Приказ Министерства энергетики РФ от 1 августа 2014 г. N 495 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы"

Приказ Министерства энергетики РФ от 1 августа 2014 г. N 495
"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы"

 

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073; 2013, N 33, ст. 4392; 2014, N 9, ст. 907) и пунктом 4.4.1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337; 2009, N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 33, ст. 4088; N 52 (ч. 2), ст. 6586; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 31, ст. 4251; N 47, ст. 6128; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 44, ст. 6269; 2012, N 11, ст. 1293; N 15, ст. 1779; N 31, ст. 4386; N 37, ст. 5001; N 40, ст. 5449; 2013, N 17, ст. 2171; N 29, ст. 3970; N 33, ст. 4386; N 35, ст. 4525; N 44, ст. 5752; N 45, ст. 5822; 2014, N 8, ст. 813), приказываю:

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы.

 

Министр

А.В. Новак

 

Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы
(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 1 августа 2014 г. N 495)

 

1. Основные цели и задачи

 

Схема и программа развития Единой энергетической системы (далее - ЕЭС) России на 2014-2020 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073, 2013, N 33, ст. 4392, 2014, N 9, ст. 907).

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

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

2. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2014-2020 годы

 

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2014-2020 годов выполнен в двух вариантах: базовом со среднегодовым темпом прироста 1,02% и умеренно-оптимистичном со среднегодовым темпом прироста 1,81%. Варианты разработаны на основе показателей одобренного Правительством Российской Федерации в сентябре 2013 года "Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2014 год и плановый период 2015 и 2016 годов", учитывающего итоги развития российской экономики за январь-ноябрь 2013 года, а также прогнозные показатели федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации и Банка России.

На более отдаленную перспективу приняты показатели скорректированного "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года", разработанного Минэкономразвития России исходя из задач, сформулированных в Концепции долгосрочного социально-экономического развития России до 2020 года. Прогноз социально-экономического развития России на период до 2030 года представлен в трех основных сценариях долгосрочного развития: консервативном, умеренно-оптимистичном и форсированном (целевом).

В связи с ухудшением прогнозируемой динамики экономического развития страны в среднесрочный период (до 2016 года) в качестве базового сценария развития России на весь перспективный период рассматривается консервативный сценарий. Изменение прогноза основных макроэкономических параметров в течение 2013 года отражено в таблице 2.1.

Базовая траектория экономического роста (по показателю валового внутреннего продукта (далее - ВВП)) на период 2014-2020 годов в 2013 году была снижена с 4,0% (прогноз в марте 2013 года) до 3,1% (прогноз в октябре 2013 года). Наибольшая коррекция показателей прогноза связана с динамикой инвестиций. Прогноз среднегодового прироста инвестиций в период 2014-2020 годов снижен с 7,3% до 5,4%. Среднегодовой темп прироста объема промышленного производства уменьшен с 2,6% до 2,3%. В результате более низких темпов развития экономики прирост ВВП к 2020 году относительно 2013 года снижен с 31% до 24%, промышленного производства с 20% до 17%.

Таблица 2.1. Изменение прогноза основных макроэкономических параметров до 2020 года, %*

 

Показатели

Варианты

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Ср. год. прирост за 2014-2020 годы

Прирост 2020 года к 2013 году

ВВП

март 2013 года

1,8

3,0

3,3

3,8

4,3

4,6

4,6

4,3

4,0

31

Октябрь 2013 года

1,8

3,0

3,1

3,3

3,8

3,2

2,7

2,5

3,1

24

Промышленное производство

март 2013 года

0,7

2,2

2,3

2,0

2,7

3,0

3,0

3,1

2,6

20

Октябрь 2013 года

0,7

2,2

2,3

2,0

2,3

2,5

2,5

2,5

2,3

17

Производство продукции сельского хозяйства

март 2013 года

7,0

2,9

3,3

2,8

2,1

1,9

1,7

1,7

2,3

18

Октябрь 2013 года

7,0

2,0

3,0

2,6

1,5

1,4

1,3

1,4

1,9

14

Инвестиции

март 2013 года

2,5

4

6,8

6,7

7,5

9

9,2

8,1

7,3

64

Октябрь 2013 года

2,5

3,9

5,6

6

5,5

6,5

5,4

5,1

5,4

45

Розничный товарооборот

март 2013 года

4,2

4

4,4

4,7

4,9

5

4,9

4,6

4,6

37

Октябрь 2013 года

4,2

4

4,4

4,7

4,3

4

3,6

3,3

4,0

32

Платные услуги населению

март 2013 года

2,2

2,5

3,1

3,4

3,8

4,2

4,6

4,3

3,7

29

Октябрь 2013 года

2,2

2,5

3,1

3,4

4,1

3,8

3,6

3,3

3,4

26

 

