мощности электростанций ЕЭС России).

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 215 904,4 МВт на уровне 2018 года и 217 345,7 МВт на уровне 2024 года, что превышает спрос на мощность на 19418,7 - 30 557,4 МВт в рассматриваемый период.

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2024 года складывается с избытком резерва мощности в размере 16 209,6 - 27 282,3 МВт.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2018 - 2024 годах складывается с избытком нормативного резерва мощности в объеме 13 894,1 - 23 380,8 МВт.

В приложении N 10 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2018 - 2024 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 2018 - 2024 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. 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
СПРОС
Максимум потребления МВт 156570,0 159360,0 161927,0 163392,0 165111,0 166298,0 167495,0
Экспорт мощности МВт 3330,0 3330,0 3230,0 3230,0 3230,0 3230,0 3230,0
Нормативный резерв мощности МВт 25447,0 25913,0 26294,0 26537,0 26798,0 27000,0 27202,0
Нормативный резерв в % к максимуму % 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2
ИТОГО спрос на мощность МВт 185347,0 188603,0 191451,0 193159,0 195139,0 196528,0 197927,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года МВт 245400,2 248283,0 247460,0 246309,0 246395,9 248020,4 249092,7
АЭС МВт 29213,1 30408,5 29408,5 30607,3 29607,3 30862,3 32316,1
ГЭС МВт 49833,0 49908,8 49986,8 50063,1 50115,0 50140,5 50154,0
ТЭС МВт 164769,4 165711,0 164874,9 161857,9 162237,9 162581,9 162186,9
ВЭС, СЭС МВт 1584,7 2254,7 3189,8 3780,7 4435,7 4435,7 4435,7
Ограничения мощности на максимум нагрузки МВт 21463,3 22399,6 23257,8 24400,2 25084,7 25132,7 25096,2
Вводы мощности после прохождения максимума МВт 876,5 440,0 850,0 109,9 169,9 1599,0 2453,8
Невыдаваемая мощность МВт 7156,0 6730,0 5766,0 5212,0 4841,0 4538,0 4197,0
ИТОГО покрытие спроса МВт 215904,4 218713,4 217586,1 216586,9 216300,3 216750,7 217345,7
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов МВт 30557,4 30110,4 26135,1 23427,9 21161,3 20222,7 19418,7

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. 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
СПРОС
Максимум потребления МВт 151226,0 153548,0 156024,0 157366,0 159036,0 160055,0 161183,0
Экспорт мощности МВт 2830,0 2830,0 2730,0 2730,0 2730,0 2730,0 2730,0
Нормативный резерв мощности МВт 24271,0 24634,0 24995,0 25211,0 25461,0 25627,0 25813,0
Нормативный резерв в % к максимуму % 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0
ИТОГО спрос на мощность МВт 178327,0 181012,0 183749,0 185307,0 187227,0 188412,0 189726,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года МВт 234830,0 236968,0 235513,0 234362,0 234403,9 235684,4 237151,7
АЭС МВт 29213,1 30408,5 29408,5 30607,3 29607,3 30862,3 32316,1
ГЭС МВт 45215,5 45291,3 45369,3 45445,6 45497,5 45523,0 45536,5
ТЭС МВт 158816,7 159013,5 157545,4 154528,4 154863,4 154863,4 154863,4
ВЭС, СЭС МВт 1584,7 2254,7 3189,8 3780,7 4435,7 4435,7 4435,7
Ограничения мощности на максимум нагрузки МВт 21327,7 22183,7 23041,9 23734,3 24418,8 24551,8 24565,3
Вводы мощности после прохождения максимума МВт 737,0 314,0 170,0 109,9 124,9 1255,0 2453,8
Невыдаваемая мощность МВт 7156,0 6730,0 5766,0 5212,0 4841,0 4538,0 4197,0
ИТОГО покрытие спроса МВт 205609,3 207740,3 206535,0 205305,8 205019,2 205339,6 205935,6
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов МВт 27282,3 26728,3 22786,0 19998,8 17792,2 16927,6 16209,6

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. 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
СПРОС
Максимум потребления МВт 122469,0 124179,0 125434,0 126547,0 127534,0 128418,0 129438,0
Экспорт мощности МВт 2580,0 2580,0 2480,0 2480,0 2480,0 2480,0 2480,0
Нормативный резерв мощности МВт 20820,0 21110,0 21324,0 21513,0 21681,0 21831,0 22004,0
Нормативный резерв в % к максимуму % 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0
ИТОГО спрос на мощность МВт 145869,0 147869,0 149238,0 150540,0 151695,0 152729,0 153922,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года МВт 182848,9 184757,9 183229,9 182302,1 182294,0 183574,5 185041,8
АЭС МВт 29213,1 30408,5 29408,5 30607,3 29607,3 30862,3 32316,1
ГЭС МВт 19924,1 19994,9 20027,9 20081,3 20133,2 20158,7 20172,2
ТЭС МВт 132287,2 132310,0 130888,9 128167,9 128502,9 128502,9 128502,9
ВЭС, СЭС МВт 1424,5 2044,5 2904,6 3445,5 4050,5 4050,5 4050,5
Ограничения мощности на максимум нагрузки МВт 9068,1 9904,1 10667,4 11261,8 11896,3 11979,3 11992,8
Вводы мощности после прохождения максимума МВт 722,0 240,0 95,0 59,9 74,9 1255,0 2453,8
Невыдаваемая мощность МВт 3809,0 3796,0 3301,0 3106,0 2962,0 2871,0 2779,0
ИТОГО покрытие спроса МВт 169249,8 170817,8 169166,5 167874,3 167360,7 167469,1 167816,1
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов МВт 23380,8 22948,8 19928,5 17334,3 15665,7 14740,1 13894,1

6.2. Балансы электрической энергии

Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих расчетных условий:

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

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

- выработка электрической энергии 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 2018 - 2024 годах и фактического режима работы атомных энергоблоков за пятилетний ретроспективный период;

- объем производства электрической энергии ВЭС и СЭС определен исходя из числа часов использования установленной мощности вновь вводимых ВЭС - 2000 часов/год, СЭС - 1800 часов/год; по действующим ВЭС и СЭС величина производства электрической энергии в рассматриваемый перспективный период принята по фактически достигнутому значению (на уровне 2017 года).

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

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2017 года (1 053,86 млрд кВт·ч) возрастет на 87,38 млрд кВт·ч (до 1 141,24 млрд кВт·ч) в 2024 году.

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

Ед. измер. ПРОГНОЗ
2018 2024
АЭС ГЭС ТЭС ВЭС, СЭС Всего АЭС ГЭС ТЭС ВЭС, СЭС Всего
ОЭС Северо-Запада млрд кВт·ч 37,604 12,548 57,129 0,001 107,282 41,454 12,629 57,875 0,704 112,662
% 35,05 11,7 53,25 0,001 100 36,8 11,2 51,4 0,6 100
ОЭС Центра млрд кВт·ч 96,081 3,273 143,539 0 242,893 97,728 3,409 152,288 0 253,425
% 39,6 1,3 59,1 0 100 38,6 1,3 60,1 0 100
ОЭС Средней Волги млрд кВт·ч 31,078 20,347 52,392 0,128 103,945 28,3 20,31 60,041 1,442 110,093
% 29,9 19,6 50,4 0,1 100 25,7 18,5 54,5 1,3 100
ОЭС Юга млрд кВт·ч 26,26 19,667 54,434 0,610 100,971 28,70 21,96 52,903 4,588 108,152
% 26,0 19,5 53,9 0,6 100 26,5 20,3 48,9 4,3 100
ОЭС Урала млрд кВт·ч 10,38 5,144 247,301 0,160 262,985 10,395 4,965 263,395 0,825 279,58
% 3,9 2,0 94,0 0,1 100 3,7 1,8 94,2 0,3 100
Европейская часть ЕЭС млрд кВт·ч 201,4 61,0 554,8 0,9 818,076 206,577 63,273 586,502 7,560 863,912
% 24,6 7,5 67,8 0,1 100 23,9 7,3 67,9 0,9 100
ОЭС Сибири млрд кВт·ч 0 89,55 114,444 0,01 204,094 0 107,377 121,283 0,686 229,346
% 0 43,9 56,1 0,05 100 0 46,8 52,9 0,3 100
ОЭС Востока млрд кВт·ч 0 14,02 24,836 0 38,856 0 16,48 31,502 0 47,982
% 0 36,1 63,9 0 100 0 34,3 65,7 0 100
ЕЭС России, всего млрд кВт·ч 201,403 164,549 694,075 0,999 1061,026 206,577 187,130 739,287 8,246 1141,24
% 19,0 15,5 65,4 0,1 100 18,1 16,4 64,8 0,7 100

