Распоряжение Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. N 215-р О генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. (утратило силу)

Распоряжение Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. N 215-р


ГАРАНТ:

Решением Верховного Суда РФ от 26 августа 2008 г. N ГКПИ08-1528 пункт 1 настоящего Распоряжения признан не противоречащим действующему законодательству


1. Одобрить прилагаемую Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (далее - Генеральная схема).

2. Минпромэнерго России совместно с Минэкономразвития России и Росатомом осуществлять мониторинг реализации Генеральной схемы и представлять ежегодно, в I квартале, в Правительство Российской Федерации соответствующий доклад.

3. Минпромэнерго России совместно с Минэкономразвития России, Росатомом, другими заинтересованными федеральными органами исполнительной власти и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом" сформировать в 3-месячный срок постоянно действующую рабочую группу по осуществлению мониторинга реализации Генеральной схемы и утвердить регламент ее работы, предусмотрев в нем порядок рассмотрения предложений по уточнению и корректировке Генеральной схемы.

4. Минпромэнерго России утвердить в 3-месячный срок порядок формирования и обеспечения функционирования государственной системы долгосрочного прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность на оптовом и розничных рынках, в том числе порядок формирования прогноза топливного баланса электроэнергетики.

5. Минпромэнерго России совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом" представить в 3-месячный срок в Правительство Российской Федерации в установленном порядке план мероприятий по стимулированию привлечения инвестиций в электроэнергетику Российской Федерации.


Председатель Правительства
Российской Федерации

В. Зубков


Приложение


Генеральная схема
размещения объектов электроэнергетики до 2020 года
(одобрена распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. N 215-р)


I. Цели и приоритеты Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года


Электроэнергетика - базовая отрасль экономики России, обеспечивающая потребности экономики и населения страны в электрической и тепловой энергии, во многом определяющая устойчивое развитие всех отраслей экономики страны. Эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли, установление приоритетов и параметров ее развития создадут необходимые предпосылки для роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Процесс опережающего развития электроэнергетической отрасли является необходимым фактором успешного экономического развития России.

Энергетической стратегией России на период до 2020 года определены следующие основные целевые ориентиры долгосрочной политики государства в электроэнергетике:

ГАРАНТ:

См. Энергетическую стратегию России на период до 2030 г., утвержденную распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. N 1715-р


надежное снабжение экономики и населения страны электрической и тепловой энергией;

сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе современных технологий;

снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Увеличение темпов развития экономики привело к существенному росту спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы внутри страны. В настоящее время при большом различии темпов роста спроса на электрическую и тепловую энергию в регионах в условиях рыночных реформ, увеличивающих число независимых производителей электрической энергии, необходимо обеспечить максимально эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли.

Учитывая длительность реализации инвестиционных проектов в электроэнергетике, динамично развивающийся спрос на электрическую и тепловую энергию, необходимо конкретизировать приоритеты и параметры развития электроэнергетической отрасли с учетом оптимального использования топливно-энергетических ресурсов и передовых технологий, обосновав на долгосрочный период рациональную, экономически эффективную структуру размещения объектов электроэнергетики.

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (далее - Генеральная схема) - это сбалансированный план размещения электростанций и электросетевых объектов на указанный период на основе оценки прогнозов электропотребления страны и ее регионов, конкретизирующий цели, задачи и основные мероприятия по развитию отрасли.

Целью Генеральной схемы является обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и полноценного удовлетворения потребностей экономики страны в электрической и тепловой энергии.

Главной задачей Генеральной схемы является формирование на основе существующего потенциала и установленных приоритетов развития отрасли надежной, экономически эффективной и оптимально использующей топливные ресурсы страны рациональной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов и создание условий для предотвращения наиболее эффективным способом прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности.

Приоритетами Генеральной схемы в рамках установленных ориентиров долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики являются:

опережающее развитие электроэнергетической отрасли, создание в ней экономически обоснованной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов для надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией;

оптимизация топливного баланса электроэнергетики за счет максимально возможного использования потенциала развития атомных, гидравлических, а также использующих уголь тепловых электростанций и уменьшения в топливном балансе отрасли использования газа;

создание сетевой инфраструктуры, развивающейся опережающими темпами по сравнению с развитием электростанций и обеспечивающей полноценное участие энергокомпаний и потребителей в функционировании рынка электрической энергии и мощности, усиление межсистемных связей, гарантирующих надежность взаимных поставок электрической энергии и мощности между регионами России, а также возможность экспорта электрической энергии;

минимизация удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии путем внедрения современного высокоэкономичного оборудования, работающего на твердом и газообразном топливе;

снижение техногенного воздействия электростанций на окружающую среду путем эффективного использования топливно-энергетических ресурсов, оптимизации производственной структуры отрасли, технологического перевооружения и вывода из эксплуатации устаревшего оборудования, увеличения объема природоохранных мероприятий на электростанциях, реализации программ по развитию и использованию возобновляемых источников энергии.

В Генеральной схеме пообъектно представлены электростанции только общесистемного (федерального) уровня - все атомные электростанции, тепловые электростанции установленной мощностью 500 МВт и выше, гидроэлектростанции установленной мощностью 300 МВт и выше, электрические сети напряжением 330 кВ и выше, а также электрические сети напряжением 220 кВ, предназначенные для выдачи мощности новых электростанций, межсистемные и межгосударственные линии электропередачи.

Генеральная схема будет ориентировать компании разных форм собственности, федеральные органы исполнительной власти и органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации на создание таких условий, которые обеспечивали бы рациональное использование всех энергетических ресурсов в масштабах страны.


II. Современное состояние электроэнергетики


Электроэнергетическая отрасль России - это развивающийся в масштабах всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологическим циклом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.

Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила 210,8 млн. кВт, из них мощность тепловых электростанций составляет 142,4 млн. кВт (68 процентов суммарной установленной мощности), гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций - 44,9 млн. кВт (21 процент суммарной установленной мощности) и атомных электростанций - 23,5 млн. кВт (11 процентов суммарной установленной мощности).

Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России составляет 82,1 млн. кВт, или 39 процентов установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях - 57,4 млн. кВт, или 40 процентов их установленной мощности, а на гидравлических - 24,7 млн. кВт, или более 50 процентов их установленной мощности.

Введено в эксплуатацию с 1990 по 2007 год преимущественно на тепловых электростанциях 24,6 млн. кВт новых мощностей.

К 2020 году уже 57 процентов мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс. К этому периоду с учетом работ по техническому перевооружению предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 51,7 млн. кВт установленной в настоящее время мощности, в том числе на тепловых электростанциях - 47,7 млн. кВт и на атомных - 4 млн. кВт.

В топливном балансе электростанций доминирует газ. Удельный вес газа в период с 2001 по 2006 год в топливном балансе отрасли увеличился с 65,9 процента до 68,1 процента, а доля угля снизилась с 26,7 процента до 25,3 процента.

Электрические сети России делятся на системообразующие (магистральные) сети, обеспечивающие целостность функционирования Единой энергетической системы России, и распределительные сети, с помощью которых осуществляется электроснабжение потребителей. Высоковольтная сеть в европейской части Единой энергетической системы России в основном сформирована на основе линий электропередачи напряжением 330 - 750 кВ, в то время как в остальной части Единой энергетической системы России одновременно с развитием сетей напряжением 500 кВ промышленно осваивались сети напряжением 1150 кВ.

Протяженность электрических сетей напряжением 110 - 1150 кВ всех объединенных энергетических систем по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила (в одноцепном исчислении) более 442,2 тыс. км. Суммарная установленная мощность трансформаторов разных классов напряжения на понизительных подстанциях по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила около 696,9 млн. кВА.

Износ основных фондов электросетевого хозяйства в настоящее время составляет в среднем 40,5 процента, в том числе оборудования подстанций - 63,4 процента.


III. Прогноз спроса на электрическую энергию


На протяжении последних 8 лет Россия демонстрирует устойчивую положительную динамику роста электропотребления.

Электропотребление в стране с 1991 по 1998 год сократилось почти на 25 процентов, появились значительные резервы мощности в Единой энергетической системе России, ощутимо снизилась загрузка действующих электростанций.

В 1998 году период падения спроса на электрическую энергию закончился и начался рост, при котором уровень электропотребления в 2006 году составил 980 млрд. кВт х ч, что на 9 процентов ниже максимума, зафиксированного в 1990 году (1074 млрд. кВт х ч).

Общая тенденция роста спроса на электроэнергию прослеживается по всей стране, при этом важной особенностью такого роста является его неравномерность как в региональном, так и в отраслевом отношении. В ряде случаев это уже привело к дефициту генерирующих мощностей в условиях пика электропотребления в зимний период (Московская, Ленинградская и Тюменская энергосистемы).

Для разработки Генеральной схемы принят прогноз, предусматривающий рост электропотребления в России к 2015 году до уровня 1426 млрд. кВт х ч (базовый вариант) с возможным вариантом увеличения электропотребления в этот период до 1600 млрд. кВт х ч (максимальный вариант).

Прогноз электропотребления по России и ее регионам для базового и максимального вариантов представлен в приложении N 1.

Базовый вариант электропотребления характеризуется относительно устойчивой территориальной структурой на рассматриваемый период. Прогнозируется увеличение доли регионов Северо-Запада, Центра и Дальнего Востока в общем энергопотреблении по России (суммарная доля рассматриваемых регионов может увеличиться с 36,8 процента в 2006 году до 39,9 процента в 2020 году), стабилизация доли региона Урала на уровне 24,6 - 24,7 процента и уменьшение доли регионов Средней Волги, Юга и Сибири (с 36,4 процента до 34 процентов).

Опережающее развитие субъектов Российской Федерации, входящих в регионы Северо-Запада и Центра, связано с наличием здесь мощного производственного и научно-технического потенциала. На территории этих регионов ожидается расширение многочисленных действующих и строительство новых, в том числе электроемких, промышленных производств (металлургического завода в Калужской области, крупного металлургического комплекса на базе Михайловского ГОКа в Курской области, предприятий по производству целлюлозы в Ленинградской области, а также в Республике Коми и нефтеперерабатывающих заводов в Ленинградской области и на Кольском полуострове).

Предполагается осуществление крупных инвестиционных проектов по развитию транспортной инфраструктуры. Существенными факторами, способствующими росту электропотребления в рассматриваемых субъектах Российской Федерации, будет динамичное развитие новых направлений сферы услуг (строительство торгово-досуговых центров, бизнес-центров и т.д.) и крупномасштабное жилищное строительство.

Прогнозируемое электропотребление региона Урала определяется значительным ростом спроса на электрическую энергию на территории Тюменской энергосистемы, на долю которой приходится половина общего прироста электропотребления региона к 2020 году, что связано с увеличением добычи нефти и природного газа (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция остается ведущей нефтяной базой России), повышением электроемкости нефтедобычи и развитием транспортной инфраструктуры. В Тюменской области прогнозируется рост численности населения. В связи с этим ожидается значительный рост потребности в электрической энергии для нужд домашнего хозяйства и сферы услуг.

На формирование перспективных показателей спроса на электрическую энергию по региону Урала заметное влияние окажет также реализация крупных инвестиционных проектов по расширению, модернизации и развитию металлургических производств прежде всего в Свердловской и Челябинской областях.

В регионе Дальнего Востока ожидается увеличение электропотребления за весь рассматриваемый период в 1,9 раза, при этом доля региона в суммарном электропотреблении увеличится незначительно.

В рассматриваемой перспективе основной спрос на электрическую энергию в регионе Сибири будет формироваться за счет промышленного производства (более 55 процентов абсолютного прироста общего электропотребления, прогнозируемого к 2020 году). На территории Сибири планируется ввод новых крупных электроемких предприятий - Богучанского и Тайшетского алюминиевых заводов, газохимического комплекса на базе Ковыктинского газоконденсатного месторождения, электрометаллургического завода в Новосибирской области, нескольких целлюлозно-бумажных комбинатов.

Прогнозируемые темпы роста потребности в электрической энергии в Поволжье ниже, чем по России в целом, что в значительной степени определяется особенностями структуры промышленного производства на ее территории, характеризующейся преобладанием обрабатывающих производств, в том числе производства машиностроительной продукции.