______________________________

* на основании материалов "Прогноз долгосрочного социально-экономического развития России на период до 2030 года"

В декабре 2013 года Минэкономразвития России снизило рост ВВП в 2013 году до 1,4%, в 2014 году до 2,5%, в 2015 году до 2,8%.

Завершение посткризисного восстановительного роста 2010-2012 годов вывело экономику страны на новый этап развития, когда действие большинства факторов, определявших докризисный и послекризисный рост, оказались в значительной степени исчерпанными. Это привело к замедлению темпов роста в 2013 году. Существенно возросли структурные ограничения для роста, связанные с неразвитостью инфраструктуры, устаревающим оборудованием, неблагоприятной демографией, а также возрастающим дефицитом квалифицированных кадров.

Итоги социально-экономического развития России в январе-ноябре 2013 года приведены в таблице 2.2.

Замедление темпов экономического развития, начавшееся во второй половине 2012 года, вызвано фундаментальными факторами. Один из них - значительное сокращение объема инвестиций в 2013 году, сопровождающееся снижением их качества. Инвестиции направляются в основном на расширение торговых площадей, а не на обновление устаревающих производственных мощностей.

Негативное влияние на снижение общеэкономического роста оказывает отсутствие роста промышленного производства, вызванное в значительной степени спадом в обрабатывающих производствах. Сократились машиностроительное, целлюлозно-бумажное и металлургическое производства, в том числе наиболее электроемкое производство цветных металлов.

 

Таблица 2.2 - Изменение основных показателей развития экономики, % к соответствующему периоду предыдущего года*

 

Показатели

январь-ноябрь 2012 года

январь-ноябрь 2013 года

ВВП

103,6

101,3

Промышленное производство

102,7

99,9

Обрабатывающие производства

104,4

99,4

Производство продукции сельского хозяйства

95,1

106,8

Инвестиции в основной капитал

108,2

99,2

Объем работ по виду деятельности "Строительство"

102,6

98,7

Ввод в действие жилых домов

104,7

112,1

Оборот розничной торговли

106,5

103,9

Объем платных услуг населению

103,8

102,2

 

______________________________

* по материалам мониторинга Минэкономразвития России "Об итогах социально-экономического развития Российской Федерации в январе-ноябре 2013 года"

 

По расчетам Минэкономразвития России индекс производства первичного алюминия составил к соответствующему периоду 2012 года менее 88%. Объемы производства на российских алюминиевых заводах определяются, в том числе, долгосрочной программой ОК "РУСАЛ" по оптимизации своих производственных мощностей и поэтапного закрытия наименее эффективных из них. Понижение объемов производства наблюдаются, в первую очередь, на неконкурентоспособных алюминиевых заводах Западного дивизиона (объемы производства ноября по отношению к данному показателю в январе 2013 года составили около 25%).

Полностью приостановлено или снижено производство первичного алюминия на Богословском, Волгоградском, Волховском, Уральском, Саяногорском, Иркутском, Новокузнецком, Надвоицком и Хакасском алюминиевых заводах.

Индекс производства продукции сельского хозяйства вырос на 6,8%, что обусловлено ростом производства продукции растениеводства, а также увеличением производства продуктов мясного животноводства.

Снижение темпов роста основных макроэкономических показателей повлияло на величину электропотребления. Объем потребления электрической энергии в рамках ЕЭС России в 2013 году уменьшился относительно 2012 года на 0,6% и составил 1009,816 млрд кВт.ч.

Территориальное распределение потребления электрической энергии по объединенным энергосистемам (далее - ОЭС), отражающее сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших ОЭС - Центра, Урала и Сибири, их доля составила в 2013 году около 69% от общего объема электропотребления ЕЭС России (рисунок 2.1).

Прогнозируемые варианты спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2014-2020 годов, разработанные в рамках консервативного (вариант 1) и умеренно-оптимистичного (вариант 2) сценариев долгосрочного социально-экономического развития России с учетом изменения макроэкономических показателей за январь-ноябрь 2013 года, приведены на рисунке 2.2.