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

Таблица 6.5 - Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России

Ед. измер. Выработка электрической энергии
2017

Факт

Изменение за 2018 - 2024 годы 2024

прогноз

Всего, в т.ч. млрд кВт·ч 1053,86 87,38 1141,24
% 100 100 100
АЭС млрд кВт·ч 202,92 3,66 206,58
% 19,2 4,2 18,1
ГЭС млрд кВт·ч 178,9 8,23 187,13
% 17,0 9,4 16,4
ТЭС млрд кВт·ч 671,35 67,94 739,29
% 63,7 77,8 64,8
ВЭС, СЭС млрд кВт·ч 0,69 7,55 8,25
% 0,1 8,6 0,7

Рисунок 6.1 Укрупненная структура производства

электрической энергии на электростанциях ЕЭС России

В прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС снизится с 19,2% в 2017 году до 18,1% в 2024 году, доля ГЭС снизится с 17% в 2017 году до 16,4% в 2024 году, доля ТЭС возрастет с 63,7% до 64,8%, доля ВЭС и СЭС возрастет с 0,1% до 0,7%.

По ОЭС прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2017 по 2024 год:

- в ОЭС Северо-Запада планируемое развитие АЭС приведет к росту доли выработки АЭС на 2,7% (с 34,1% в 2017 году до 36,8% к 2024 году) с соответствующим снижением доли ТЭС с 52,9% до 51,4%;

- в ОЭС Центра доля АЭС снизится с 42,2% в отчетном 2017 году до 38,6% в 2024 году, доля ГЭС снизится с 1,8% до 1,3%, доля ТЭС увеличится с 55,9% до 60,1%;

- в ОЭС Средней Волги доля АЭС снизится с 29,9% в 2017 году до 25,7% в 2024 году, доля ГЭС с 24% до 18,5%. Доля ТЭС увеличится с 46,1% в 2017 году до 54,5% в 2024 году. Долевое участие ВЭС и СЭС в 2024 году оценивается величиной 1,3%;

- в ОЭС Юга прирост производства электрической энергии на АЭС за рассматриваемый период составит 5,5 млрд кВт·ч (с 23,2% в 2017 году до 26,5% в 2024 году). Долевое участие ГЭС снизится с 21,8% в 2017 году до 20,3% в 2024 году, доля ТЭС - с 54,5% до 48,9%. Доля ВЭС и СЭС в 2024 году оценивается величиной 4,3%;

- в ОЭС Урала доля АЭС снизится с 3,9% (10,2 млрд кВт·ч) в 2017 году до 3,7% (10,4 млрд кВт·ч) в 2024 году с соответствующим увеличением доли ТЭС с 93,5% в 2017 году до 94,2% в 2024 году. Доля ВЭС и СЭС в 2024 году оценивается величиной 0,3%;

- в ОЭС Сибири долевое участие ТЭС снизится с 53,6% в 2017 году до 52,9% в 2024 году, доля ГЭС увеличится с 46,4% до 46,8%. Доля ВЭС и СЭС в 2024 году оценивается величиной 0,3%;

- в ОЭС Востока планируется присоединение Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия). Рост выработки прогнозируется на 11,1 млрд кВт·ч (с 36,9 млрд кВт·ч в 2017 году до 48 млрд кВт·ч в 2024 году). Доля выработки ТЭС на уровне 2024 года оценивается 65,7%, ГЭС - 34,3%.

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 2018 - 2024 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.6).

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

Годовое число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России
ФАКТ ПРОГНОЗ
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
АЭС 7020 6820 6855 7195 7030 7270 6894 6649 6961 6623 6800 6427 6392
ТЭС 4610 4380 4280 4190 4205 4124 4212 4167 4278 4417 4467 4528 4558

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2024 года изменяется в диапазоне 4167 - 4558 часов/год.

По ОЭС число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять: в ОЭС Северо-Запада - 3667 - 3727 часов/год, в ОЭС Центра - 3799 - 4322 часов/год, в ОЭС Юга - 3777 - 4510 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3219 - 3756 часов/год, в ОЭС Урала - 4986 - 5330 часов/год, в ОЭС Сибири - 3869 - 4601 часов/год и в ОЭС Востока - 3862 - 4302 часов/год.

Перспективные балансы электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС на 2018 - 2024 годы представлены в приложении N 12, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 6.7. В приложении N 13 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2018 - 2024 годы.

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

Наименование Ед. измер. ПРОГНОЗ
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Потребление электрической энергии млрд кВт·ч 1052,154 1070,542 1090,357 1099,837 1110,644 1120,287 1131,661
в том числе

заряд ГАЭС

млрд кВт·ч 2,722 2,722 2,722 2,722 2,722 2,722 2,722
Экспорт млрд кВт·ч 14,367 12,770 11,663 11,568 10,503 10,599 10,605
Импорт млрд кВт·ч 5,495 1,095 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025
Потребность млрд кВт·ч 1061,026 1082,217 1100,995 1110,380 1120,122 1129,861 1141,241
Производство электрической энергии - всего млрд кВт·ч 1061,026 1082,217 1100,995 1110,380 1120,122 1129,861 1141,241
ГЭС млрд кВт·ч 164,549 186,603 186,880 186,892 187,027 187,130 187,130
АЭС млрд кВт·ч 201,403 202,184 204,726 202,705 201,338 198,358 206,577
ТЭС млрд кВт·ч 694,075 690,505 705,253 714,903 724,673 736,128 739,287
ВЭС, СЭС млрд кВт·ч 0,999 2,925 4,137 5,881 7,085 8,246 8,246
Установленная мощность - всего МВт 245400,2 248283,0 247460,0 246309,0 246395,9 248020,4 249092,7
ГЭС МВт 49833,0 49908,8 49986,8 50063,1 50115,0 50140,5 50154,0
АЭС МВт 29213,1 30408,5 29408,5 30607,3 29607,3 30862,3 32316,1
ТЭС МВт 164769,4 165711,0 164874,9 161857,9 162237,9 162581,9 162186,9
ВЭС, СЭС МВт 1584,7 2254,7 3189,8 3780,7 4435,7 4435,7 4435,7
Число часов использования установленной мощности час/год 4324 4359 4449 4508 4546 4556 4582
АЭС час/год 6894 6649 6961 6623 6800 6427 6392
ТЭС час/год 4212 4167 4278 4417 4467 4528 4558
ВЭС, СЭС час/год 630 1297 1297 1555 1597 1859 1859

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

<*> В составе ЕЭС России учитываются:

- с середины 2018 года Западный энергорайон Республики Саха (Якутия);

- с 2019 года Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия).

Выводы:

1. Баланс мощности ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации в рассматриваемый перспективный период складывается с превышением нормативного резерва мощности на 19 418,7 - 30 557,4 МВт.

2. Баланс мощности на период до 2024 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.

3. Наличие существенных избытков мощности связано с условиями замедления прогнозного роста потребления электрической энергии и 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.

4. Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2017 года (1 053,86 млрд кВт·ч) возрастет на 87,38 млрд кВт·ч (до 1 141,24 млрд кВт·ч) в 2024 году.

5. Доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России снизится с 19,2 в 2017 году до 18,1% в 2024 году, доля ГЭС снизится с 17% в 2017 году до 16,4% в 2024 году, доля ТЭС возрастет с 63,7% до 64,8%, доля ВЭС, СЭС в 2024 году оценивается величиной 0,7%.

6. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2024 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 4167 - 4558 часов/год.