Ожидаемый спрос на электрическую энергию в Южном федеральном округе находится в зависимости от расширения промышленного производства, в том числе за счет строительства новых металлургических предприятий, а также развития объектов инфраструктуры, включая строительство новых и реконструкцию действующих курортно-оздоровительных, гостиничных и рекреационных комплексов.

Максимальный вариант потребления электрической энергии характеризуется более значительными территориальными изменениями.

В течение всего прогнозного периода при максимальном варианте по сравнению с базовым вариантом происходит увеличение доли регионов Сибири и Дальнего Востока в общем электропотреблении страны за счет интенсивного роста электропотребления, связанного с предполагаемым опережающим развитием экономики соответствующих территорий. Наличие больших запасов природных ресурсов (руд цветных металлов, нерудных материалов, ресурсов леса и углеводородов) станет базой для расширения производства продукции на электроемких предприятиях.

Предстоящее развитие предполагает осуществление таких крупнейших инвестиционных проектов, как проект освоения месторождений нефти на континентальном шельфе в Баренцевом море, включая строительство экспортного нефтепровода Харьяга - Индига и нефтеналивного терминала, проект комплексного развития Нижнего Приангарья, Северо-Красноярский проект (на базе освоения и разработки Ванкорского и Северо-Ванкорского месторождений нефти), проект строительства нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан, обеспечивающего разработку Верхнечонского и Талаканского нефтегазоконденсатных месторождений, Удоканский проект на базе крупнейшего в России месторождения меди, проект строительства алюминиевого завода на Дальнем Востоке.

Развитие субъектов Российской Федерации, входящих в регионы Центра и Юга, связано с ожидаемым стабильным ростом спроса на электрическую энергию, обеспечиваемым устойчивым развитием экономики. Формирование крупных городских агломераций на основе современных городов-миллионников, а также развитие промышленного и сельскохозяйственного производства приведут к стабилизации доли этих регионов в общероссийском объеме электропотребления.


IV. Прогноз экспорта-импорта электрической энергии и мощности


Межгосударственное сотрудничество, освоение новых энергетических рынков, повышение надежности и экономичности обеспечения потребителей электрической энергией на основе использования экономических, технических и технологических преимуществ, связанных с параллельной работой электроэнергетических систем, являются важнейшими направлениями внешней политики России в сфере электроэнергетики.

Суммарный экспорт электрической энергии из России (сальдо без учета приграничной торговли) в 2004 году составлял 6 млрд. кВт х ч, в 2005 году - 11,2 млрд. кВт х ч, в 2006 году - 14,1 млрд. кВт х ч.

В Генеральной схеме предусмотрены следующие мероприятия по реализации экспортно-импортной политики России в сфере электроэнергетики:

дальнейшее увеличение экспорта электрической энергии в Финляндию в период 2016 - 2020 годов при сооружении на площадке подстанции Княжегубская напряжением 330 кВ вставки постоянного тока (ВПТ) мощностью 500 МВт и линии электропередачи от вставки постоянного тока до Пирттикоски (Финляндия) напряжением 400 кВ и протяженностью 175 км до государственной границы. Это обеспечит возможность передачи электрической энергии и мощности в Финляндию в объеме 3 млрд. кВт х ч и 500 МВт, а также обмена электрической энергией и мощностью между Кольской энергосистемой и энергосистемой Финляндии, что повысит надежность работы протяженного транзита Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго. После 2020 года может рассматриваться перспектива установки второй вставки постоянного тока мощностью 500 МВт, подвески второй цепи на линии электропередачи напряжением 400 кВ. При этом возможность передачи мощности в энергосистему Финляндии возрастет до 1 ГВт, а передачи электрической энергии - до 6 млрд. кВт х ч;

поставка электрической энергии и мощности в Калининградскую энергосистему из энергосистемы Литвы в период 2007 - 2009 годов до вывода из работы второго энергоблока Игналинской АЭС в размере от 1,9 до 0,6 млрд. кВт х ч и 600 МВт.

С 2010 года до ввода второго блока на Калининградской ТЭЦ-2 ликвидация дефицита электрической мощности Калининградской энергосистемы будет осуществляться за счет поставок мощности в размере 200 МВт из Единой энергетической системы России через электрические сети энергосистем Белоруссии и стран Балтии, а также за счет ввода в действие в Калининградской энергосистеме мощностей тепловых электростанций, использующих твердое топливо. В условиях возможного объединения энергосистем Литвы и Польши для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Калининградской энергосистемы предусмотрено сооружение двухцепной линии электропередачи Калининградская энергосистема - энергосистема Польши напряжением 400 кВ, которая позволит осуществлять обмен электрической энергией между ними, а также передавать ее избытки в европейские страны;

импорт электрической энергии из Казахстана и Украины в связи с прогнозируемым увеличением спроса на электрическую энергию в России и невозможностью в период до 2010 года быстрого развертывания энергетического строительства из-за его большой капиталоемкости. После 2010 года с учетом намечаемых вводов генерирующих мощностей импорт электрической энергии из этих стран практически прекращается;

широкомасштабный экспорт электрической энергии и мощности в Китай. Это будет являться стимулом для интенсивного развития энергетики Дальнего Востока, сооружения в данном регионе генерирующих источников на местном топливе и усиления межгосударственных электрических связей и внутренней сети Единой энергетической системы России. Кроме того, увеличение поставок электрической энергии и мощности в Китай стимулирует экономическое развитие регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Ожидается, что реализация проекта экспорта электрической энергии в Китай внесет ощутимый вклад в валовый региональный продукт этих регионов за счет строительства новых энергообъектов и значительного увеличения экспорта (налоговые и прочие поступления в бюджеты). Это будет способствовать сокращению миграции населения в другие регионы, ускорит модернизацию стареющей инфраструктуры, даст дополнительный импульс развитию смежных отраслей промышленности. Экспорт электрической энергии и мощности в Китай из энергозоны Востока будет осуществляться от существующих на юге Дальнего Востока электростанций начиная с 2008 года в объеме 0,75 ГВт и 4,5 млрд. кВт х ч и уже к 2012 году достигнет 3,75 ГВт и 22,5 млрд. кВт х ч при вводе в действие в Хабаровской энергосистеме новой Ургальской ТЭС (4х900 МВт). Рассматривается также возможность широкомасштабного экспорта электрической энергии и мощности в Китай из Сибири. В качестве экспортно ориентированных генерирующих источников в Сибири принимается ввод энергоблоков на новой Харанорской ТЭС (3 х 800 МВт), Татауровской ТЭС (2 х 600 МВт) и Олонь-Шибирской ТЭС (4 х 900 МВт). Начало широкомасштабного экспорта электрической энергии и мощности из Сибири предусматривается в 2015 году в объеме 6 ГВт и 36 млрд. кВт х ч.


V. Развитие генерирующих мощностей электроэнергетики


Основным целевым ориентиром развития генерирующих мощностей электроэнергетики на период до 2020 года является создание рациональной, всесторонне обоснованной структуры мощностей в целях надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией.

В Генеральной схеме основой формирования рациональной структуры генерирующих мощностей являются следующие основные принципы:

развитие генерирующих мощностей, обеспечивающих надежное (при соблюдении установленных технологических параметров и стандартных показателей качества электрической энергии) функционирование электроэнергетики;

предельно возможное развитие доли не использующих органическое топливо источников электрической энергии - атомных и гидравлических электростанций;

сокращение доли мощности всех тепловых электростанций, использующих органическое топливо, сопровождающееся увеличением доли мощности тепловых электростанций, использующих твердое топливо, при интенсивном снижении доли мощности тепловых электростанций, использующих газообразное и жидкое топливо;

прогнозируемый рост мощности теплоэлектроцентралей до 2020 года, осуществляемый преимущественно за счет увеличения мощности наиболее прогрессивных типов электростанций (парогазовых и газотурбинных), использующих газ. Использование газа как экологически наиболее чистого вида топлива предусмотрено в первую очередь для обеспечения растущей потребности в тепловой энергии, а также в целях развития теплофикации не только в европейской части Единой энергетической системы России, но и в газифицированных районах ее восточной части;

ориентирование практически всего прогнозируемого роста мощности конденсационных электростанций в период 2013 - 2020 годов на развитие конденсационных электростанций, использующих уголь. Использование газа для увеличения их мощности предлагается лишь на ближайшие 5 лет, когда на фоне ускоренного роста электропотребления добиться соответствующего нарастания ввода генерирующих мощностей можно только за счет развития наиболее быстро сооружаемых типов электростанций, а также замены устаревшего оборудования на прогрессивное на действующих конденсационных электростанциях, использующих газ.

Приоритетами территориального развития генерирующих мощностей являются:

в европейской части России - максимальное развитие атомных и гидроаккумулирующих электростанций, техническое перевооружение электростанций, использующих газомазутное топливо;

в Сибири - развитие гидроэлектростанций и тепловых электростанций, использующих уголь;

на Дальнем Востоке - развитие гидроэлектростанций, тепловых электростанций, использующих уголь, а также газ (для теплоэлектроцентралей в крупных городах), с учетом перспектив разработки газовых месторождений о. Сахалина.

Генеральная схема ориентирована на использование наиболее прогрессивного оборудования для развития тепловых и гидравлических электростанций.

Так, оборудование, устанавливаемое при техническом перевооружении и строительстве новых тепловых электростанций, должно обеспечивать повышение надежности и эффективности использования топлива, а также улучшение экологических показателей. При использовании газа на тепловых электростанциях как при техническом перевооружении, так и при новом строительстве должны применяться исключительно парогазовые и газотурбинные технологии с постепенным повышением коэффициента полезного действия - от 50 процентов в настоящее время до 55 - 60 процентов после 2010 года.

Для конденсационных электростанций, использующих уголь, рекомендована установка модернизированных блоков (температура пара - 565°С и коэффициент полезного действия - до 41 процента), а после 2010 года в европейской части России - энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара (давление пара 30 - 32 МПа, температура пара 600 - 620°С, коэффициент полезного действия - до 44 - 46 процентов). На теплоэлектроцентралях, использующих уголь, также предполагается установка модернизированного оборудования, а при низкокачественном топливе - оснащение котлоагрегатами с циркулирующим кипящим слоем (коэффициент полезного действия - 39 - 41 процент).

Для гидроэнергетического оборудования должна применяться современная система антикоррозийной защиты с длительным сроком эксплуатации, укомплектованная усовершенствованными автоматизированными системами управления и автоматизированными системами управления технологическими процессами, системами диагностики и контроля безопасности сооружений.

На атомных электростанциях предусмотрено использование новых типовых серийных энергоблоков с реакторной установкой типа ВВЭР-1000 электрической мощностью 1150 МВт. Кроме этих блоков в период до 2020 года предусматривается возможность сооружения энергоблоков единичной мощностью 300 МВт, а также плавучих атомных электростанций мощностью 70 МВт. В период до 2015 года предусмотрено увеличение мощности на действующем оборудовании атомных электростанций за счет мероприятий по модернизации, обеспечивающих прирост мощности действующих атомных блоков на 1,5 млн. кВт.

При разработке балансов электрической энергии и мощности в Генеральной схеме учитывались все электростанции независимо от величины их мощности.

Для принятого базового варианта спроса на электрическую энергию потребность в установленной мощности электростанций (зона централизованного электроснабжения) определена в объеме 245,5 млн. кВт в 2010 году, 297,5 млн. кВт - в 2015 году и 347,4 млн. кВт - в 2020 году. В максимальном варианте уровень потребности в установленной мощности оценивается в 256,2 млн. кВт в 2010 году, 326,2 млн. кВт - в 2015 году и 397,7 млн. кВт - в 2020 году.

Величина перспективной потребности в установленной мощности электростанций учитывает прогнозируемый максимум нагрузки, сальдо экспорта (импорта) мощности, нормативный расчетный резерв мощности, величину ограничений установленной мощности электростанций и величину неиспользуемой мощности гидроэлектростанций в период прохождения максимума нагрузки.

Прогнозируемая потребность в установленной мощности электростанций обеспечивается за счет следующих групп генерирующих источников:

остающаяся в эксплуатации мощность действующих электростанций всех типов;

прогнозируемая на период до 2020 года новая (включая обновляемую) мощность теплоэлектроцентралей;

новая (включая обновляемую) мощность электростанций общесистемного значения - атомные электростанции, гидроэлектростанции и конденсационные электростанции, использующие газ и уголь.