 

 

 

Общий спрос на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1084,311 млрд кВт.ч в базовом варианте и 1 145,206 млрд кВт.ч в умеренно-оптимистичном варианте. Это больше показателя электропотребления 2013 года на 74,495 млрд кВт.ч и 135,39 млрд кВт.ч соответственно. Превышение уровня 2013 года составит в 2020 году более 7% по базовому варианту при среднегодовом приросте за период 1,02% и более 13% по умеренно-оптимистичному варианту при среднегодовом приросте 1,81%. Разница между вариантами на уровне 2020 года оценивается в 60,89 млрд кВт.ч, что составляет порядка 6%.

В таблице 2.3 представлена прогнозная динамика соотношения между годовыми темпами изменения электропотребления и ВВП - коэффициентов эластичности электропотребления к ВВП для базового варианта.

 

Таблица 2.3 - Динамика коэффициентов эластичности электропотребления к ВВП для базового варианта

 

Показатели

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Среднегодовой показатель

ВВП, годовой темп прироста, %

2,5

2,8

3,3

3,8

3,2

2,7

2,5

3,0

Потребление электрической энергии ЕЭС России, годовой темп прироста, %*

0,65

1,06

1,31

0,85

1,12

0,83

0,78

0,94

Эластичность к ВВП, в относительных единицах

0,26

0,38

0,40

0,22

0,35

0,31

0,31

0,32

 

______________________________

* годовые темпы прироста электропотребления рассчитаны без учета объема электропотребления присоединяемых к ОЭС Востока в 2016 году Центрального и Западного энергорайонов Республики Якутии.

 

Годовые коэффициенты эластичности при среднем значении за период 0,31 колеблются от 0,22 до 0,40. Темп роста общероссийского показателя ВВП опережает темп роста электропотребления (в рамках ЕЭС России) в 3,4 раза.

В базовом варианте относительно высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России ожидаются в 2015-2018 годах, что соответствует прогнозируемым для этих лет повышенным относительно других годов темпам прироста ВВП и инвестиций в консервативном сценарии развития экономики. Дополнительным фактором увеличения потребления электрической энергии в 2016 году является значительный прирост спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока за счет присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) в 2016 году.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС и территориальным энергосистемам составлен на базе фактических показателей электропотребления за последние годы с учетом анализа имеющихся заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности в электрической энергии для каждого из вариантов. При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки (вид деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования. В качестве ориентиров и приоритетов предстоящего развития приняты материалы стратегий социально-экономического развития до 2020 (2025) года, разработанных Минрегионом России совместно с органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации и утвержденных Правительством Российской Федерации, а также информация региональных органов исполнительной власти о крупных инвестиционных проектах, намечаемых к реализации в прогнозный период, их максимальной мощности, сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения.

Показатели электропотребления по ОЭС, сформированные в рамках двух прогнозных вариантов спроса на электрическую энергию в ЕЭС России, представлены в таблицах 2.4 и 2.5, по территориям субъектов Российской Федерации - в Приложениях 1 и 2.

Таблица 2.4 - Прогноз электропотребления по ЕЭС России на период до 2020 года, млрд кВт.ч. Базовый вариант

 

 

Факт

Прогноз

Ср. год. прирост за 2014-2020 годы, %

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ОЭС Северо-Запада

90,289

90,920

91,659

92,848

92,796

93,599

94,329

94,385

 

годовой темп прироста, %

-2,34

0,70

0,81

1,30

-0,06

0,87

0,78

0,06

0,64

ОЭС Центра

230,433

232,978

235,276

237,430

239,598

242,193

244,321

246,229

 

годовой темп прироста, %

0,44

1,10

0,99

0,92

0,91

1,08

0,88

0,78

0,95

ОЭС Средней Волги

108,792

109,686

110,702

111,934

112,425

113,037

113,656

114,492

 

годовой темп прироста, %

0,27

0,82

0,93

1,11

0,44

0,54

0,55

0,74

0,73

ОЭС Юга

85,585

85,734

87,053

88,837

90,338

91,829

93,423

94,691

 

годовой темп прироста, %

-1,07

0,17

1,54

2,05

1,69

1,65

1,74

1,36

1,46

ОЭС Урала

257,789

258,948

261,150

264,175

265,619

267,730

268,902

271,624

 