Число часов использования установленной мощности ТЭС в энергообъединениях европейской части ЕЭС России (без ОЭС Урала) будет составлять 3718 - 4106 часов/год: в ОЭС Урала - 4986 - 5330 часов/год, в ОЭС Сибири - 3869 - 4601 часов/год и в ОЭС Востока - 3862 - 4302 часов/год.

7. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) на 2018 - 2024 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 2018 - 2024 годах

ПРОГНОЗ
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Выработка электрической энергии, млрд кВт.ч 694,07 690,51 705,25 714,90 724,67 736,13 739,29
Выработка электрической энергии при маловодных условиях <*>, млрд кВт.ч 694,07 705,84 720,59 730,24 740,01 751,46 754,62

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

<*> Вариант с гарантированной выработкой на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС 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 на период 2018 - 2024 годов

ПРОГНОЗ
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Потребность ТЭС в топливе, тыс. т.у.т. 292 090 290 662 296 104 299 087 302 400 306 000 306 805
из них: газ 207 940 210 620 212 421 216 766 218 479 220 869 221 257
нефтетопливо 1 461 1 445 1 439 1 451 1 458 1 464 1 461
уголь 71 634 67 511 71 073 69 667 71 041 72 050 72 407
прочее топливо 11 055 11 086 11 171 11 203 11 422 11 617 11 680
Потребность ТЭС в топливе, % 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
из них газ 71,2 72,5 71,7 72,5 72,2 72,2 72,1
нефтетопливо 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
уголь 24,5 23,2 24,0 23,3 23,5 23,5 23,6
прочее топливо 3,8 3,8 3,8 3,7 3,8 3,8 3,8

Динамика изменения потребности в топливе ТЭС определяется общим уровнем потребления электрической энергии и долей электростанций различных типов в его покрытии. Поскольку доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России снизится с 19,2 в 2017 году до 18,1% в 2024 году, доля ГЭС снизится с 17% в 2017 году до 16,4% в 2024 году, доля ТЭС возрастет с 63,7% до 64,8%, то потребность в органическом топливе составит 292,1 млн т.у.т. в 2018 году и 306,8 млн т.у.т. в 2024 году. Помимо принятого уровня выработки электрической энергии на ТЭС на потребность в органическом топливе значительное влияние будет оказывать изменение состава генерирующих мощностей - ввод парогазового и газотурбинного оборудования. Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию снижается с 311,5 г/кВт.ч в 2018 году до 311,1 г/кВт.ч в 2024 году.

Структура используемого топлива на весь рассматриваемый период не меняется. Доля газа составляет 71 - 72%, угля - 23 - 24%, нефтетоплива и прочего топлива - менее 5%.

При маловодных условиях с гарантированной выработкой на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока потребуется дополнительное топливо для покрытия прогнозируемого уровня электропотребления до 5 млн т.у.т.

Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Потребность ТЭС в органическом топливе по ОЭС на период 2018 - 2024 годы, тыс. т.у.т.

ОЭС Годы Расход условного топлива, всего в том числе
Газ Нефтетопливо Прочее топливо Уголь
ОЭС Северо-Запада 2018 25449 20525 718 2185 2020
2019 25777 20778 721 2198 2079
2020 25856 20704 726 2209 2215
2021 25907 20748 727 2211 2220
2022 25912 20742 727 2216 2228
2023 25927 20750 727 2218 2232
2024 25911 20728 727 2219 2237
ОЭС Центра 2018 59800 52626 83 3979 3112
2019 59196 52212 83 3982 2919
2020 59047 52116 83 3981 2867
2021 60128 53577 85 3993 2473
2022 60968 54208 86 4166 2508
2023 62582 55603 88 4308 2583
2024 62238 55216 87 4331 2603
ОЭС Средней Волги 2018 28355 27860 223 217 54
2019 29512 29036 201 219 56
2020 29868 29387 204 220 57
2021 30819 30329 210 221 59
2022 30837 30334 210 234 59
2023 31111 30579 212 261 60
2024 30876 30321 209 287 59
ОЭС Юга 2018 20457 18255 71 9 2122
2019 19304 17287 80 67 1870
2020 19634 17681 72 83 1797
2021 19034 18631 77 83 242
2022 19318 18913 79 83 242
2023 19437 19033 79 83 242
2024 19441 19037 79 83 242
ОЭС Урала 2018 92845 80344 137 2177 10187
2019 94546 81863 139 2195 10349
2020 95599 82682 140 2206 10572
2021 96158 83176 141 2209 10632
2022 96837 83760 142 2219 10716
2023 97333 84184 143 2227 10779
2024 97994 84742 144 2230 10878
ОЭС Сибири 2018 53669 4444 194 2490 46541
2019 49316 4469 178 2427 42242
2020 52722 4816 173 2473 45259
2021 53426 4846 172 2485 45923
2022 54628 4904 175 2504 47046
2023 55585 4927 177 2521 47960
2024 56041 4941 178 2530 48393
ОЭС Востока 2018 11517 3886 34 7597
2019 13013 4975 42 7996
2020 13379 5035 39 8304
2021 13615 5459 39 8117
2022 13900 5618 39 8243
2023 14026 5793 39 8194
2024 14304 6273 37 7994

Выводы:

При заданных уровнях электропотребления потребность в органическом топливе тепловых электростанций ЕЭС России составит 292,1 млн т.у.т. в 2018 году и 306,8 млн т.у.т. в 2024 году. Структура топлива на прогнозируемый период 2018 - 2024 гг. не меняется, основную его долю составляет газ (более 71%). Удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться в среднем по ЕЭС России с 311,5 г/кВт·ч в 2018 году до 311,1 г/кВт·ч в 2024 году.

8. Развитие магистральных и распределительных сетей с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2018 - 2024 годы

Развитие электрической сети напряжением 220 кВ и выше ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на улучшение технической и экономической эффективности функционирования ЕЭС России:

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

- обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей;

- выдача мощности новых электростанций;

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

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

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

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

Предложения по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше на период 2018 - 2024 годов сформированы на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в ЕЭС России на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС и отдельных территориальных энергосистем, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и предложений АО "СО ЕЭС" и ПАО "ФСК ЕЭС".

В ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов планируется вывод из эксплуатации следующих объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 220 кВ и выше:

- 1 и 2 система шин распределительного устройства 220 кВ Серовской ГРЭС в 2020 году;

- ВЛ 220 кВ Витязь - Иртыш (в габаритах 500 кВ) в 2018 году.

При определении объемов вводимого электросетевого хозяйства в период 2018 - 2024 годов за основу приняты материалы Федеральных целевых программ (ФЦП), инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС", 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: ВЛ 330 кВ Копорская - Пулковская - Южная - для выдачи мощности первого энергоблока Ленинградской АЭС-2 (энергоблока N 5 Ленинградской АЭС); сооружение ЛЭП 330 кВ между распределительными устройствами 330 кВ Ленинградской АЭС и ПС Копорская - для выдачи мощности третьего энергоблока Ленинградской АЭС-2 (энергоблока N 6 Ленинградской АЭС); сооружение второй ЛЭП 330 кВ между распределительными устройствами 330 кВ Ленинградской АЭС и ПС Копорская, установка АТ 750/330 кВ мощностью 1000 МВА на распределительном устройстве 750 кВ Ленинградской АЭС и его подключение путем строительства ЛЭП 330 кВ к распределительному устройству 330 кВ ПС Копорская - для выдачи мощности третьего энергоблока Ленинградской АЭС-2 (энергоблока N 7 Ленинградской АЭС).

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

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

Развитие межсистемных электрических связей 500 кВ и выше

В 2018 - 2024 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 энергоблока N 7 Нововоронежской АЭС и Ростовской АЭС, наиболее значимыми вводами электросетевых объектов 500 кВ в период до 2024 года являются:

в ОЭС Центра: комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ: Чагино, Ногинск, Пахра, Трубино; ВЛ 500 кВ Калужская - Обнинская с ПС 500 кВ Обнинская - для обеспечения возможности присоединения новых потребителей в северной части Калужской области; ПС 500 кВ Белобережская - для обеспечения возможности технологического присоединения новых потребителей в Брянской области, ПС 500 кВ Горки - для обеспечения присоединения энергопринимающих устройств ПАО "ЭнергоСоюз" в Московской области.