В соответствии с полученными выводами об эффективности продления сроков эксплуатации части устаревшего оборудования или его замены новым прогнозируется уменьшение суммарной мощности всех типов действующих электростанций страны (в сравнении с уровнем 2006 года) на 49,5 млн. кВт.

Изменение мощности действующих электростанций (зона централизованного электроснабжения) приведено в приложении N 2.

Исходя из прогноза общей потребности страны и ее регионов в тепловой энергии, при подготовке Генеральной схемы сформирован баланс тепловой энергии, оценена прогнозируемая динамика ее суммарного производства на тепловых электростанциях и соответствующая ей прогнозируемая динамика изменения мощности теплоэлектроцентралей по стране и европейской части Единой энергетической системы России.

Прогнозируемый достаточно интенсивный рост доли отпуска тепловой энергии от тепловых электростанций (в целом по стране от 44 процентов в 2006 - 2010 годах до 51,5 процента в 2020 году) базируется на эффективности теплофикации в условиях серьезного изменения как собственных технико-экономических показателей теплоэлектроцентралей (особенно с прогрессивными парогазовыми и газотурбинными технологиями), так и стоимостных показателей использования разных видов топлива. Это обусловлено расположением теплоэлектроцентралей в городах и крупных населенных пунктах и связанными с этим требованиями к экологическим показателям оборудования, ограничениями в отношении площади отчуждаемых земель и водных ресурсов.

Задачи обоснования размещения, мощности и типов оборудования для конкретных теплоэлектроцентралей должны быть решены на основе разработки территориальных схем развития субъектов Российской Федерации и схем теплоснабжения городов.

В европейской части Единой энергетической системы России предусматривается преимущественное развитие новых мощностей теплоэлектроцентралей, работающих на газе, использующих прогрессивные технологии (парогазовые и газотурбинные), и лишь частично (в основном в районах вне зоны обслуживания газоснабжающей системы) новые мощности будут вводиться на теплоэлектроцентралях, работающих на угле.

Потребность отрасли в новой мощности гидроэлектростанций, атомных электростанций и конденсационных электростанций (зона централизованного электроснабжения) приведена в приложении N 3.

Масштабы развития атомных электростанций до 2020 года сформированы исходя из прогнозируемых Федеральным агентством по атомной энергии возможностей энергомашиностроения по ежегодному выпуску для них основного (реакторного) оборудования с типовым энергоблоком мощностью 1150 МВт и возможностей строительного комплекса по параллельному вводу основного оборудования на разных площадках.

В Генеральной схеме районы размещения атомных электростанций выбраны исходя из условий:

балансовой необходимости увеличения мощности в разных энергозонах;

минимизации затрат на сетевое строительство для выдачи мощности атомных электростанций в пределах каждой энергозоны;

сравнительной эффективности атомных электростанций и альтернативных электростанций, использующих иные виды энергетических ресурсов, в каждой энергозоне.

Прогнозируемый ввод мощности атомных электростанций до 2020 года на территории основных энергозон при базовом варианте составляет 32,3 млн. кВт.

Для покрытия потребности в мощности при максимальном варианте электропотребления предусмотрена дополнительная программа развития атомных электростанций, предполагающая максимальное задействование возможностей отечественного атомного энергомашиностроения и предусматривающая в 2015 - 2020 годах дополнительный ввод 5,8 млн. кВт установленной мощности.

Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых атомных электростанций представлен в приложении N 4.

В Генеральной схеме масштабы развития гидроэлектростанций в период до 2020 года определены с учетом:

балансовой необходимости увеличения маневренной мощности в каждой энергозоне или в соседних с ней энергозонах (по гидроаккумулирующим электростанциям - с дополнительным учетом необходимости увеличения ночной нагрузки энергозоны);

сравнительной эффективности в каждой энергозоне гидроэлектростанций и электростанций, использующих другие виды энергоресурсов;

целесообразности достройки гидроэлектростанций и максимального использования существующих проектных наработок.

Ввод мощностей гидроэлектростанций до 2020 года при базовом варианте предусмотрен в объеме 25,9 млн. кВт.

Для покрытия потребности в мощности при максимальном варианте электропотребления предусмотрена дополнительная программа сооружения мощностей гидроэлектростанций в объеме 4,8 млн. кВт. Указанная программа предусматривает максимальное использование возможностей отечественного гидроэнергомашиностроения и гидростроительного комплекса.

Перечень модернизируемых и вновь сооружаемых гидроэлектростанций представлен в приложении N 5.

Принцип разумной избыточности сетевой инфраструктуры, предусмотренный Генеральной схемой, позволяет не только обеспечить надежное электроснабжение потребителей, но и гарантировать инвестору при строительстве электростанций свободное подключение к сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и минимальные расходы на мероприятия, обеспечивающие выдачу мощности электростанций.

Это особенно важно для тепловых электростанций, которые будут сооружаться только за счет средств частного капитала. При максимально возможном развитии атомных и гидравлических электростанций в период до 2020 года (при прогнозируемой потребности во вводе генерирующих мощностей) основная часть вводимой мощности по-прежнему будет обеспечиваться крупными конденсационными электростанциями, использующими газ или уголь.

Возможности использования экологически наиболее чистого топлива - газа на конденсационных электростанциях в основном определяются ресурсными ограничениями и конкурентоспособностью с конденсационными электростанциями, использующими уголь. Конкурентоспособность конденсационных электростанций, использующих газ, и альтернативных источников (атомных электростанций и конденсационных электростанций, использующих уголь) в значительной мере определяется ценами на газ.

Прогнозируемое уже в ближайшем 5-летии увеличение внутрироссийских цен на газ существенно изменит безусловную предпочтительность парогазовых электростанций по сравнению с альтернативными источниками базисной мощности (атомными электростанциями и конденсационными электростанциями, использующими уголь) в европейской части страны.

Развитие тепловых электростанций будет базироваться на следующих принципах:

для электростанций, использующих уголь, - вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс агрегатов, имеющих низкие значения параметров (90 атмосфер и ниже), и модернизация остальных агрегатов с последующим продлением срока их эксплуатации (при новом строительстве - приоритет над электростанциями, использующими газ);

для электростанций, использующих газ, - вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс конденсационных паросиловых агрегатов независимо от значений параметров и единичной мощности блока, а также вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс теплофикационных агрегатов, имеющих низкие значения параметров (90 атмосфер и ниже). Новое строительство ориентировано преимущественно на ввод в действие теплоэлектроцентралей.

Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций представлен в приложении N 6.

Сформированная структура генерирующих мощностей обеспечивает энергетическую безопасность каждого региона за счет повышения использования различных видов энергоресурсов и типов электростанций, отличаясь высокой стабильностью при неизбежных в перспективе колебаниях цен на топливо, а также технико-экономических показателей электростанций. Рациональная структура генерирующих мощностей (зона централизованного электроснабжения) приведена в приложении N 7.

Прогноз ввода генерирующих мощностей в период до 2020 года приведен в приложении N 8.

В период до 2010 года потребность во вводе новой мощности при базовом варианте составляет 34,4 ГВт.

При базовом варианте суммарная потребность во вводе генерирующих мощностей в период до 2020 года составит 186,1 млн. кВт, в том числе гидроэлектростанций - 25,9 млн. кВт, атомных электростанций - 32,3 млн. кВт и тепловых электростанций (включая теплоэлектроцентрали) - 127,9 млн. кВт.

При максимальном варианте в период до 2020 года дополнительно потребуется ввод 50,3 млн. кВт генерирующих мощностей, в том числе на гидроэлектростанциях - 4,8 млн. кВт, на атомных электростанциях - 5,8 млн. кВт, а ввод остальных 39,7 млн. кВт генерирующих мощностей предусматривается в основном на конденсационных электростанциях, использующих уголь.

Прогнозируемая динамика и структура производства электрической энергии (зона централизованного электроснабжения) приведены в приложении N 9.

Прогнозируемый быстрый рост производства электрической энергии при сравнительно небольшом приросте мощностей не использующих органическое топливо электростанций (гидравлические и атомные электростанции) в период до 2015 года потребует существенного увеличения доли выработки тепловых электростанций (от 66,6 процента в 2006 году до 69,9 процента в 2015 году). Только в последующем 5-летии (2016 - 2020 годы) за счет интенсификации развития гидроэнергетики и атомной энергетики возможно некоторое снижение доли выработки электрической энергии на тепловых электростанциях (до 65,5 процента при базовом варианте).

В структуре производства тепловых электростанций будет устойчиво расти доля электростанций, использующих уголь. Особенно сильно данная тенденция будет проявляться на конденсационных электростанциях, использующих уголь, доля которых в общем производстве электроэнергии в стране в 2006 году составляла менее 10 процентов, а к 2020 году даже при базовом варианте будет увеличена до 21,5 процента. Доля электростанций, использующих газ, будет неуклонно сокращаться, при этом стремительно возрастет роль современных парогазовых и газотурбинных технологий.

Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии на тепловых электростанциях и изменение структуры выработки по типам электростанций определяют их потребность в различных видах органического топлива.

Вид топлива для предлагаемых Генеральной схемой тепловых электростанций принят предварительно. Окончательный выбор топлива (газ или уголь) для реконструируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций будет сделан инвесторами при выполнении технико-экономического обоснования конкретного объекта. Потребность электростанций в топливе при базовом варианте приведена в приложении N 10.

При базовом варианте суммарная потребность тепловых электростанций в топливе увеличится с 295,1 млн. т у.т. в 2006 году до 427,9 млн.т у.т. в 2020 году, то есть примерно в 1,5 раза. При этом суммарное производство электрической энергии на них за этот период возрастет в 1,8 раза. Несмотря на прогнозируемое увеличение доли электростанций, использующих уголь, в теплоэнергетике может быть достигнуто существенное увеличение коэффициента полезного действия за счет внедрения на электростанциях передовых технологий как при использовании газа, так и при использовании угля. Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электрической энергии при этом снизится от 335,9 г у.т./ кВт х ч в 2006 году до 286,1 г у.т./ кВт х ч в 2020 году при соответствующем росте коэффициента полезного действия от 36,7 процента до 43,4 процента.

Структура потребления топлива на тепловых электростанциях при базовом варианте также существенно трансформируется. Так, устойчиво будет снижаться доля газа (с 68,1 процента в 2006 году до 56,4 процента в 2020 году) и мазута (от 3,6 процента в 2006 году до 1,6 процента в 2020 году) при интенсивном росте доли угля (от 25,3 процента в 2006 году до 39,5 процента в 2020 году). При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 20 процентов, а угля - в 2,3 раза. Это резко повысит требования к развитию производственных мощностей в угольной промышленности, особенно в главных угольных бассейнах - Кузнецком и Канско-Ачинском.


VI. Развитие электрической сети
Единой энергетической системы России


Развитие электрических сетей в период до 2020 года будет направлено на обеспечение надежного и устойчивого функционирования Единой энергетической системы России, конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности, а также на обеспечение надежного электроснабжения потребителей и выдачи мощности электростанций.

В Генеральной схеме в основу перспективного развития электрической сети Единой энергетической системы России закладываются следующие основные принципы:

схема основной электрической сети Единой энергетической системы России должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и обеспечить возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций;

схемы выдачи мощности крупных электростанций в нормальных режимах работы энергосистемы должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности электростанции без применения устройств противоаварийной автоматики как в полной схеме сети, так и при отключении любой из отходящей линии на всех этапах сооружения электростанции (принцип "N-1"). Для атомных электростанций указанное условие должно выполняться как в нормальных режимах, так и в ремонтных режимах работы энергосистемы (принцип "N-2");

схема основной электрической сети должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды, главным образом уменьшению площади подлежащих изъятию для нового строительства земельных участков и общей площади охранных зон линий электропередачи, в которых ограничивается хозяйственная деятельность и пребывание людей;

управляемость основной электрической сети должна обеспечиваться за счет использования средств принудительного потокораспределения, статических компенсаторов, устройств продольной компенсации, управляемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и других средств;

схема и параметры распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электрической энергии при полной схеме сети и при отключении одной линии электропередачи или трансформатора (принцип "N-1" для потребителей).