годовой темп прироста, %

0,31

0,45

0,85

1,16

0,55

0,79

0,44

1,01

0,75

ОЭС Сибири

205,320

206,398

209,457

212,234

214,999

217,192

218,009

219,182

 

годовой темп прироста, %

-2,31

0,53

1,48

1,33

1,30

1,02

0,38

0,54

0,94

ОЭС Востока

31,608

32,000

32,461

35,706

39,369

41,489

43,326

43,708

 

годовой темп прироста, %

-0,21

1,24

1,44

10,00

10,26

5,38

4,43

0,88

4,74

ЕЭС России

1009,816

1016,664

1027,758

1043,164

1055,144

1067,069

1075,966

1084,311

 

годовой темп прироста, %

-0,58

0,68

1,09

1,50

1,15

1,13

0,83

0,78

1,02

 

Таблица 2.5 - Прогноз электропотребления по ЕЭС России на период до 2020 года, млрд кВт.ч. Умеренно-оптимистичный вариант

 

 

Факт

Прогноз

Ср. год. прирост за 2014-2020 годы, %

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ОЭС Северо-Запада

90,289

91,854

93,463

95,354

95,970

97,406

98,680

99,698

 

годовой темп прироста, %

-2,34

1,73

1,75

2,02

0,65

1,50

1,31

1,03

1,43

ОЭС Центра

230,433

235,381

240,643

244,722

249,160

253,360

257,310

260,518

 

годовой темп прироста, %

0,44

2,15

2,24

1,70

1,81

1,69

1,56

1,25

1,77

ОЭС Средней Волги

108,792

110,143

112,232

114,558

116,090

111,471

118,961

119,987

 

годовой темп прироста, %

0,27

1,24

1,90

2,07

1,34

1,19

1,27

0,86

1,41

ОЭС Юга

85,585

87,392

89,023

92,126

94,791

97,648

99,729

101,342

 

годовой темп прироста, %

-1,07

2,11

1,87

3,49

2,89

3,01

2,13

1,62

2,44

ОЭС Урала

257,789

262,838

268,533

274,614

278,156

282,511

283,807

285,834

 

годовой темп прироста, %

0,31

1,96

2,17

2,26

1,29

1,57

0,46

0,71

1,49

ОЭС Сибири

205,320

207,990

213,357

220,599

225,508

227,578

228,667

230,049

 

годовой темп прироста, %

-2,31

1,30

2,58

3,39

2,23

0,92

0,48

0,60

1,64

ОЭС Востока

31,608

32,537

33,697

38,156

42,442

44,941

47,053

47,778

 

годовой темп прироста, %

-0,21

2,94

3,57

13,23

11,23

5,89

4,70

1,54

6,08

ЕЭС России

1009,816

1028,135

1050,948

1080,129

1102,117

1120,915

1134,207

1145,206

 

годовой темп прироста, %

-0,58

1,81

2,22

2,78

2,04

1,71

1,19

0,97

1,81

В базовом варианте прогноза спроса на электрическую энергию в двух ОЭС прогнозируются повышенные относительно среднего по ЕЭС России темпы прироста спроса на электрическую энергию - ОЭС Востока (4,74%) и ОЭС Юга (1,46%). В ОЭС Центра и ОЭС Сибири среднегодовой темп прироста близок к среднему по ЕЭС. Для остальных ОЭС среднегодовые темпы прироста прогнозируются ниже среднего по ЕЭС России.

В умеренно-оптимистичном варианте распределение ОЭС по темпам прогнозируемого прироста спроса на электрическую энергию аналогично базовому варианту.

В таблице 2.6 приведена территориальная структура потребления электрической энергии по двум прогнозным вариантам на уровне 2013 и 2020 годов.