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

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

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

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

Развитие электрических сетей 330 кВ

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

В рассматриваемый период намечается сооружение следующих электросетевых объектов 330 кВ:

в ОЭС Северо-Запада: ВЛ 330 кВ Лоухи - РП Путкинский - РП Ондский - Петрозаводская - Тихвин - Литейный - для обеспечения выдачи невыдаваемой мощности Кольской АЭС, обеспечения надежности электроснабжения потребителей Республики Карелия и энергосистемы Ленинградской области, повышения пропускной способности транзита Кольская энергосистема - энергосистема города Санкт-Петербург и Ленинградской области; ВЛ 330 кВ Лужская - Псков - для усиления электрических связей между приграничными энергосистемами России; ПС 330 кВ Ручей - для электроснабжения Бабиновской промзоны в Чудовском районе Новгородской области; ПС 330 кВ Ломоносовская - для обеспечения технологического присоединения потребителей Ломоносовского района Ленинградской области; ПС 330 кВ Мурманская - для обеспечения надежности электроснабжения северных районов Мурманской области;

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

Развитие электрических сетей 220 кВ

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

в ОЭС Северо-Запада: вторая ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта с образованием второй цепи транзита ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь - для исключения ограничения потребителей в зимний максимум потребления мощности в энергосистеме Республики Коми и Котласском энергоузле в послеаварийных режимах; строительство ПС 220 кВ Белый Порог (РУ 220 кВ Белопорожской ГЭС) с заходами ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - ПС Костомукшский ГОК N 1 и 2 - для выдачи мощности Белопорожской ГЭС;

в ОЭС Центра: ВЛ 220 кВ Обнинская - Созвездие - для обеспечения технологического присоединения потребителей в северной части Калужской области; подстанции 220 кВ для обеспечения электроснабжения тяговых подстанция высокоскоростной магистрали Москва - Казань;

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

в ОЭС Средней Волги: строительство заходов ВЛ 220 кВ Кудьма - Нагорная в РУ 220 кВ вновь сооружаемой ПС 220 кВ ГПП N 6 - для обеспечения технологического присоединения ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез"; строительство заходов от ВЛ 220 кВ Красноармейская - Просвет на ПС 220 кВ Технопарк для обеспечения технологического присоединения АО "Технопарк"; строительство отпайки от ВЛ 220 кВ Саранская - Центролит на ПС ГУП РМ Тепличное для обеспечения технологического присоединения ГУП "Тепличное"; подстанции 220 кВ для обеспечения электроснабжения тяговых подстанция высокоскоростной магистрали Москва - Казань;

в ОЭС Урала: строительство ПС 220 кВ Надежда с заходами ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная - для обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей города Екатеринбург и обеспечения технологического присоединения ПАО "МРСК Урала" и АО "Екатеринбургская электросетевая компания"; строительство ПС 220 кВ Ермак, ПС 220 кВ Славянская - для присоединения объектов НПС нефтепровода Заполярье - Пурпе;

в ОЭС Сибири: Строительство двухцепного транзита 220 кВ Усть-Кут - Пеледуй - Мамакан - Таксимо - для электроснабжения месторождений золота и снятия ограничений на технологическое присоединение новых потребителей в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах Иркутской области, внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы "ВСТО" и обеспечения надежности электроснабжения потребителей Северо-Байкальского участка БАМ; строительство транзита 220 кВ Минусинская-опорная - Курагино-тяговая - Кошурниково-тяговая - Крол-тяговая - Кравченко-тяговая - Саянская-тяговая - Камала-1 - для увеличения пропускной способности тягового транзита ОАО "РЖД";

в ОЭС Востока: вторая ВЛ 220 кВ Тында - Лопча - Хани - Чара для обеспечения надежного электроснабжения потребителей на транзите вдоль БАМа от ПС Тында (ОЭС Востока) до ПС Уоян (ОЭС Сибири); ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Томмот, ПС НПС-23, ПС НПС-26 в Амурской области, ПС НПС-32 в Хабаровском крае - для обеспечения внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы "ВСТО"; ВЛ 220 кВ Лесозаводск - Спасск - Дальневосточная - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей юга Приморского края в ремонтных схемах электрической сети, ВЛ 220 кВ Комсомольская - Советская Гавань - для повышения надежности электроснабжения Ванинского района и города Советская Гавань.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей, выполнение которых с учетом результатов использования перспективной расчетной модели ЕЭС России необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) в ЕЭС России, предусмотренного схемой и программой развития ЕЭС России, надежности функционирования ЕЭС России и качества электрической энергии в ней, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, а также для обеспечения снижения влияния технологических и системных ограничений на цены, складывающиеся на рынках электрической энергии, и для выполнения требований к обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2018 - 2024 годы приведен в приложении N 14. 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 27.12.2017 N 31) и инвестиционные программы иных сетевых организаций.

Перечень перспективных проектов по развитию электрических сетей, реализуемых сетевыми компаниями, выполнение которых необходимо для обеспечения технологического присоединения генерирующих установок объектов генерации и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к ЕЭС России за период 2018 - 2024 годов приведен в приложении 14.1.

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше представлены в приложении N 15.

Всего за период 2018 - 2024 годов намечается ввод в эксплуатацию ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 14 946,9 км, трансформаторной мощности 67 876,3 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 636 775,4 млн руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2024 года.

Карты-схемы размещения линий электропередачи, ПС напряжением 220 кВ и выше и электростанций по ОЭС на 2018 - 2024 годы (с выделением энергосистем города Москвы и Московской области, города Санкт-Петербурга и Ленинградской области, Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа, Восточной Сибири, Республики Крым и города Севастополь) представлены в разделе 11.

Ниже, в таблице 8.1 приведены целевые показатели надежности и качества оказываемых услуг по передаче электрической энергии в отношении организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью на 2016 - 2020 годы, определенные приказом ФСТ России от 09.12.2014 N 297-э/3.

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

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

Выводы:

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

2. Всего за период 2018 - 2024 годов намечается ввод ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 14 946,9 км, трансформаторной мощности 67 876,3 МВА.

3. Реализация намеченных планов по развитию электросетевого комплекса потребует инвестиции в объеме 636 775,4 млн руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2024 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;
АДВ - автоматическая дозировка воздействия;
АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного режима;
АОПН - автоматика ограничения повышения напряжения;
АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования;
АПВ - автоматическое повторное включение;
АПНУ - автоматика предотвращения нарушения устойчивости;
АРВ - автоматический регулятор возбуждения;
АРКЗ - автоматика разгрузки при коротких замыканиях;
АРПМ - автоматика разгрузки при перегрузке по мощности;
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;
АСТУ - автоматизированная система технологического управления;
АТ - автотрансформатор;
АЧВР - автоматический частотный ввод резерва;
АЧР - автоматическая частотная разгрузка;
ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи;
ГРАМ - система группового регулирования активной мощности;
ДЗШ - дифференциальная защита сборных шин;
ДО - дочернее общество;
ДРТ - длительная разгрузка турбин энергоблоков;
КЗ - короткое замыкание;
КЛС - кабельная линия связи;
КРТ - кратковременная разгрузка турбин энергоблоков;
ЛАПНУ - локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости;
ЛЭП - линия электропередачи;
НИР - научно-исследовательская работа;
ОАПВ - однофазное автоматическое повторное включение;
ОГ - отключение генераторов;
ОПРЧ - общее первичное регулирование частоты
ПА - противоаварийная автоматика;
ПС - подстанция;
РА - режимная автоматика;
РАСП - регистрация аварийных событий и процессов;
РЗ - релейная защита
РЗА - релейная защита и автоматика;
РЗМЗ - релейная защита "мертвой зоны";
РУ - распределительное устройство;
СА - сетевая автоматика;
СМПР - система мониторинга переходных режимов в энергосистеме;
ССПИ - система сбора и передачи информации;
ТАПВ - трехфазное автоматическое повторное включение;
ТТ - трансформатор тока;
Т - трансформатор;
УПАСК - устройство передачи аварийных сигналов и команд;
УРОВ - устройство резервирования отказа выключателя;
УШР - управляемый шунтирующий реактор;
ФОБ - фиксация отключения блока;
ФОЛ - фиксация отключения линии;
ФОТ - фиксация отключения трансформатора;
ЦС АРЧМ - централизованная система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;
ЦКС АРЧМ - центральная координирующая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;
ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики;
ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение;
ЧДА - частотная делительная автоматика;
ШР - шунтирующий реактор.