В 2011 - 2020 годах для вовлечения в топливно-энергетический баланс европейской части страны электрической энергии и мощности тепловых и гидравлических электростанций Сибири рекомендуется сооружение следующих линий электропередачи постоянного тока напряжением _ 500 кВ и _ 750 кВ:

линия электропередачи постоянного тока (_ 750 кВ) Сибирь - Урал - Центр пропускной способностью 3000 МВт и протяженностью 3700 км;

линия электропередачи постоянного тока (_ 750 кВ) Урал - Средняя Волга - Центр пропускной способностью 3000 МВт и протяженностью 1850 км;

две линии электропередачи постоянного тока (_ 500 кВ) Эвенкийская ГЭС - Тюмень пропускной способностью по 2500 МВт и протяженностью 600 и 800 км;

линия электропередачи постоянного тока (_ 500 кВ) Сибирь - Тюмень пропускной способностью 2000 МВт и протяженностью 900 км.

В Генеральной схеме в период до 2020 года рекомендуется объединение для совместной работы на постоянном токе энергозон Сибири и Дальнего Востока за счет установки на подстанциях Могоча и Хани напряжением 220 кВ вставок постоянного тока мощностью по 500 МВА каждая.

Развитие сетей напряжением 750 кВ предусматривается в европейской части Единой энергетической системы России в целях:

усиления связей между Северо-Западом и Центром (сооружение линии электропередачи ПС Ленинградская - Ленинградская ГАЭС - ПС Белозерская);

выдачи мощности атомных электростанций, сооружаемых в этой зоне.

Линии электропередачи напряжением 500 кВ будут использованы для выдачи мощности крупных электростанций и усиления основной сети в энергозонах Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири и Дальнего Востока, а также для развития межсистемных связей. В период до 2020 года усиление межсистемного сечения Северо-Запад - Центр предусматривается за счет сооружения линии электропередачи Вологда - Коноша, усиление межсистемного сечения Урал - Средняя Волга предусматривается за счет сооружения линий электропередачи Газовая - Красноармейская и Помары - Удмуртская, усиление межсистемного сечения Сибирь - Урал предусматривается за счет сооружения двух линий электропередачи Ишим - Восход и Томск - Парабель - Нижневартовская ГРЭС. Предусматривается сооружение второго кольца линий электропередачи напряжением 500 кВ вокруг г. Москвы.

Для передачи электрической энергии и мощности Канкунской ГЭС и Нижнетимптонской ГЭС, сооружаемых в энергосистеме Якутии, в Хабаровскую и Приморскую энергосистемы потребуется усиление существующего транзита напряжением 500 кВ вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали.

Сеть напряжением 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций в западной части энергозоны Центра, в энергозонах Северо-Запада и Юга. Предусматривается усиление связей между энергозонами Центра и Северо-Запада за счет сооружения линий электропередачи напряжением 330 кВ Новосокольники - Талашкино.

Основные тенденции в развитии сетей напряжением 220 кВ будут состоять в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также в Архангельской энергосистеме и энергосистеме Республики Коми сети напряжением 220 кВ будут являться системообразующими. В рассматриваемый период намечается присоединение Центрального энергорайона Якутии к объединенной энергосистеме Востока по двухцепной линии электропередачи напряжением 220 кВ Томмот - Майя. Для обеспечения энергоснабжения магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан намечается сооружение двухцепной линии электропередачи напряжением 220 кВ по направлению Алдан - Ленск - Киренск, которая объединит Западный энергорайон Якутии с Южным энергорайоном и с энергозоной Сибири (Иркутская область).

Основным направлением развития сети напряжением 110 кВ будет дальнейшее ее расширение по территории России с целью повышения надежности электроснабжения потребителей.

В Генеральной схеме на основе указанных принципов сформирован перечень электросетевых объектов, обеспечивающих выдачу мощности электростанций общесистемного значения, надежное электроснабжение потребителей и развитие межсистемных связей в период до 2020 года. Перечень электросетевых объектов представлен в приложении N 11. Данный перечень будет уточняться при выполнении конкретных проектов.

При этом в базовом варианте для выдачи мощности вновь вводимых и расширяемых электростанций общесистемного значения потребуется сооружение 25,7 тыс. км линий электропередачи, для повышения уровня надежности электроснабжения потребителей - 22,2 тыс. км линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше, для усиления межсистемных и межгосударственных связей - 16,1 тыс. км линий электропередачи.


VII. Оценка потребности в инвестициях и источниках их финансирования


В Генеральной схеме оценка потребности в инвестициях является прогнозной и сформирована с учетом того, что исходные технико-экономические показатели приняты в соответствии с предварительными проектными предложениями. Практически все исходные технико-экономические показатели будут уточнены при проектировании объектов.

В качестве источников инвестиций предусмотрены:

для генерирующих компаний - собственные средства (амортизация, прибыль на капитальные вложения, накопленная прибыль прошлых лет, средства от возврата налога на добавленную стоимость) и привлеченные средства (кредиты, эмиссия акций, выпуск облигаций);

для электросетевых компаний - собственные средства (амортизация, прибыль на капитальные вложения, накопленная прибыль прошлых лет, плата за присоединение, средства, получаемые от возврата налога на добавленную стоимость) и привлеченные средства (кредиты, эмиссия акций).

Потребность в средствах федерального бюджета учтена в объеме, соответствующем показателям ресурсного обеспечения мероприятий, реализуемых в настоящее время в рамках федеральных целевых программ.

Прогноз потребности в капиталовложениях на развитие электростанций (базовый вариант) на 2006 - 2020 годы (таблица 1) и сооружение электросетевых объектов (базовый вариант) в период до 2020 года (таблица 2) приведен в приложении N 12.

Всего за 2006 - 2020 годы общая потребность в капиталовложениях на развитие электростанций при базовом варианте составит 11616,3 млрд.рублей (в ценах соответствующих лет).

Потребность в капиталовложениях на сооружение электросетевых объектов с 2006 по 2020 год при базовом варианте оценивается в 9078,8 млрд. рублей (в ценах соответствующих лет).


VIII. Снижение техногенного воздействия электростанций на окружающую среду


В целях снижения вредных выбросов электростанций в атмосферу в Генеральной схеме предусмотрено, что на вновь вводимом энергетическом оборудовании объемы мероприятий по охране окружающей среды должны обеспечивать ограничение в соответствии с нормативами удельных выбросов оксидов серы, оксидов азота и твердых частиц (летучей золы), а также предотвращение вредных воздействий на водные объекты.

На существующих тепловых электростанциях предусматривается проведение мероприятий по реконструкции и модернизации устаревших и неэффективных золоуловителей и внедрению технологических методов подавления оксидов азота в процессе сжигания топлива.

Экологическая безопасность развития электроэнергетики будет обеспечиваться также при:

реализации предусмотренной в Генеральной схеме структуры генерирующих мощностей;

ограничении в соответствии с нормативами удельных выбросов вредных веществ в атмосферу вновь вводимым в эксплуатацию энергетическим оборудованием;

проведении намеченных объектных мероприятий по охране атмосферного воздуха на действующих тепловых электростанциях;

развитии электроэнергетики на основе использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.


IX. Энергетика на основе использования возобновляемых источников энергии


При проведении региональной энергетической политики важное значение имеет оптимальное использование ресурсов развития традиционной электроэнергетики (атомных, гидравлических и тепловых электростанций), малой энергетики и возобновляемых источников энергии. В топливно-энергетическом балансе регионов необходимо использовать потенциал местных, нетрадиционных и возобновляемых видов топливно-энергетических ресурсов. Для России такими ресурсами в первую очередь являются торф, геотермальные воды, солнечная и ветровая энергия, энергия малых рек и морских приливов.

Стратегическими целями использования возобновляемых источников энергии и местных видов топлива являются:

сокращение потребления невозобновляемых топливно-энергетических ресурсов;

снижение экологической нагрузки от деятельности топливно-энергетического комплекса;

обеспечение энергией децентрализованных потребителей и регионов с дальним и сезонным завозом топлива;

снижение расходов на дальнепривозное топливо.

Наиболее благоприятные условия для использования энергии приливов существуют в Мезенском заливе Белого моря и на побережье Охотского моря в Тугурском заливе.

В период до 2020 года в соответствии с основными направлениями развития энергетики (энергоэффективность, энергосбережение, экологичность) переход к крупным энергообъектам, использующим возобновляемые энергоисточники, возможен путем строительства крупных приливных электростанций (Мезенской ПЭС в Архангельской области и Тугурской ПЭС в Хабаровском крае). Для максимального варианта в период 2016 - 2020 годов в дополнительной программе ввода мощности на гидроэлектростанциях предусмотрен ввод в эксплуатацию первых агрегатов на указанных приливных электростанциях.

Исходя из накопленного опыта и имеющейся методической и информационной базы в области оценки экономически целесообразного ветропотенциала страны, предусматривается увеличение ввода в действие мощностей ветроэлектростанций. Важнейшими необходимыми условиями интенсивного развития российской ветроэнергетики являются подготовка нормативно-правовой базы развития возобновляемой энергетики в целом и ветроэнергетики в частности, а также запуск собственного производства ветроагрегатов.

Современные технологии малой гидроэнергетики позволяют генерировать качественную электрическую энергию при минимальных эксплуатационных затратах и незначительной нагрузке на экосистемы. В настоящее время потенциал малых рек России практически не используется, несмотря на то что в некоторых регионах малая гидроэнергетика может быть основой системы энергоснабжения.

Как правило, новые малые гидроэлектростанции предполагается строить в отдаленных районах, где существует проблема с завозом органического топлива (в большинстве случаев - дизельного топлива, реже - угля).

Основными направлениями развития малой гидроэнергетики на ближайшие годы являются строительство малых гидроэлектростанций при сооружаемых комплексных гидроузлах, модернизация и восстановление ранее существовавших малых гидроэлектростанций, сооружение малых гидроэлектростанций на существующих водохранилищах и малых реках, на имеющихся каналах и трубопроводах подвода и отвода воды, на объектах различного хозяйственного назначения.


X. Механизмы реализации Генеральной схемы


Реализация Генеральной схемы заключается в обеспечении надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и экономики страны электрической и тепловой энергией в соответствии с основными положениями, принципами и механизмами государственной энергетической политики.

Реализация Генеральной схемы основана на следующих принципах:

создание механизма мониторинга реализации Генеральной схемы, использующего уровни электропотребления в качестве одного из показателей, позволяющего оценивать необходимость осуществления планируемых в рамках Генеральной схемы мероприятий;

создание долгосрочной системы прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность, создание региональных систем прогнозирования потребления электрической энергии и мощности;

координация развития электроэнергетики и программ социально-экономического развития регионов;

формирование порядка разработки и внесения изменений в Генеральную схему;

обеспечение эффективного управления государственной собственностью в электроэнергетике при переходе к рыночным механизмам функционирования отрасли;

создание целевой модели регулирования электроэнергетики, разработка стандартов взаимодействия субъектов отрасли с государственными органами и инфраструктурными организациями, организация разработки регламентов и стандартов обеспечения надежности в электроэнергетике.

В качестве механизмов реализации Генеральной схемы предусматриваются:

использование механизмов государственной политики по формированию и реализации инвестиционных программ субъектов естественных монополий в электроэнергетике, в том числе в организациях, доля государства в уставном капитале которых составляет более 50 процентов;

разработка системы показателей результативности долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики;

определение порядка информационно-аналитического обеспечения долгосрочного прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность, рассматриваемого в качестве одного из важнейших инструментов реализации Генеральной схемы;

обеспечение гарантированной возможности присоединения новых генерирующих мощностей к электрическим сетям;

использование механизма гарантирования инвестиций для финансирования строительства объектов по производству электрической энергии, необходимых для формирования перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии в условиях прогнозируемого дефицита электрической мощности;

формирование информационно-аналитического обеспечения системы мониторинга реализации Генеральной схемы с использованием государственного информационного ресурса.

Система мониторинга реализации Генеральной схемы предусматривает непрерывное наблюдение за фактическим положением дел в электроэнергетике и осуществлением долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики, а также получение оперативной информации для своевременного выявления и системного анализа происходящих изменений в целях предупреждения негативных тенденций.

По результатам мониторинга в Правительство Российской Федерации ежегодно представляется доклад о ходе реализации Генеральной схемы.

Доработка и уточнение Генеральной схемы осуществляются не реже чем 1 раз в 3 года.