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

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

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

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

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

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

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

- централизованных систем режимной и противоаварийной автоматики;

- объектовых систем РАСП.

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

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

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

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

ОАО "РЖД" утвержден План поэтапной реализации мероприятий по повышению надежности объектов ОАО "РЖД" с объемами реконструкции первичного оборудования РУ 110 - 220 кВ, модернизации устройств РЗА и обеспечению наблюдаемости со сроками реализации до 2030 года.

9.4. Реализованные в ЕЭС России проекты дистанционного (теле-) управления оборудованием подстанций из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС", а также проведенные в ОЭС Северо-Запада испытания по применению автоматизированных программ переключений для вывода в резерв (ввода в работу) оборудования ПС 330 кВ Завод Ильич, ПС 330 кВ Василеостровская и вывода в ремонт (ввода в работу) КЛ 330 кВ Завод Ильич - Василеостровская подтвердили возможность массового применения технологий дистанционного (теле-) управления с использованием автоматизированных программ переключений.

В соответствии с решениями совещания между АО "СО ЕЭС" и ПАО "Россети", состоявшимся 15.02.2017, определен перечень подстанций дочерних электросетевых компаний ПАО "Россети" для реализации проектов дистанционного (теле-) управления оборудованием и устройствами подстанций из центров управления сетями дочерних электросетевых компаний ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" на период до 2021 года (Таблица 9.1).

Таблица 9.1 - Перечень подстанций дочерних электросетевых компаний ПАО "Россети" для реализации проектов дистанционного (теле-) управления оборудованием и устройствами подстанций из центров управления сетями дочерних электросетевых компаний ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" на период до 2021 года

ОЭС ПС 500 кВ ПС 330 кВ ПС 220 кВ
ОЭС Востока ПС 500 кВ Владивосток

ПС 500 кВ Лозовая

ПС 220 кВ Амур

ПС 220 кВ Аэропорт

ПС 220 кВ Береговая-2

ПС 220 кВ Звезда

ПС 220 кВ Зеленый Угол

ПС 220 кВ Майя

ПС 220 кВ НПС-15

ПС 220 кВ НПС-16

ПС 220 кВ НПС-18

ПС 220 кВ НПС-19

ПС 220 кВ НПС-24

ПС 220 кВ НПС-36

ПС 220 кВ НПС-38

ПС 220 кВ НПС-40

ПС 220 кВ НПС-41

ПС 220 кВ Патрокл

ПС 220 кВ Русская

ПС 220 кВ РЦ

ПС 220 кВ Широкая

ОЭС Сибири ПС 500 кВ Восход

ПС 500 кВ Енисей

ПС 500 кВ Кузбасская

ПС 500 кВ Ново-Анжерская

ПС 500 кВ Усть-Кут

ПС 220 кВ Власиха

ПС 220 кВ Горячинская

ПС 220 кВ Еланская

ПС 220 кВ Жарки

ПС 220 кВ КИСК

ПС 220 кВ Левобережная

ПС 220 кВ Маккавеево

ПС 220 кВ Могоча

ПС 220 кВ Московка

ПС 220 кВ НПС-7

ПС 220 кВ НПС-8

ПС 220 кВ НПС-11

ПС 220 кВ Означенное-Районная

ПС 220 кВ Приангарская

ПС 220 кВ Раздолинская

ПС 220 кВ Татаурово

ПС 220 кВ Ульяновская

ПС 220 кВ Чесноковская

ПС 220 кВ Губернская

ОЭС Урала ПС 500 кВ Газовая

ПС 500 кВ Исеть

ПС 500 кВ Преображенская

ПС 500 кВ Святогор

ОЭС Средней Волги ПС 500 кВ Арзамасская

ПС 500 кВ Красноармейская

ПС 500 кВ Куйбышевская

ПС 220 кВ Борская

ПС 220 кВ Заречная

ПС 220 кВ Зелецино

ПС 220 кВ Левобережная

ПС 220 кВ Пенза-1

ПС 220 кВ Рузаевка

ПС 220 кВ Саратовская

ПС 220 кВ Спасск

ПС 220 кВ Чигашево

ОЭС Юга ПС 500 кВ Кубанская

ПС 500 кВ Невинномысск

ПС 500 кВ Ростовская

ПС 330 кВ Артем

ПС 330 кВ Ильенко

ПС 330 кВ Машук

ПС 220 кВ Бужора

ПС 220 кВ Витаминкомбинат

ПС 220 кВ Восточная промзона

ПС 220 кВ Вышестеблиевская

ПС 220 кВ Газовая

ПС 220 кВ Койсуг

ПС 220 кВ НЗБ

ПС 220 кВ Поселковая

ПС 220 кВ Псоу

ПС 220 кВ Р-4

ПС 220 кВ Староминская

ПС 220 кВ Черемушки

ПС 220 кВ Яблоновская

РП 220 кВ Черноморская

ПС 110 кВ Спортивная

ОЭС Северо-Запада ПС 330 кВ Волхов-Северная

ПС 330 кВ Кингисеппская

ПС 330 кВ Колпино

ПС 330 кВ Новгородская

ПС 330 кВ Парнас

ПС 330 кВ Пулковская

ПС 330 кВ Ржевская

ПС 330 кВ Северная

ПС 330 кВ Центральная

ПС 330 кВ Чудово

ПС 330 кВ Южная

ПС 220 кВ Приморская
ОЭС Центра ПС 330 кВ Белгород

ПС 330 кВ Губкин

ПС 220 кВ Вологда-Южная

ПС 220 кВ Мирная

ПС 220 кВ РПП-1

ПС 220 кВ РПП-2

ПС 220 кВ Сколково

ПС 220 кВ Союз

ПС 220 кВ Спутник

РП 220 кВ Станы

В целях внедрения дистанционного (теле-) управления режимами работы и оборудованием солнечных электростанций (СЭС) из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" и формирования общих подходов к его реализации осуществляются пилотные проекты по управлению режимами работы Бугульчанской СЭС и Бурибаевской СЭС средствами телеуправления из Филиала АО "СО ЕЭС" Башкирское РДУ.

9.5. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2018 - 2024 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 330 - 750 кВ:

- создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада на платформе ЦСПА нового поколения;

- модернизация ЦСПА ОЭС Средней Волги, ЦСПА ОЭС Урала, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА Тюменской энергосистемы с целью их перевода на платформу ЦСПА нового поколения;

- модернизация ЦСПА ОЭС Сибири с целью подключения новых низовых устройств и выполнения расчета управляющих воздействий по критерию обеспечения динамической устойчивости;

- ввод в работу АДВ ПС 500 кВ Иркутская, АДВ ПС 500 кВ Озерная, АДВ ПС 500 кВ Камала-1, АДВ ПС 500 кВ Восход, АДВ Богучанской ГЭС в качестве низовых устройств ЦСПА Сибири;

- модернизация АДВ ПС 1150 кВ Алтай; АПНУ Калининской АЭС, ЛАПНУ ПС 750 кВ Ленинградская, ЛАПНУ ПС 750 кВ Белозерская, АПНУ ПС 500 кВ Кубанская, АПНУ ПС 500 кВ Тамань, АПНУ ПС 330 кВ Симферопольская, ЛАПНУ Жигулевской ГЭС, ЛАПНУ Саратовской ГЭС, ЛАПНУ Балаковской АЭС;

- создание ЛАПНУ Ленинградской АЭС-2 и обеспечение ее работы в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Северо-Запада;

- создание ЛАПНУ на Волжской ГЭС и обеспечение ее работы в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Юга;

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

- создание ЛАПНУ Прегольской ТЭС.

9.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2018 - 2024 годах планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности:

- подключение Цимлянской ГЭС к ЦС АРЧМ ОЭС Юга;

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

- подключение вставки постоянного тока на ПС 220 кВ Могоча к управлению ЦС АРЧМ ОЭС Востока.

9.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2018 - 2024 годах планируется:

- создание программно-технических комплексов СМПР на Гусиноозерской ГРЭС, Кармановской ГРЭС, Конаковской ГРЭС, Ленинградской АЭС-2 (новых энергоблоках Ленинградской АЭС), Курской АЭС-2, ТЭЦ-22 ПАО "Мосэнерго", ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго", ТЭС Сила Сибири, Саратовской ГЭС, Сакской ТЭЦ, Красноярской ГРЭС-2, Новосалаватской ТЭЦ, Балаклавской ТЭС, Таврической ТЭС, Талаховской ТЭС, Прегольской ТЭС, а также на строящихся подстанциях 500 кВ;

- расширение существующих комплексов СМПР на Волжской ГЭС, Боткинской ГЭС, Жигулевской ГЭС, Загорской ГАЭС, Ростовской АЭС, Рефтинской ГРЭС и Уренгойской ГРЭС.

9.8. Одним из нормативных возмущений является отключение электросетевого элемента при различных видах КЗ с отказом выключателя и действием УРОВ. Компоновочные решения РУ ряда электростанций и подстанций связаны с наличием участков РУ (между выключателями и трансформаторами тока), КЗ 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 КЗ будет превышать двойное время УРОВ, что приведет к рискам отсутствия возможности обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций.

Для ускорения отключения КЗ в "мертвых зонах" РУ объектов электроэнергетики разработана быстродействующая релейная защита РЗМЗ, позволяющая ликвидировать КЗ в "мертвой зоне" с временем действия основных быстродействующих защит электросетевых элементов РУ. В настоящее время промышленные образцы устройства РЗМЗ находятся в опытной эксплуатации на ОРУ 750 кВ Калининской АЭС и ОРУ 750 кВ Смоленской АЭС.

Оценка необходимости применения РЗМЗ для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций проводится на стадии проектирования новых объектов электроэнергетики.

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, на которых необходимо реализовать мероприятие являются:

- Балаковская АЭС;

- Смоленская АЭС;

- Калининская АЭС;

- Кольская АЭС;

- Псковская ГРЭС;

- Рязанская ГРЭС;

- Нововоронежская АЭС;

- Костромская ГРЭС;

- Нижнекамская ГЭС;

- Усть-Илимская ГЭС;

- Березовская ГРЭС (РУ ПС 1150 кВ Итатская);

- Назаровская ГРЭС;

- ПС 330 кВ Княжегубская;

- ПС 330 кВ Лоухи;

- Курская АЭС;

- ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго";

- Череповецкая ГРЭС.

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

Для исключения включения ЛЭП на междуфазное КЗ и уменьшения вероятности включения ЛЭП на однофазное КЗ при опробовании разработан и апробирован на цифровой модели программно-аппаратного комплекса RTDS алгоритм функционирования устройств поочередного включения фаз ЛЭП при осуществлении ТАПВ и опробовании ВЛ (далее - Автоматика опробования ЛЭП 500 - 750 кВ). Опытный образец устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ испытан на цифровых моделях ЛЭП 500 - 750 кВ и действующем объекте электроэнергетики - КВЛ 500 кВ Саяно-Шушенская - Новокузнецкая N 1.

В 2018 - 2019 годах планируется установка устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ на ВЛ 750 кВ Смоленская АЭС - Новобрянская в качестве мероприятия по успешной коммутации элегазовых выключателей.

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

9.10. В связи с неправильной работой устройств РЗ в переходных режимах, связанной с насыщением ТТ апериодической составляющей тока КЗ и наличием остаточного намагничивания его сердечников, ставшей причиной каскадного развития аварии на Ростовской АЭС с отделением ОЭС Юга на изолированную работу 04.11.2014, проведено исследование, посвященное особенностям функционирования устройств РЗ в таких условиях.

В рамках выполнения НИР проведены функциональные испытания устройств РЗ различных производителей, используемых на объектах электроэнергетики ЕЭС России, с участием АО "СО ЕЭС", крупнейших сетевых и генерирующих компаний, а также основных фирм - производителей устройств РЗ - ООО НПП "ЭКРА", ООО "Релематика", ООО "АББ Силовые и Автоматизированные Системы", ООО "Сименс", ООО "ДжиИ Рус".

Испытания показали, что типовые алгоритмы РЗ в ряде режимов не обеспечивают правильное функционирование защит в условиях насыщения ТТ (излишнее и замедленное срабатывание), в связи с чем принято решение о продолжении работ по дальнейшему совершенствованию алгоритмов устройств РЗ.

Для определения требований к РЗ по условиям ее правильной работы в переходных режимах, связанных с насыщением ТТ, в 2018 году планируется утверждение на уровне стандарта организации АО "СО ЕЭС" "Методических указаний по определению времени до насыщения измерительных индуктивных ТТ при КЗ в распределительных устройствах объектов электроэнергетики" для целей их последующего применения при проектировании объектов электроэнергетики.

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

9.11.1. 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 РЗ при отключении КЗ удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости энергосистемы при отключении КЗ и требованиям обеспечения устойчивости нагрузки потребителей.

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

Для каждого выключателя напряжением 110 кВ и выше и выключателей генераторов, установленных на генераторном напряжении, предусматривается УРОВ. Действие РЗ 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 РЗ обладают требуемой чувствительностью при всех видах КЗ в защищаемой зоне в различных схемно-режимных ситуациях.

Технологически связанные по принципу своего действия устройства РЗА обеспечивают полную функциональную совместимость.

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

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

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

Параметры настройки устройств РЗ 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 РЗ и СА 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.

УРОВ действует повторно на отключение выключателя без выдержки времени.

Устройство АПВ 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 КЗ 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.

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

РЗ 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 КЗ с абсолютной селективностью.

Если на ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, при отсутствии основной защиты время отключения КЗ 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 КЗ и токовые защиты без выдержки времени.

На кабельной или кабельно-воздушной ЛЭП предусматривается установка не менее двух устройств РЗ, каждое из которых обеспечивает отключение всех видов КЗ 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 РЗ. Каждое устройство РЗ реализовывает функцию быстродействующей защиты от всех видов КЗ с абсолютной селективностью.

На каждой стороне ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше как минимум одно из установленных устройств РЗ 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 РЗ устанавливаются в следующих случаях:

- на ЛЭП, отходящих от атомных электростанций;

- на межгосударственных ЛЭП;

- на ЛЭП, при КЗ на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;

- на ЛЭП, при КЗ на которых и отказе быстродействующих защит увеличение времени отключения КЗ приводит к нарушению устойчивости.

Каждое устройство РЗ этих ЛЭП реализует функцию быстродействующей защиты от всех видов КЗ 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 АПВ.

На каждой ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше предусматривается ТАПВ.

Для ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше ТАПВ 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 ОАПВ. На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ необходимость применения ОАПВ обосновывается проектными решениями.

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

- если кабельные участки используются только для захода КВЛ в КРУЭ;

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

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

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

На кабельных ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше АПВ 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.

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

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

На автотрансформаторах с высшим классом напряжения 220 кВ и трансформаторах с высшим классом напряжения 110 - 220 кВ мощностью менее 63 МВА устанавливается один комплект дифференциальной защиты трансформатора. Установка второго комплекта дифференциальной защиты трансформатора выполняется при недостаточной чувствительности или недопустимом времени отключения резервными защитами автотрансформатора (трансформатора) или защитами смежных элементов при КЗ в зоне действия дифференциальной защиты.

На АТ (Т) с высшим классом напряжения 330 кВ и выше, а также на АТ с высшим классом напряжения 220 кВ мощностью 63 МВА и более устанавливаются два комплекта дифференциальной защиты трансформатора.

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

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

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

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

На ШР, УШР 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.

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

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

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 ДЗШ и в зону действия защиты присоединения.

Предусматривается возможность выполнения АПВ шин открытых распределительных устройств.