Приложение N 1
к Генеральной схеме размещения
объектов электроэнергетики
до 2020 года


Прогноз электропотребления по России и ее регионам для базового и максимального вариантов


Прогноз электропотребления по России на период до 2020 года


Схема


СХЕМА ПРИЛОЖ. 1К РАСПОРЯЖЕНИЮ ПРАВИТЕЛЬСТВА РФ ОТ 22.02.2008 N 215-Р

Примечание. В скобках даны среднегодовые приросты по вариантам за период 2007 - 2020 годов.


Таблица 1


Прогноз электропотребления по энергозонам России на период до 2020 года


(млрд. кВт х ч)


Энергозоны

Отчетные данные

Базовый вариант

Максимальный вариант

2005 год

2006 год

2010 год

2015 год

2020 год

2020 год

Северо-Запад (включая Калининградскую область)

83,7

87

114,3

141,9

175,5

184

Центр

224,6

234,7

288,7

355,9

433,9

478

Поволжье

80,6

84

98,8

110,6

125,3

158

Юг

73,5

76,4

94,1

110,9

126

155,7

Урал

228,1

241,7

293,6

349,6

420,8

470,2

Сибирь

190,8

196,2

239,8

278

330,8

425,6

Востокэнерго -

всего

38,7

39

45,5

56,1

72,6

98,2

в том числе:

ОЭС Востока


27,1


27,2


31,9


40,3


50,7


68,9

изолированные узлы Востока

11,6

11,8

13,6

15,8

21,9

29,3

Итого централизованное электропотребление

920

959

1174,8

1403

1684,9

1969,7

Всего (с учетом зоны децентрализованного электроснабжения)

940,7

980

1196,6

1426,3

1710

2000


Таблица 2


Прогноз электропотребления по федеральным округам на период до 2020 года


(млрд. кВт х ч)



Отчетные данные

Базовый вариант

Максимальный вариант

2005 год

2006 год

2010 год

2015 год

2020 год

2020 год

Северо-Западный федеральный округ

97,4

101,1

130,5

160,7

196,6

206,2

Центральный федеральный округ

190,3

199,3

245,4

306,1

377,3

413,8

Приволжский федеральный округ

177,6

184,6

214,9

241,4

274,4

326

Южный федеральный округ

73,5

76,4

94,1

110,9

126

155,7

Уральский федеральный округ

151,8

162,4

204,6

249,8

307,3

344,3

Сибирский федеральный округ

190,8

196,2

239,8

278

330,8

425,6

Дальневосточный федеральный округ

38,7

39

45,5

56,1

72,6

98,2

Децентрализованные энергоузлы

20,6

21

21,8

23,3

25

30,2


Приложение N 2
к Генеральной схеме размещения
объектов электроэнергетики
до 2020 года


Изменение мощности действующих электростанций
(зона централизованного электроснабжения)


(млн. кВт)



2006 

год

2010 

год

2015 

год

2020 

год

Изменение мощности за 2006 - 2020 годы

Мощность действующих электростанций - всего

210,8

209,4

179,9

161,3

-49,5

в том числе:






мощность гидроэлектростанций

44,9

45,3

45,6

45,7

+0,8

мощность атомных электростанций

23,5

24,8

24,9

21

-2,5

мощность тепловых электростанций - всего

142,4

139,3

109,4

94,6

-47,8

в том числе:






теплоэлектроцентралей

77,1

75,3

71,2

64,6

-12,5

конденсационных электростанций

65,3

64

38,2

30

-35,3


Приложение N 3
к Генеральной схеме размещения
объектов электроэнергетики
до 2020 года


Потребность отрасли в новой мощности гидроэлектростанций, атомных электростанций и конденсационных электростанций
(зона централизованного электроснабжения)


(млн. кВт)



Базовый вариант

Максимальный вариант

2010

год

2015

год

2020

год

2010

год

2015

год

2020

год

1. Необходимая установленная мощность

245,5

297,5

347,4

256,2

326,2

397,7

2. Мощность действующих электростанций

209,4

179,9

161,3

209,4

179,9

161,3

3. Мощность новых и обновляемых теплоэлектроцентралей

17,9

36,5

49

17,9

36,5

49

4. Потребность в новой мощности гидроэлектростанций, атомных электростанций и конденсационных электростанций

18,2

81,1

137,1

28,9

109,8

187,4


Приложение N 4
к Генеральной схеме размещения объектов
электроэнергетики до 2020 года


Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых атомных электростанций

Таблица 1


Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Северо-Запада



По состоянию на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2010 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2015 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2020 год (МВт)


Архангельская энергосистема


1.

(новая)

Северодвинская ПАТЭС

Архангельская область,

г. Северодвинск

-

-

-

2

КЛТ 40С

70

2

КЛТ 40С

70

2

КЛТ 40С

70

Итого по станции



-



70



70



70


Кольская энергосистема


2.

Кольская АЭС

Мурманская область,

г. Полярные Зори

4

ВВЭР 440

1760

3

ВВЭР 440

1374

3

ВВЭР 440

1374

1

ВВЭР 440

458


-

-

-

1

ВВЭР 440

459

1

ВВЭР 440

459

1

ВВЭР 440

459

Итого по станции



1760



1833*(1)



1833



917

3.

(новая)

Кольская АЭС-2*(2)

Мурманская область, в 4 км от Кольской АЭС

-

-

-

-

-

-

-

-

-

4

ВБЭР 300

1200

Итого по станции



-



-



-



1200


Ленинградская энергосистема


4.

Ленинградская АЭС

Ленинградская область,

г. Сосновый Бор

4

РБМК 1000

4000

3

РБМК 1000

3282

3

РБМК 1000

3282

1

РБМК 1000

1094

-

-

-

1

РБМК 1000

1093

1

РБМК 1000

1093

1

РБМК 1000

1093














Итого по станции



4000



4375*(1)



4375



2187

5.

(новая)

Ленинградская АЭС-2

Ленинградская область,

в 8 км от Ленинградской АЭС

-

-

-

-

-

-

3

ВВЭР 1200

3450

4

ВВЭР 1200

4600

Итого по станции



-



-



3450



4600


Таблица 2


Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Центра



По состоянию на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2010 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2015 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2020 год (МВт)


Воронежская энергосистема


1.

Нововоронежская АЭС

Воронежская область,

г. Нововоронеж

2

ВВЭР 440

834

2

ВВЭР 440

834

2

ВВЭР 440

834

-

-

-

1

ВВЭР 1000

1000

1

ВВЭР 1000

1000

1

ВВЭР 1000

1000

1

ВВЭР 1000

1000

Итого по станции



1834



1834



1834



1000

2.

(новая)

Нововоронежская АЭС-2

Воронежская область,

в 5 км от Нововоронежской АЭС

-

-

-

-

-

-

2

ВВЭР 1200

2300

2

ВВЭР 1200

2300

Итого по станции



-



-



2300



2300

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2

ВВЭР 1200

2300

Итого по станции (максимальный вариант)



-



-



-



4600


Курская энергосистема


3.

Курская АЭС*(3)

Курская область,

г. Курчатов

4

РБМК 1000

4000

1

РБМК 1000

1088*(1)

1

РБМК 1000

1088

1

РБМК 1000

1088

-

-

-

3

РБМК 1000

3285*(1)

3

РБМК 1000

3285

3

РБМК 1000

3285

-

-

-

1

РБМК 1000

1000

1

РБМК 1000

1000

1

РБМК 1000

1000

Итого по станции



4000



5373



5373



5373


Нижегородская энергосистема


4.

(новая)

Нижегородская АЭС*(4)

Нижегородская область,

в 20 км юго-западнее пос. Урень

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3

ВВЭР 1200

3450

Итого по станции



-



-



-



3450

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

ВВЭР 1200

1150

Итого по станции (максимальный вариант)



-



-



-



4600


Смоленская энергосистема


5.

Смоленская АЭС

Смоленская область,

г. Десногорск

3

РБМК 1000

3000

1

РБМК 1000

1035

1

РБМК 1000

1091

1

РБМК 1000

1091

-

-

-

2

РБМК 1000

2156

2

РБМК 1000

2200

2

РБМК 1000

2200

Итого по станции



3000



3191*(1)



3291



3291


Тверская энергосистема


6.

Калининская АЭС

Тверская область,

г. Удомля

3

ВВЭР 1000

3000

3

ВВЭР 1000

3129

3

ВВЭР 1000

3129

3

ВВЭР 1000

3129

-

-

-

-

-

-

1

ВВЭР 1000

1000

1

ВВЭР 1000

1000

Итого по станции



3000



3129*(1)



4129



4129

7.

(новая)

Тверская АЭС*(4)

Тверская область,

Ржевский или Удомельский район

-

-

-

-

-

-

1

ВВЭР 1200

1150

4

ВВЭР 1200

4600

Итого по станции



-



-



1150



4600


Ярославская или Костромская энергосистема


8.

(новая)

Центральная АЭС*(4) Ярославская область или Костромская область

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2

ВВЭР 1200

2300

Итого по станции



-



-



-



2300

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2

ВВЭР 1200

2300

Итого по станции (максимальный вариант)



-



-



-



4600


Таблица 3


Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Средней Волги



По состоянию на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2010 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2015 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2020 год (МВт)


Саратовская энергосистема



Балаковская АЭС

Саратовская область,

г. Балаково

4

ВВЭР 1000

4000

2

ВВЭР 1000

2086

2

ВВЭР 1000

2086

2

ВВЭР 1000

2086

-

-

-

2

ВВЭР 1000

2088

2

ВВЭР 1000

2088

2

ВВЭР 1000

2088

Итого по станции



4000



4174*(1)



4174



4174


Таблица 4


Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Юга



По состоянию на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2010 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2015 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2020 год (МВт)


Ростовская энергосистема



Ростовская АЭС

Ростовская область,

г. Волгодонск

1*(5)

ВВЭР 1000

1000

1*(5)

ВВЭР 1000

1040*(1)

1*(5)

ВВЭР 1000

1040

1*(5)

ВВЭР 1000

1040

-

-

-

1

ВВЭР 1000

1000

1

ВВЭР 1000

1000

1

ВВЭР 1000

1000

-

-

-

-

-

-

1

ВВЭР 1200

1150

2

ВВЭР 1200

2300

Итого по станции



1000



2040



3190



4340


Таблица 5


Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Урала



По состоянию на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2010 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2015 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2020 год (МВт)


Свердловская энергосистема


1.

Белоярская АЭС

Свердловская область, г. Заречный

1

БН 600

600

1

БН 600

600

1

БН 600

600

1

БН 600

600

-

-

-

-

-

-

1

БН 800

880

1

БН 800

880

Итого по станции



600



600



1480



1480


Челябинская энергосистема


2. (новая)

Южно-Уральская АЭС*(4)

Челябинская область,

в 140 км западнее г. Челябинска

-

-

-

-

-

-

-

-

-

4

ВВЭР 1200

4600

Итого по станции



-



-



-



4600


Таблица 6


Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Сибири



По состоянию на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2010 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2015 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2020  год (МВт)


Томская энергосистема



Северская АЭС*(4) (новая) Томская область, 25 км от г. Северск

-

-

-

-

-

-

1

ВВЭР 1200

1150

2

ВВЭР 1200

2300

Итого по станции



-



-



1150



2300


Таблица 7


Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Дальнего Востока



По состоянию на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2010 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2015 год (МВт)

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

на 2020 год (МВт)


Энергосистема Приморского края


1.

(новая)

Приморская АЭС

Приморский край

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2

ВБЭР 300

600

Итого по станции



-



-



-



600


Чаун-Билибинский энергоузел


2.

Билибинская АЭС

Чукотский автономный округ, г. Билибино

4

ЭГП 6

48

4

ЭГП 6

48

4

ЭГП 6

48

1

ЭГП 6

12

Итого по станции



48



48



48



12


Певекский энергоузел


3.

(новая)

Певекская ПАТЭС

Чукотский автономный округ, г. Певек

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2

КЛТ 40С

70

Итого по станции



-



-



-



70


______________________________

*(1) Увеличение мощности на действующем оборудовании за счет мероприятий по модернизации.

*(2) Тип блока будет уточняться.

*(3) Сооружение блока N 5 осуществляется в случае выделения дополнительных источников финансирования для его строительства и сооружения линий электропередачи для выдачи мощности.

*(4) Месторасположение указанных станций будет уточнено при разработке технико-экономического обоснования сооружения станций.

*(5) Блок N 1 действующей Волгодонской АЭС.