ДЗШ имеет контроль исправности вторичных цепей ТТ, 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 нормативно-технической документацией, 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 РЗ и СА любых ЛЭП и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель. Выходные цепи и цепи переменного тока основных защит указанных ЛЭП и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель имеют возможность перевода на обходной выключатель. Предусматривается возможность использования в микропроцессорных устройствах РЗ и СА обходного выключателя нескольких групп уставок.

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

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

9.11.6. Оснащение объектов электроэнергетики устройствами ПА и РА.

Противоаварийная автоматика предназначена для выполнения следующих функций:

- предотвращение нарушения устойчивости;

- ликвидация асинхронных режимов;

- ограничение снижения или повышения частоты;

- ограничение снижения или повышения напряжения;

- предотвращение недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования.

Выполняются мероприятия, исключающие совмещение в одном устройстве функций РЗ и АПНУ (за исключением функций фиксации отключения сетевого и генерирующего оборудования и эксплуатационного состояния сетевого и генерирующего оборудования), РЗ и ЧДА. При установке на объекте электроэнергетики устройств РЗА, в которых производителем аппаратуры реализованы функции РЗ и ПА в одном устройстве, предусматриваются технические решения, предотвращающие возможность одновременного отказа функций РЗ и ПА при неисправности устройства (отказ по общей причине).

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

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

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

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

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

Устройства АЛАР устанавливаются на всех генераторах атомных электростанций и на всех генераторах установленной мощностью 500 МВт и более ТЭС и ГЭС. Необходимость установки устройств АЛАР на генераторах меньшей мощности определяется проектными решениями.

На электростанциях и ПС, при необходимости (определяется проектными решениями), устанавливаются комплексы АПНУ. Устройства ЛАПНУ в составе указанных комплексов предусматривают возможность работы в автономном режиме и (или) в режиме низового устройства ЦСПА.

На электростанциях и ПС, при необходимости (определяется проектными решениями), устанавливаются устройства АРКЗ.

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

На АТ, при необходимости (определяется проектными решениями), устанавливаются устройства ФОТ, 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 гидроагрегаты единичной мощностью 10 МВт и более и ГЭС и ГАЭС мощностью 50 МВт и более, кроме ГЭС, не имеющих регулирующего водохранилища, оснащаются устройствами АЧВР.

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

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

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

Устройства ДАР устанавливаются на электростанциях и подстанциях при необходимости обеспечения эффективной работы устройств АЧР (определяется проектными решениями).

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

Устройства АОПЧ устанавливаются на ТЭС, АЭС и ГЭС, расположенных в частях энергосистемы, выделение на изолированную работу которых возможно с большим избытком мощности, приводящим к повышению частоты в энергосистеме до уровня недопустимого по условиям эксплуатации генерирующего оборудования или при котором возможно срабатывание автоматов безопасности или технологических защит от повышения частоты вращения турбин ТЭС, ГЭС и АЭС.

На реализацию одних и тех же объемов управляющих воздействий допускается действие разных видов ПА.

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.

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

Алгоритмы функционирования и параметры настройки РА 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 АЭС 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 РА:

- 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.

9.11.7. 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 СМПР.

Автономные регистраторы аварийных событий устанавливаются на электростанциях и ПС высшим классом напряжения 110 кВ и выше (за исключением объектов электроэнергетики, не оборудованных выключателями на стороне 110 - 220 кВ, а также тупиковых и ответвительных ПС) 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 КЗ (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 РАСП, 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.

Устройства и программно-технические комплексы СМПР устанавливаются на следующих объектах электроэнергетики ЕЭС России:

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

- на электростанциях установленной мощностью 500 МВт и более;

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

9.11.8. Организация каналов связи для передачи технологической информации.

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

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

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

Каналы связи, обеспечивающие функционирование автоматизированных систем диспетчерского управления и автоматизированных систем технологического управления, а также каналы телефонной связи для оперативных переговоров диспетчерского персонала с оперативным персоналом центров управления сетями и 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 осуществляется без промежуточной обработки.

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

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

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

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

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

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

Передача сигналов и команд РЗ осуществляется без промежуточной обработки.

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

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

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

При организации каналов связи выполняются условия по обеспечению электромагнитной совместимости.

Суммарное время измерения и передачи телеметрической информации не превышает:

- для передачи телеметрической информации с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше и электростанций установленной мощностью 5 МВт и более 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 ЛЭП 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 РЗ и ПА 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 программно-технических комплексах 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 связи, обеспечивающих функционирование микропроцессорных устройств РЗА по волоконно-оптическим линиям связи, осуществляется через мультиплексоры цифровых систем передачи.

В случае 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 телефонной связи для оперативных переговоров предусматривается возможность использования производственно-технологической телефонной связи с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и на другие ведомственные телефонные сети путем набора номера.

10. Оценка прогнозных объемов капитальных вложений в сооружение генерирующих мощностей, объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше на 2018 - 2024 годы

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

Оценка капитальных вложений в электростанции и электросетевые объекты в разрезе ОЭС проведена в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2024 года.

Прогнозные цены рассчитывались:

- на период до 2020 года на основе индексов-дефляторов, представленных в документе "Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2018 год и на плановый период 2019 и 2020 годов" (Минэкономразвития, сентябрь 2017);

- на период 2021 - 2024 года на основе значения индекса-дефлятора, определенного в прогнозе социально-экономического развития на среднесрочный период для последнего года соответствующего среднесрочного периода прогнозирования - 2020 года (в соответствии с Приказом Минэнерго России от 05.05.2016 N 380 в связи с отсутствием в прогнозе социально-экономического развития индексов-дефляторов на период 2021 - 2024 годы).

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

В строительстве электросетевых объектов, намечаемых Схемой и программой развития ЕЭС России на 2018 - 2024 годы, в том числе сооружаемых за счет иных инвесторов, капитальные вложения принимались по материалам инвестиционных программ отдельных субъектов электроэнергетики (или их проектам), по проектам-аналогам, а также по "Укрупненным нормативам цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электросетевого хозяйства", утвержденным Приказом Минэнерго России от 08.02.2016 N 75.

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

Суммарные объемы капиталовложений в развитие электроэнергетики по ЕЭС России за период 2018 - 2024 годов оцениваются в 2 304 279,7 млн руб., в том числе по генерирующим объектам 1 667 504,3 млн руб. и электрическим сетям 220 кВ и выше 636 775,4 млн руб.

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

В таблице 10.2 представлены сводные показатели по прогнозным капитальным вложениям в объекты электросетевого хозяйства по классам напряжения 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2018 - 2024 годы.

Таблица 10.1 - Прогнозные объемы инвестиций в развитие ЕЭС России на период 2018 - 2024 годов в прогнозных ценах