Приложение N 5
к Генеральной схеме
размещения объектов
электроэнергетики до 2020 года


Перечень модернизируемых и вновь сооружаемых гидроэлектростанций


Таблица 1


Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Северо-Запада



Проектные мощность и средняя многолетняя выработка

По состоянию

на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

установленная мощность

количество

блоков

установленная мощность на 2010 год

количество

блоков

установленная мощность на 2015 год

количество

блоков

установленная мощность на 2020 год


Архангельская энергосистема


1.

(новая)

Мезенская ПЭС

Архангельская область,

Мезенский залив

Белого моря

4000 МВт*

19700

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

-

-

Максимальный вариант

-

-

-

-

-

-

350

700

Итого по станции

(максимальный вариант)



-


-


-


700


Ленинградская энергосистема


2.

(новая)

Ленинградская ГАЭС

Ленинградская область,

Лодейнопольский район,

р. Шапша

1560 МВт

2340

млн. кВт х ч

-

-

-

-

8

1560

8

1560

Итого по станции



-


-


1560


1560


______________________________

* С возможностью увеличения мощности по результатам проектных работ.


Таблица 2


Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Центра




Проектные мощность и средняя многолетняя выработка

По состоянию

на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

установленная мощность

количество

блоков

установленная мощность на 2010 год

количество

блоков

установленная мощность на 2015 год

количество

блоков

установленная мощность на 2020 год


Владимирская энергосистема


1. (новая)

Владимирская ГАЭС

Владимирская область, р. Клязьма

800 МВт

1300 млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

4

800

Итого по станции



-


-


-


800


Курская энергосистема


2.

(новая)

Курская ГАЭС

Курская область

465 МВт

730

млн. кВт х ч

-

-

-

-

3

465

3

465

Итого по станции



-


-


465


465


Московская энергосистема


3.

Загорская ГАЭС-1

Московская область,

Сергиево-Посадский район,

р. Кунья

1200 МВт

1884

млн. кВт х ч

6

1200

6

1200

6

1200

6

1200

Итого по станции



1200


1200


1200


1200

4.

(новая)

Загорская ГАЭС-2

Московская область,

р. Кунья

840 МВт

1100

млн. кВт х ч

-

-

2

420

4

840

4

840

Итого по станции



-


420


840


840

5.

(новая)

Волоколамская ГАЭС

Московская область,

р. Сестра

660 МВт

1230

млн. кВт х ч

-

-

-

-

1

220

3

660

Итого по станции



-


-


220


660


Нижегородская энергосистема


6.

Нижегородская ГЭС

Нижегородская область,

г. Городец, Волжско-Камский

каскад, р. Волга

520 МВт

1510

млн. кВт х ч

8

520

8

520

8

520

8

520

Итого по станции



520


520


520


520


Тверская энергосистема


7.

(новая)

Центральная ГАЭС (1 очередь)

Тверская область, г. Ржев,

р. Тудовка

1300 МВт

2030

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

4

1300

Итого по станции



-


-


-


1300


Ярославская энергосистема


8.

Рыбинская ГЭС

Ярославская область,

г. Рыбинск, Волжско-Камский

каскад, р. Волга

330 МВт

940

млн. кВт х ч

6

346,4

6

356,4

6

376,4

6

376,4

Итого по станции



346,4


356,4


376,4


376,4


Таблица 3


Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Средней Волги




Проектные мощность и средняя многолетняя выработка

По состоянию

на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

установленная мощность

количество

блоков

установленная мощность на 2010 год

количество

блоков

установленная мощность на 2015 год

количество

блоков

установленная мощность на 2020 год


Самарская энергосистема


1.

Жигулевская ГЭС

Самарская область, г. Жигулевск,

Волжско-Камский каскад,

р. Волга

2300 МВт

9600

млн. кВт х ч

20

2300

20

2334

20

2369

20

2404

Итого по станции



2300


2334


2369


2404


Саратовская энергосистема


2.

Саратовская ГЭС

Саратовская область,

г. Балаково,

Волжско-Камский каскад,

р. Волга

1360 МВт

5400

млн. кВт х ч

24

1360

24

1370

24

1370

24

1370

Итого по станции



1360


1370


1370


1370


Татарская энергосистема


3.

Нижнекамская ГЭС

Республика Татарстан,

г. Набережные Челны,

Волжско-Камский каскад,

р. Кама

1248 МВт

2460 млн. кВт х ч

16

1205

16

1205

16

1205

16

1248

Итого по станции



1205


1205


1205


1248


Чувашская энергосистема


4.

Чебоксарская ГЭС

Чувашская Республика,

г. Новочебоксарск, Волжско-

Камский каскад, р. Волга

1404 МВт

3310

млн. кВт х ч

18

1370

18

1370

18

1370

18

1404

Итого по станции



1370


1370


1370


1404


Таблица 4


Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Юга



Проектные мощность и средняя многолетняя выработка

По состоянию

на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

установленная мощность

количество

блоков

установленная мощность на 2010 год

количество

блоков

установленная мощность на 2015 год

количество

блоков

установленная мощность на 2020 год


Волгоградская энергосистема


1.

Волжская ГЭС

Волгоградская область,

г. Волжский, Волжско-Камский каскад, р. Волга

2541 МВт

10300

млн. кВт х ч

22

2530

22

2582,5

22

2614

22

2645,5

1

11

1

11

1

11

1

11

Итого по станции



2541


2593,5


2625


2656,5


Дагестанская энергосистема


2.

Чиркейская ГЭС

Республика Дагестан, п. Дубки, р. Сулак

1000 МВт

2256

млн. кВт х ч

4

1000

4

1000

4

1000

4

1000

Итого по станции



1000


1000


1000


1000

3.

Ирганайская ГЭС

Республика Дагестан,

р. Аварское Койсу

(приток р. Сулак)

800 МВт

1280

млн. кВт х ч

2

400

2

400

2

400

2

400

Итого по станции



400


400


400


400

Максимальный вариант

(дополнительная мощность)


-

-

-

-

2

400

2

400

Итого по станции

(максимальный вариант)



400


400


800


800

4.

(новая)

Каскад ГЭС на р. Андийское Койсу (Агвали)

Республика Дагестан,

р. Андийское Койсу

220 МВт

680

млн. кВт х ч

-

-

-

-

2

220

2

220

Итого по станции



-


-


220


220

5.

(новая)

Каскад ГЭС на р. Андийское Койсу (Инхойская)

Республика Дагестан,

р. Андийское Койсу

200 МВт

440

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

2

200

Итого по станции



-


-


-


200


Краснодарская энергосистема


6.

(новая)

Лабинская ГАЭС

Краснодарский край,

р. Лаба

600 МВт

1118

млн. кВт х ч

-

-

-

-

2

600

2

600


Итого по станции



-


-


600


600












Северокавказская энергосистема


7.

(новые)

Зарамагские ГЭС

Республика Северная Осетия -

Алания, р. Ардон

357 МВт

812

млн. кВт х ч

-

-

1

15

1

15

1

15

-

-

-

-

2

342

2

342

Итого по станции



-


15


357


357


Таблица 5


Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Урала



Проектные мощность и средняя многолетняя выработка

По состоянию

на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

установленная мощность

количество

блоков

установленная мощность на 2010 год

количество

блоков

установленная мощность на 2015 год

количество

блоков

установленная мощность на 2020 год


Пермская энергосистема


1.

Воткинская ГЭС

Пермский край,

г. Чайковский,

Волжско-Камский каскад,

р. Кама

1020 МВт

2200

млн. кВт х ч

10

1020

10

1020

10

1020

10

1020

Итого по станции



1020


1020


1020


1020

2.

Камская ГЭС

Пермский край,

г. Пермь, Волжско-Камский

каскад, р. Кама

504 МВт

1700

млн. кВт х ч

23

510

23

534

24

555

24

555

Итого по станции



510


534


555


555


Таблица 6


Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Сибири



Проектные мощность и средняя многолетняя выработка

По состоянию

на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

установленная мощность

количество

блоков

установленная мощность на 2010 год

количество

блоков

установленная мощность на 2015 год

количество

блоков

установленная мощность на 2020 год


Бурятская энергосистема


1.

(новая)

Мокская ГЭС с Ивановской ГЭС (контррегулятором)

Республика Бурятия, р. Витим,

760 км от устья

1410 МВт

5740

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

3

600

















Итого по станции



-


-


-


600

Максимальный вариант (дополнительная мощность)


-

-

-

-

2

300

3

600


-

-

-

-

-

-

3

210

Итого по станции

(максимальный вариант)



-


-


300


1410


Иркутская энергосистема


2.

Братская ГЭС

Иркутская область, г. Братск-9,

Ангаро-Енисейский каскад,

р. Ангара

4500 МВт

21700 млн. кВт х ч

18

4500

18

4500

18

4500

18

4500

Итого по станции



4500


4500


4500


4500

3.

Иркутская ГЭС

Иркутская область, пос. Кузьмиха,

Ангаро-Енисейский каскад,

р. Ангара

662,4 МВт

4000

млн. кВт х ч

8

662,4

8

662,4

8

662,4

8

662,4

Итого по станции



662,4


662,4


662,4


662,4

4.

Усть-Илимская ГЭС

Иркутская область,

г. Усть-Илимск, Ангаро-

Енисейский каскад, р. Ангара

3840 МВт

20300

млн. кВт х ч

16

3840

16

3840

16

3840

16

3840

Итого по станции



3840


3840


3840


3840

5.

(новая)

Тельмамская ГЭС

Иркутская область,

г. Бодайбо, р. Мамакан

450 МВт

1640

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

-

-

Максимальный вариант


-

-

-

-

-

-

3

450

Итого по станции

(максимальный вариант)



-


-


-


450


Красноярская энергосистема


6.

Красноярская ГЭС

Красноярский край,

г. Дивногорск,

Ангаро-Енисейский каскад,

р. Енисей

6000 МВт

19540

млн. кВт х ч

12

6000

12

6000

12

6000

12

6000

Итого по станции



6000


6000


6000


6000

7.

(новая)

Богучанская ГЭС

Красноярский край,

Кежемский р-н, г. Кодинск,

Ангаро-Енисейский каскад,

р. Ангара

2997 МВт

17600

млн. кВт х ч


-

-

5

1665

9

2997

9

2997

Итого по станции



-


1665


2997


2997

8.

(новая)

Нижнебогучанская ГЭС

(Нижнеангарские ГЭС)

Красноярский край,

р. Ангара ниже Богучанской

ГЭС

660 МВт

3300

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

3

660

Итого по станции



-


-


-


660

9.

(новая)

Мотыгинская ГЭС

(Нижнеангарские ГЭС)

ниже створа Нижнебогучанской ГЭС,

Красноярский край, р. Ангара

1320 МВт

6000 млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

2

330

Итого по станции



-


-


-


330

10.

(новая)

Эвенкийская ГЭС с
Нижне-Курейской ГЭС

Красноярский край, р. Нижняя Тунгуска

8150 МВт

46400

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

8

8000

-

-

-

-

-

-

3

150


Итого по станции



-


-


-


8150


Кузбасская энергосистема


11.

(новая)

Крапивинский гидроузел

Кемеровская область,

р. Томь

300 МВт

1900

млн. кВт х ч

-

-

-

-

2

300

2

300


Итого по станции



-


-


300


300


Новосибирская энергосистема


12.

Новосибирская ГЭС

Новосибирская область,

г. Новосибирск, р. Обь

455 МВт

1745

млн. кВт х ч

7

455

7

455

7

455

7

455


Итого по станции



455


455


455


455


Тывинская энергосистема


13.

(новая)

Тувинские ГЭС (каскад ГЭС)

Республика Тыва, р. Большой Енисей

1500 МВт

6530

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

-

-

Максимальный вариант

-

-

-

-

-

-

4

1500

Итого по станции

(максимальный вариант)



-


-


-


1500


Хакасская энергосистема


14.

Саяно-Шушенская ГЭС

Красноярский край,

пос. Черемушки, Ангаро-

Енисейский каскад, р. Енисей

6400 МВт

21570

млн. кВт х ч

10

6400

10

6400

10

6400

10

6400

Итого по станции



6400


6400


6400


6400

15.

Майнская ГЭС

Красноярский край,

пос. Черемушки, Ангаро-Енисейский каскад, р. Енисей

321 МВт

1640

млн. кВт х ч

3

321

3

321

3

321

3

321


Итого по станции



321


321


321


321


Таблица 7


Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Дальнего Востока



Проектные мощность и средняя многолетняя выработка

По состоянию

на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

установленная мощность

количество

блоков

установленная мощность на 2010 год

количество

блоков

установленная мощность на 2015 год

количество

блоков

установленная мощность на 2020 год


Амурская энергосистема


1.

Зейская ГЭС

Амурская область,

г. Зея, р. Зея

1330 МВт

4641

млн. кВт х ч

6

1330

6

1330

6

1330

6

1330

Итого по станции



1330


1330


1330


1330

2.

Бурейская ГЭС

Амурская область,

пос. Талакан, р. Бурея

2000 МВт

7100

млн. кВт х ч

2

370

2

670

2

670

2

670

1

300

1

335

1

335

1

335

1

335

3

1005

3

1005

3

1005

Итого по станции



1005


2010


2010


2010

3.

(новая)

Нижнебурейская ГЭС

контррегулятор Бурейской ГЭС

Амурская область,

р. Бурея

321 МВт

1650

млн. кВт х ч

-

-

-

-

3

321

3

321

Итого по станции



-


-


321


321

4.

(новая)

Граматухинская ГЭС

(каскад Нижнезейских ГЭС)

Амурская область, р. Зея

300 МВт

1970

млн. кВт х ч

-

-

-

-

3

300

3

300

Итого по станции



-


-


300


300


Магаданская энергосистема


5.

Колымская ГЭС

Магаданская область,

900 МВт

3317

млн. кВт х ч

5

900

5

900

5

900

5

900

пос. Синегорье, р. Колыма


Итого по станции



900


900


900


900

6.

(новая)

Усть-Среднеканская ГЭС

Магаданская область,

р. Колыма

570 МВт

500

млн. кВт х ч

-

-

2

69,4

4

570

4

570

Итого по станции



-


69,4


570


570


Хабаровская энергосистема


7.

(новая)

Тугурская ПЭС

Хабаровский край,

Тугурский залив

Охотского моря

3580 МВт

14300

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

-

-

Максимальный вариант


-

-

-

-

-

-

200

200

Итого по станции

(максимальный вариант)



-


-


-


200


Якутская энергосистема


8.

Вилюйская ГЭС-1

Республика Саха (Якутия),

пос. Чернышевский,

р. Вилюй

340 МВт

1290

млн. кВт х ч 

4

340

4

340

4

340

4

340

Итого по станции


340


340


340


340

9.

Вилюйская ГЭС-2

Республика Саха (Якутия),

пос. Чернышевский,

р. Вилюй

340 МВт

1290

млн. кВт х ч 

4

340

4

340

4

340

4

340

Итого по станции



340


340


340


340

10.

(новая)

Канкунская ГЭС

Республика Саха (Якутия),

р. Тимптон

1300 МВт

5700

млн. кВт х ч

-

-

-

-

2

400

5

1300

Итого по станции



-


-


400


1300

11.

(новая)

Нижнетимптонская ГЭС

контррегулятор Канкунской ГЭС

Республика Саха (Якутия),

р. Тимптон

800 МВт

3600

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

4

800

Итого по станции



-


-


-


800

12.

(новая)

Среднеучурская ГЭС

Республика Саха (Якутия),

р. Учур

3300 МВт

15000

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

-

-

Максимальный вариант

-

-

-

-

-

-

2

500

Итого по станции

(максимальный вариант)



-


-


-


500

13.

(новая)

Верхнеалданская ГЭС

Республика Саха (Якутия),

р. Алдан

1000 МВт

3600

млн. кВт х ч

-

-

-

-

-

-

-

-

Максимальный вариант

-

-

-

-

-

-

5

1000

Итого по станции

(максимальный вариант)



-


-


-


1000

Приложение N 6
к Генеральной схеме
размещения объектов
электроэнергетики до 2020 года


Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций


Таблица 1


Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Северо-Запада



Вид

топлива

По состоянию

на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность на 2010 год

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность на 2015 год

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность на

2020 год


Калининградская энергосистема


1.

Калининградская ТЭЦ-2

г. Калининград

газ

1

ПГУ(Т)-450

450

2

ПГУ(Т)-450

900

2

ПГУ(Т)-450

900

2

ПГУ(Т)-450

900

Итого по станции




450



900



900



900


Карельская энергосистема


2.

(новая)

Медвежьегорская ТЭС

Республика Карелия, 18 км южнее г. Медвежьегорск

уголь кузнецкий или интинский

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3

К-660-300

1980

Итого по станции




-



-



-



1980

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

уголь кузнецкий или интинский

-

-

-

-

-

-

1

К-660-300

660

1

К-660-300

660

Итого по станции (максимальный вариант)




-



-



660



2640


Кольская энергосистема


3.

Мурманская ТЭЦ-2

г. Мурманск

уголь

кузнецкий

-

-

-

-

-

-

3

Т-180-130

540

3

Т-180-130

540

Итого по станции




-



-



540



540


Коми энергосистема


4.

Печорская ГРЭС

Республика Коми,

г. Печора

газ

3

К-210-130

630

3

К-210-130

630

3

К-210-130

630

3

К-210-130

630

газ

2

К-215-130

430

2

К-215-130

430

2

К-215-130

430

2

К-215-130

430

Итого по станции




1060



1060



1060



1060


Ленинградская энергосистема


5.

Киришская ГРЭС

Ленинградская область,

г. Кириши

газ, мазут


2

ПТ-50-130

100

2

ПТ-50-130

100

1

ПТ-50-130

50

-

-

-

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

1

ПТ-60-130

60

-

-

-

2

Р-40-130

80

2

Р-40-130

80

2

Р-40-130

80

2

Р-40-130

80

6

К-300-240

1800

5

К-300-240

1500

-

-

-

-

-

-

газ

-

-

-

1

ПГУ-800

800

1

ПГУ-800

800

1

ПГУ-800

800

газ

-

-

-

-

-

-

2

ПГУ-400

800

2

ПГУ-400

800

газ

-

-

-

-

-

-

1

ГТ(Т)-50

50

2

ГТ(Т)-50

100

газ

-

-

-

-

-

-

1

ГТ(Т)-65

65

2

ГТ(Т)-65

130

Итого по станции




2100



2600



1905



1910

6.

Дубровская ТЭЦ-8

Ленинградская область,

г. Кировск

уголь

кузнецкий

3

К-50-90

150

3

К-50-90

150

3

К-50-90

150

-

-

-

-"-


1

Т-37-90

37

1

Т-37-90

37

1

Т-37-90

37

-

-

-

-"-


1

Р-5-90

5

1

Р-5-90

5

1

Р-5-90

5

-

-

-

-"-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2

К-330-240

660

Итого по станции




192



192



192



660

7.

ТЭЦ-5 Правобережная

г. Санкт-Петербург

газ

2

П-32-29

64

-

-

-

-

-

-

-

-

-

газ

1

Т-180-130

180

1

Т-180-130

180

1

Т-180-130

180

1

Т-180-130

180

газ

-

-

-

1

ПГУ(Т)-450

450

1

ПГУ(Т)-450

450

2

ПГУ(Т)-450

900

Итого по станции




244



630



630



1080

8.

Юго-Западная ТЭЦ*

г. Санкт-Петербург

газ

-

-

-

2

ПГУ-225

450

2

ПГУ-225

450

2

ПГУ-225

450

газ

-

-

-

-

-

-

2

ГТ-75,7

150

2

ГТ-75,7

150

Итого по станции




-



450



600



600

9.

Первомайская ТЭЦ

г. Санкт-Петербург

газ

2

ПТ-30-90

60

-

-

-

-

-

-

-

-

-

газ

уголь

2

ПТ-60-130

120

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3

Т-50-130

150

2

Т-50-130

100

-

-

-

-

-

-

газ

-

-

-

2

ПГУ(Т)-180

360

3

ПГУ(Т)-180

540

3

ПГУ(Т)-180

540

Итого по станции




330



460



540



540

10.

ТЭЦ-21 Северная

Ленинградская область,

Всеволожский район

газ

5

Т-100-130

500

5

Т-100-130

500

5

Т-100-130

500

4

Т-100-130

400

газ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

ГТ-110(Т)

110

газ

-

-

-

-

-

-

1

ПГУ(Т)-450

450

1

ПГУ(Т)-450

450

Итого по станции




500



500



950



960

11.

ТЭЦ-22 Южная

г. Санкт-Петербург

газ

3

Т-250-240

750

3

Т-250-240

750

3

Т-250-240

750

3

Т-250-240

750

газ

1

ГТ(Т)-50

50

1

ГТ(Т)-50

50

1

ГТ(Т)-50

50

1

ГТ(Т)-50

50

газ

-

-

-

1

ПГУ(Т)-450

450

1

ПГУ(Т)-450

450

1

ПГУ(Т)-450

450

Итого по станции




800



1250



1250



1250

12.

Северо-Западная ТЭЦ

г. Санкт-Петербург,

пос. Ольгино

газ

2

ПГУ-450

900

2

ПГУ(Т)-450

900

2

ПГУ(Т)-450

900

2

ПГУ(Т)-450

900














Итого по станции




900



900



900



900

13.

(новая)

ТЭЦ Парнас*

г. Санкт-Петербург

газ

-

-

-

-

-

-

2

ПГУ(Т)-200

400

2

ПГУ(Т)-200

400














Итого по станции




-



-



400



400


Новгородская энергосистема


14.

(новая)

Новгородская ТЭС Новгородская область, Боровичский или Окуловский район

уголь

кузнецкий

-

-

-

-

-

-

2

К-660-300

1320

2

К-660-300

1320

Итого по станции




-



-



1320



1320

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

уголь

кузнец-кий

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

К-660-300

660

Итого по станции (максимальный вариант)




-



-



1320



1980


Псковская энергосистема


15.

Псковская ГРЭС

Псковская область,

пос. Дедовичи

газ

2

К-215-130

430

2

К-215-130

430

2

К-215-130

430

2

К-215-130

430

уголь кузнецкий

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2

К-330-240

660

Итого по станции




430



430



430



1090

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

уголь кузнецкий

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2

К-330-240

660

Итого по станции (максимальный вариант)




430



430



430



1750


______________________________

* Блокстанции.


Таблица 2


Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Центра



Вид

топлива

По состоянию

на 2006 год

2006 - 2010 годы

2011 - 2015 годы

2016 - 2020 годы

количество

блоков

тип

блока

установлен-ная мощность

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность на 2010 год

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность на 2015 год

количество

блоков

тип

блока

установленная мощность на

2020 год


Вологодская энергосистема


1.

Череповецкая ГРЭС

Вологодская область,

пос. Кадуй

газ, уголь

3

К-210-130

630

3

К-210-130

630

3

К-210-130

630

3

К-210-130

630

уголь

-

-

-

-

-

-

1

К-330-240

330

2

К-330-240

660

Итого по станции




630



630



960



1290

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

уголь

-

-

-

-

-

-

1

К-330-240

330

-

-

-

Итого по станции (максимальный вариант)




630



630



1290



1290


Ивановская энергосистема


2.

(новая)

Ивановские ПГУ

Ивановская область,

г. Комсомольск

газ

-

-

-

2

ПГУ-325

650

2

ПГУ-325

650

2

ПГУ-325

650

Итого по станции




-



650



650



650


Калужская энергосистема


3.

(новая)

Калужская ТЭС

Калужская область

уголь

подмосковный

-

-

-

-

-

-

1

К-225-130

225

2

К-225-130

450

Итого по станции




-



-



225



450


Костромская энергосистема


4.

Костромская ГРЭС

Костромская область,

газ

8

К-300-240

2400

8

К-300-240

2480

4

К-300-240

1220

-

-

-

газ

1

К-1200-240

1200

1

К-1200-240

1200

-

-

-

-

-

-

г. Волгореченск

газ

-

-

-

1

ПГУ-800

800

3

ПГУ-800

2400

4

ПГУ-800

3200

Итого по станции




3600



4480



3620



3200


Липецкая энергосистема


5.

Липецкая ТЭЦ-2

г. Липецк

газ, доменный газ

1

ПТ-135-130

135

1

ПТ-135-130

135

1

ПТ-135-130

135

1

ПТ-135-130

135

газ, доменный газ

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-80-130

160

газ, доменный газ

2

Т-110-130

220

2

Т-110-130

220

2

Т-110-130

220

2

Т-110-130

220

газ

-

-

-

2

ГТ-160

320

2

ГТ-160

320

2

ГТ-160

320

Итого по станции




515



835



835



835


Московская энергосистема


6.