ОЭС Тип станции Инвестиции, млн. руб. (в прогнозных ценах) Итого за 2018 - 2024 годы
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ОЭС Северо-Запада 73188,7 54064,9 60619,4 55000,8 33846,7 38077,5 26795,3 394735,2
АЭС 49821,4 33846,7 52180,3 55000,8 33846,7 38077,5 26795,3 289568,7
ГЭС и МГЭС 121,4 5543,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5665,4
ТЭС 23245,8 14674,3 8439,1 0,0 0,0 0,0 0,0 46359,2
НИЭ 1526,2 8762,1 22442,9 17018,1 3392,6 0,0 0,0 53141,9
ОЭС Центра 55131,9 66613,4 76100,7 119136,2 102684,8 60608,2 25716,5 505991,6
АЭС 46634,9 66613,4 76100,7 82416,6 78205,1 60608,2 25716,5 436295,3
ТЭС 7270,3 0,0 0,0 36719,7 24479,8 0,0 0,0 68469,8
НИЭ 1226,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1226,6
ОЭС Средней Волги 18450,8 15980,4 29209,4 26951,2 12720,9 1733,6 932,2 105978,5
ТЭС 5967,0 2075,5 3113,2 7212,8 4808,5 0,0 0,0 23177,0
НИЭ 12483,8 13904,9 26096,2 19738,4 7912,4 1733,6 932,2 82801,6
ОЭС Юга 184856,3 82313,4 42540,8 26373,5 7250,2 0,0 0,0 343334,2
АЭС 24603,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 24603,2
ГЭС и МГЭС 24738,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 24738,9
ТЭС 43084,4 6901,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 49986,1
НИЭ 92429,8 75411,8 42540,8 26373,5 7250,2 0,0 0,0 244006,1
ОЭС Урала 35047,7 23188,6 9812,7 2862,0 1226,6 0,0 0,0 72137,5
ТЭС 18284,4 1110,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 19394,4
НИЭ 16763,3 22078,5 9812,7 2862,0 1226,6 0,0 0,0 52743,1
ОЭС Сибири 20339,5 21320,4 9183,6 7325,2 3876,1 0,0 0,0 62044,8
ТЭС 7664,8 11497,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 19162,1
НИЭ 12674,7 9823,1 9183,6 7325,2 3876,1 0,0 0,0 42882,7
ОЭС Востока 11686,6 37537,1 23135,0 16113,9 39091,1 41193,9 14524,7 183282,4
ТЭС 11686,6 37537,1 23135,0 16113,9 39091,1 41193,9 14524,7 183282,4
ИТОГО 400227,7 309780,2 273044,5 270781,1 204089,0 141613,1 67968,7 1667504,3
АЭС 121059,5 100460,0 128281,0 137417,4 112051,7 98685,7 52511,8 750467,1
ГЭС и МГЭС 24860,4 5543,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 30404,3
ТЭС 117203,4 73795,8 34687,3 60046,4 68379,5 41193,9 14524,7 409831,0
НИЭ 137104,5 129980,4 110076,2 73317,3 23657,8 1733,6 932,2 476801,9
Эл. сети 220 кВ и выше 158438,4 117624,7 121798,6 125568,6 57338,2 30831,6 25175,1 636775,4
Всего с учетом сетей 220 кВ и выше 558666,1 427404,9 394843,1 396349,7 261427,3 172444,8 93143,8 2304279,7

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 2018 - 2024 годы в прогнозных ценах, млн. руб.

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Итого за 2018 - 2024 годы
ОЭС Северо-Запада 12283,6 9619,6 9996,7 19425,8 2678,6 2583,9 309,1 56897,3
750 кВ 3969,8 0,0 1323,7 1145,8 917,9 974,1 0,0 8331,2
330 кВ 6300,1 5554,1 6812,0 14351,6 1760,8 1609,8 0,0 36388,4
220 кВ 2013,7 4065,4 1861,0 3928,5 0,0 0,0 309,1 12177,6
ОЭС Центра 25074,4 15041,9 16113,5 28249,3 21954,4 15349,9 17232,0 139015,3
750 кВ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
500 кВ 6062,5 4504,0 3238,3 4580,2 8972,4 3370,9 0,0 30728,3
330 кВ 520,2 874,5 0,0 0,0 0,0 4620,2 0,0 6014,9
220 кВ 18491,7 9663,4 12875,3 23669,0 12982,1 7358,8 17232,0 102272,2
ОЭС Юга 36123,9 14131,5 9437,6 9461,4 5935,2 2927,6 794,4 78811,7
500 кВ 19540,1 4165,0 3061,6 3170,6 0,0 0,0 0,0 29937,4
330 кВ 2257,9 2222,2 2667,6 2472,3 3300,0 0,0 0,0 12920,1
220 кВ 14325,9 7744,4 3708,4 3818,5 2635,1 2927,6 794,4 35954,3
ЭС Республики Крым и г. Севастополь 1545,1 527,1 423,7 0,0 0,0 0,0 0,0 2495,8
330 кВ 1479,3 500,0 423,7 0,0 0,0 0,0 0,0 2402,9
220 кВ 65,8 27,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 92,9
ОЭС Средней Волги 5489,6 4373,3 2837,9 3651,5 3492,5 2602,1 2009,3 24456,3
500 кВ 46,1 0,0 0,3 4,9 0,0 0,0 0,0 51,4
220 кВ 5443,5 4373,3 2837,6 3646,6 3492,5 2602,1 2009,3 24404,9
ОЭС Урала 34198,3 9268,3 12826,7 13777,6 3495,9 2634,1 2446,3 78647,2
500 кВ 7125,5 1426,4 2484,1 838,4 2419,1 2395,7 2207,9 18897,0
220 кВ 27072,8 7841,9 10342,6 12939,3 1076,8 238,4 238,4 59750,2
ОЭС Сибири 28348,5 42286,7 45598,8 37393,6 5812,5 0,0 0,0 159440,0
500 кВ 2055,4 8021,2 17772,6 14166,3 0,0 0,0 0,0 42015,5
220 кВ 26293,1 34265,4 27826,2 23227,3 5812,5 0,0 0,0 117424,5
ОЭС Востока 15375,0 22376,3 24563,8 13609,5 13969,1 4733,9 2384,0 97011,7
500 кВ 0,0 3268,6 3405,5 5524,2 9703,1 0,0 0,0 21901,3
220 кВ 15375,0 19107,7 21158,3 8085,3 4266,0 4733,9 2384,0 75110,4
ИТОГО 158438,4 117624,7 121798,6 125568,6 57338,2 30831,6 25175,1 636775,4
750 кВ 3969,8 0,0 1323,7 1145,8 917,9 974,1 0,0 8331,2
500 кВ 34829,7 21385,2 29962,4 28284,6 21094,5 5766,6 2207,9 143530,9
330 кВ 10557,6 9150,8 9903,2 16823,9 5060,8 6230,0 0,0 57726,3
220 кВ 109081,4 87088,7 80609,3 79314,4 30265,0 17860,9 22967,2 427187,0

Вывод:

Суммарные капиталовложения в развитие ЕЭС России на период 2018 - 2024 годов прогнозируются в объеме 2 304 279,7 млн руб., в том числе в части генерирующих мощностей электрических станций - 1 667 504,3 млн руб., объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше - 636 775,4 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 2018 - 2024 годы;

2. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы города Санкт-Петербург и Ленинградской области на 2018 - 2024 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 2018 - 2024 годы (по Ленинградской области);

4. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Центра на 2018 - 2024 годы;

5. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы города Москва и Московской области на 2018 - 2024 годы;

6. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Средней Волги на 2018 - 2024 годы;

7. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Юга на 2018 - 2024 годы;

8. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Республики Крым и г. Севастополь на 2018 - 2024 годы;

9. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Урала на 2018 - 2024 годы;

10. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Тюменской области на 2018 - 2024 годы;

11. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ямало-Ненецкого автономного округа на 2018 - 2024 годы;

12. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа на 2018 - 2024 годы;

13. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Сибири на 2018 - 2024 годы;

14. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Восточной Сибири на 2018 - 2024 годы;

15. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Востока на 2018 - 2024 годы.

Карта-схема размещения линий электропередачи,

подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций

ОЭС Северо-Запада на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи,

подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций

энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области

на 2018 - 2024 годы (по городу Санкт-Петербург)

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций

напряжением 220 кВ и выше и электростанций Ленинградской

энергосистемы на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи,

подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций

ОЭС Центра на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций

напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы

Москвы и Московской области на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи,

подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций

ОЭС Средней Волги на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи,

подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций

ОЭС Юга на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций

напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы

Республики Крым и города Севастополь на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи,

подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций

ОЭС Урала на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций

напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы

Тюменской области на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций

напряжением 220 кВ и выше и электростанций Ямало-Ненецкого

автономного округа на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций

напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы

Ханты-Мансийского автономного округа на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи,

подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций

ОЭС Сибири на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи,

подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций

Восточной Сибири на 2018 - 2024 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи,

подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций

ОЭС Востока на 2018 - 2024 годы

Приложение N 1

к Схеме и программе развития

Единой энергетической системы

России на 2018 - 2024 гг.

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Похожие докумены

Примечание для пользователей нормативными документами, размещенных в различных разделах сайта:
В связи с тем, что на нашем сайте размещены не официальные редакции текстов нормативных документов, при решении юридических вопросов необходимо обращаться к официально публикуемым документам и изменениям в них по состоянию на момент принятия решений.

Программы Auditor

Отраслевая конференция «Теплоснабжение-2018: Методы повышения эффективности бизнеса»

Подробнее