ГРЭС-3 им. Классона

Московская область,

г. Электрогорск

газ

1

Т-6-29

6,3

1

Т-6-29

6,3

1

Т-6-29

6,3

-

-

-

газ

1

ПТ-9-90

9

1

ПТ-9-90

9

1

ПТ-9-90

9

1

ПТ-9-90

9

газ

2

ГТ-100

200

2

ГТ-100

200

-

-

-

-

-

-

газ

1

ГТ-107

107

1

ГТ-107

107

-

-

-

-

-

-

газ

1

ГТ-128

128

1

ГТ-128

128

1

ГТ-128

128

1

ГТ-128

128

газ

1

Р-12-90

12

1

Р-12-90

12

1

Р-12-90

12

1

Р-12-90

12

газ

1

ГТ-148

148

1

ГТ-148

148

1

ГТ-148

148

1

ГТ-148

148

газ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

ГТ(Т)-10

10

Итого по станции




610,3



610,3



303,3



307

7.

ГРЭС-4 Каширская

Московская область,

г. Кашира

уголь, газ

2

К-300-240

600

2

К-300-240

600

2

К-300-240

600

2

К-300-240

600

газ

3

К-300-240

900

3

К-300-240

900

2

К-300-240

600

1

К-300-240

300

газ

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

уголь

-

-

-

1

К-330-240

330

2

К-330-240

660

3

К-330-240

990

Итого по станции




1580



1910



1940



1970

8.

ГРЭС-5 Шатурская

Московская область,

г. Шатура

газ, уголь, торф

3

К-200-130

600

3

К-200-130

600

3

К-200-130

600

3

К-200-130

600

газ

2

К-210-130

420

2

К-210-130

420

2

К-210-130

420

2

К-210-130

420

газ

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

газ

-

-

-

1

ПГУ-400

400

1

ПГУ-400

400

1

ПГУ-400

400

Итого по станции




1100



1500



1500



1500

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

уголь кузнецкий

-

-

-

-

-

-

1

К-330-240

330

1

К-330-240

330

Итого по станции (максимальный вариант)




1100



1500



1830



1830

9.

ТЭЦ-8

г. Москва

газ

1

Р-25-130

25

1

Р-25-130

25

-

-

-

-

-

-

газ

1

Т-105-130

105

1

Т-105-130

105

-

-

-

-

-

-

газ

1

Р-35-130

35

1

Р-35-130

35

1

Р-35-130

35

1

Р-35-130

35

газ

4

Т-110-130

440

4

Т-110-130

440

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

газ

-

-

-

-

-

-

2

ПГУ(Т)-370

740

2

ПГУ(Т)-370

740

Итого по станции




605



605



885



885

10.

ТЭЦ-12

г. Москва 

газ

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

газ

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-100-130

200

2

ПТ-100-130

200

2

ПТ-100-130

200

газ

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

газ

1

П-6-29

6

1

П-6-29

6

1

П-6-29

6

1

П-6-29

6

газ

1

Р-6-29

6

1

Р-6-29

6

1

Р-6-29

6

1

Р-6-29

6

газ

1

Р-6-35

6

1

Р-6-35

6

1

Р-6-35

6

1

Р-6-35

6

газ

-

-

-

1

ПГУ(Т)-170

170

1

ПГУ(Т)-170

170

1

ПГУ(Т)-170

170

газ

-

-

-

1

ПГУ(Т)-400

400

1

ПГУ(Т)-400

400

1

ПГУ(Т)-400

400

Итого по станции




408



1018



1018



1018

11.

ТЭЦ-16

г. Москва 

газ

1

Т-30-90

30

1

Т-30-90

30

-

-

-

-

-

-

газ

1

Т-50-90

50

1

Т-50-90

50

-

-

-

-

-

-

газ

2

Т-25-90

50

2

Т-25-90

50

-

-

-

-

-

-

газ

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

газ

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

газ







1

ПГУ(Т)-400

400

1

ПГУ(Т)-400

400

Итого по станции




360



360



630



630

12.

ТЭЦ-11

г. Москва

газ

1

Т-60-130

60

1

Т-60-130

60

-

-

-

-

-

-

газ

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

-

-

-

газ

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-80-130

160

1

ПТ-80-130

80

-

-

-

газ

-

-

-

-

-

-

2

ПГУ-240(Т)

480

2

ПГУ-240(Т)

480

Итого по станции




330



330



670



480

13.

ТЭЦ-20

г. Москва

газ

3

Т-30-90

90

3

Т-30-90

90

1

Т-30-90

30

-

-

-

газ

1

Т-100-130

100

-

-

-

-

-

-

-

-

-

газ

4

Т-110-130

440

4

Т-110-130

440

4

Т-110-130

440

4

Т-110-130

440

газ

1

ПТ-35-90

35

1

ПТ-35-90

35

1

ПТ-35-90

35

1

ПТ-35-90

35

газ

1

ПТ-65-90

65

1

ПТ-65-90

65

1

ПТ-65-90

65

1

ПТ-65-90

65

газ

-

-

-

1

ПГУ(Т)-250

250

1

ПГУ(Т)-250

250

1

ПГУ(Т)-250

250

газ

-

-

-

-

-

-

1

ПГУ(Т)-400

400

1

ПГУ(Т)-400

400

Итого по станции




730



880



1220



1190

14. 

ТЭЦ-21

г. Москва

газ

1

Т-100-130

100

1

Т-100-130

100

1

Т-100-130

100

1

Т-100-130

100

газ

2

Т-250-240

500

2

Т-250-240

500

2

Т-250-240

500

2

Т-250-240

500

газ

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

газ

6

Т-110-130

660

6

Т-110-130

660

6

Т-110-130

660

6

Т-110-130

660

газ

-

-

-

1

ПГУ(Т)-450

450

1

ПГУ(Т)-450

450

1

ПГУ(Т)-450

450

без топлива

2

ДГА-5

10

2

ДГА-5

10

2

ДГА-5

10

2

ДГА-5

10

Итого по станции




1350



1800



1800



1800

15.

 

ТЭЦ-22

Московская область, г. Дзержинский

 

уголь, газ

3

Т-240-240

720

3

Т-240-240

720

2

Т-240-240

480

2

Т-240-240

480

-"-

6

ПТ-60-130

360

4

ПТ-60-130

240

4

ПТ-60-130

240

4

ПТ-60-130

240

-"-

-

-

-

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-80-130

160

-"-

2

Т-110-130

220

2

Т-110-130

220

2

Т-110-130

220

2

Т-110-130

220

уголь, газ**

-

-

-

-

-

-

1

Т-250-240

250

1

Т-250-240

250

без топлива

-

-

-

-

-

-

1

ТГУ-12

12

1

ТГУ-12

12

Итого по станции




1300



1340



1362



1362

16.

ТЭЦ-23

г. Москва

газ

3

Т-100-130

300

2

Т-100-130

200

2

Т-100-130

200

2

Т-100-130

200

газ

4

Т-250-240

1000

4

Т-250-240

1000

4

Т-250-240

1000

4

Т-250-240

1000

газ

1

Т-110-130

110

2

Т-110-130

220

2

Т-110-130

220

2

Т-110-130

220

без топлива

-

-

-

-

-

-

1

ТГУ-12

12

1

ТГУ-12

12

Итого по станции




1410



1420



1432



1432

17.

ТЭЦ-25

г. Москва

газ

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

2

ПТ-60-130

120

газ

5

Т-250-240

1250

5

Т-250-240

1250

5

Т-250-240

1250

5

Т-250-240

1250

газ

-

-

-

-

-

-

1

ПГУ(Т)-400

400

1

ПГУ(Т)-400

400

без топлива

-

-

-

-

-

-

1

ТГУ-12

12

1

ТГУ-12

12

Итого по станции




1370



1370



1782



1782

18.

ТЭЦ-26 Южная

г. Москва

газ

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-100-130

200

2

ПТ-100-130

200

2

ПТ-100-130

200

газ

5

Т-250-240

1250

5

Т-250-240

1250

5

Т-250-240

1250

5

Т-250-240

1250

газ

-

-

-

1

ПГУ(Т)-400

400

1

ПГУ(Т)-400

400

1

ПГУ(Т)-400

400

без топлива

-

-

-

-

-

-

1

ТГУ-12

12

1

ТГУ-12

12

Итого по станции




1410



1850



1862



1862

19.

ТЭЦ-27 Северная

Московская область,

г. Мытищи

газ

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-80-130

160

2

ПТ-80-130

160

газ

-

-

-

3

ПГУ(Т)-450

1350

3

ПГУ(Т)-450

1350

3

ПГУ(Т)-450

1350

без топлива

-

-

-

-

-

-

1

ТГУ-12

12

1

ТГУ-12

12

Итого по станции




160



1510



1522



1522

20.

(новая)

Петровская ТЭС

Московская область, 8 км на северо-восток от г. Шатура

уголь кузнецкий

-

-

-

-

-

-

1

К-660-300

660

2

К-660-300

1320

Итого по станции




-



-



660



1320

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

уголь кузнецкий

-

-

-

-

-

-

3

К-660-300

1320

2

К-660-300

1320

Итого по станции (максимальный вариант)




-



-



1980



2640

21.

(новая)

ГТУ "Молжаниновка"*

Московская область

газ

-

-

-

1

ГТ-200

200

2

ГТ-200

400

2

ГТ-200

400














Итого по станции




-



200



400



400


Нижегородская энергосистема


22.

Дзержинская ТЭЦ

Нижегородская область,

г. Дзержинск 

газ

1

ПТ-60-130

60

1

ПТ-60-130

60

1

ПТ-60-130

60

1

ПТ-60-130

60

газ

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

1

ПТ-80-130

80

газ

1

Т-45-90

45

1

Т-45-90

45

1

Т-45-90

45

1

Т-45-90

45

газ

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

1

Т-110-130

110

газ

1

ПТ-135-130

135

1

ПТ-135-130

135

1

ПТ-135-130

135

1

ПТ-135-130

135

газ

1

ПГУ(Т)-150

150

1

ПГУ(Т)-150

150

1

ПГУ(Т)-150

150

1

ПГУ(Т)-150

150

газ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

ГТ(Т)-150

150

Итого по станции




580



580



580



730

23.

ТЭЦ Горьковского автозавода*

г. Нижний Новгород

газ, мазут

1

Р-25-90

25

1

Р-25-90

25

1

Р-25-90

25

1

Р-25-90

25

газ, мазут

3

Т-25-90

75

3

Т-25-90

75

3

Т-25-90

75

3

Т-25-90

75

газ, мазут

3

Т-100-130

300

3

Т-100-130

300

3

Т-100-130

300

3

Т-100-130

300

газ, мазут

3

ПТ-60-130

180

3

ПТ-60-130

180

3

ПТ-60-130

180

3

ПТ-60-130

180

Итого по станции




580



580



580



580

24.

(новая)

Нижегородская ТЭЦ

г. Нижний Новгород

газ

-

-

-

-

-

-

3

ПГУ(Т)-325

975

3

ПГУ(Т)-325

975

Итого по станции




-



-



975



975


Рязанская энергосистема


25.

Рязанская ГРЭС

Рязанская область,

г. Новомичуринск

газ, уголь

4

К-260-240

1050

4

К-260-240

1050

4

К-260-240

1050

4

К-260-240

1050

газ

2

К-800-240

1600

2

К-800-240

1600

-

-

-

-

-

-

уголь

-

-

-

-

-

-

1

К-330-240

330

1

К-330-240

330

без топлива

-

-

-

-

-

-

2

ДГА-5

10

2

ДГА-5

10

уголь

-

-

-

-

-

-

1

К-660-300

660

2

К-660-300

1320

Итого по станции




2650



2650



2050



2710

Максимальный вариант (дополнительная мощность)

уголь

-

-

-

-

-

-

1

К-660-300

660

-

-

-

Итого по станции (максимальный вариант)




2650



2650



2710



2710

26.

Новорязанская ТЭЦ*

Рязанская область

газ

2

ПТ-25-90

50

2

ПТ-25-90

50

2

ПТ-25-90

50

2

ПТ-25-90

50

газ

2

Р-25-90

50

2

Р-25-90

50

2

Р-25-90

50<