 

Таблица 2.6 - Изменение территориальной структуры электропотребления для базового и умеренно-оптимистичного вариантов к 2020 году

 

 

Факт 2013 года

Базовый вариант

Умеренно-оптимистичный вариант

2020 год

млрд кВт.ч

%

млрд кВт.ч

%

млрд кВт.ч

%

ОЭС Северо-Запада

90,289

8,9

94,385

8,7

99,698

8,7

ОЭС Центра

230,433

22,8

246,229

22,7

260,518

22,7

ОЭС Средней Волги

108,792

10,8

114,492

10,6

119,987

10,5

ОЭС Юга

85,585

8,5

94,691

8,7

101,342

8,8

ОЭС Урала

257,789

25,6

271,624

25,1

285,834

25,0

ОЭС Сибири

205,320

20,3

219,182

20,2

230,049

20,1

ОЭС Востока

31,608

3,1

43,708

4,0

47,778

4,2

ЕЭС России

1009,816

100

1084,311

100

1145,206

100

 

Суммарная доля трех крупнейших ОЭС (Центра, Урала и Сибири) уменьшается к 2020 году относительно современной структуры потребления электрической энергии как в базовом (до 68,1%), так и в умеренно-оптимистичном (до 67,8%) вариантах, в первую очередь, за счет снижения доли ОЭС Урала.

 

Анализ динамики изменения электропотребления по ОЭС

 

ОЭС Северо-Запада

 

Объем электропотребления по ОЭС Северо-Запада снизился в 2013 году относительно предыдущего года на 2,3% и составил 90,289 млрд кВт.ч.

К 2020 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада прогнозируется на уровне 94,385 млрд кВт.ч по базовому варианту (среднегодовой темп прироста за период - 0,64%) и 99,698 млрд кВт.ч по умеренно-оптимистичному варианту (среднегодовой темп прироста за период - 1,43%) (рисунок 2.3).

 

 

Направлениями, формирующими перспективный спрос на электрическую энергию на территории ОЭС Северо-Запада, являются добыча полезных ископаемых, производство нефтепродуктов, машиностроение, производство строительных материалов, целлюлозно-бумажное и деревообрабатывающее производства, а также развитие транспорта и непроизводственной сферы.

Основные проекты по добыче полезных ископаемых будут реализовываться преимущественно в Республике Коми, Архангельской (включая Ненецкий автономный округ) и Мурманской областях.

Ожидается рост добычи нефти на территории Тимано-Печерской нефтегазовой провинции (Республика Коми, в том числе Ярегское месторождение).

Рост добычи нефти на территории ОЭС Северо-Запада и увеличение поставок нефти по новому нефтепроводу "Балтийская трубопроводная система" предполагает рост объема и глубины нефтепереработки. В частности, планируется строительство комплекса получения высокооктановых компонентов бензина (ЛК-2Б) для выпуска топлива класса Евро-5 на Киришском нефтеперерабатывающем заводе (далее - НПЗ) в г. Кириши (Ленинградская область).

Проекты по развитию целлюлозно-бумажного и деревообрабатывающего производства будут реализовываться в Ленинградской области за счет строительства завода ООО "Выборгская лесопромышленная корпорация" по производству пеллет мощностью до 1 млн тонн в год в Ленинградской области.

Главными приоритетами в развитии машиностроительного комплекса на территории ОЭС Северо-Запада являются судостроение, энергомашиностроение, приборостроение и автомобилестроение. Основные проекты: расширение производства высоковольтного электротехнического оборудования ОАО "Силовые машины" в г. Санкт-Петербург, увеличение объемов производства на заводе Ford (г. Всеволожск), создание автомобильного кластера ООО "Автотор Холдинг" в Калининградской области, включающего заводы по сборке автомобилей и производству комплектующих деталей.

Основными проектами по производству строительных материалов на территории ОЭС Северо-Запада являются: развитие промышленной зоны в Чудовском районе Новгородской области по производству строительных материалов: цемента и минераловатной теплоизоляции на основе базальтовых волокон, строительство завода по производству кирпича и керамических изделий в пос. Никольское Ленинградской области. Вследствие роста спроса на грузоперевозки, освоения природных богатств континентального шельфа Арктической зоны прогнозируется увеличение доли транспорта в структуре электропотребления.

В связи с освоением Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения на Ямале, с конца 2008 года ведется строительство нового газотранспортного коридора "Бованенково - Ухта", который примыкает к газопроводной магистрали "Ямал - Европа" в г. Ухта. Осенью 2012 года уже введены в эксплуатацию первые пусковые комплексы Бованенковского месторождения. Добыча на месторождении будет поэтапно наращиваться по мере подключения новых скважин и ввода дожимных компрессорных станций. В 2017 году объем добычи планируется вывести на проектную мощность - 115 млрд куб. м газа в год, что соответствует примерно шестой части (17%) от текущего уровня добычи газа в России.

Развитие сети трубопроводного транспорта на территории ОЭС Северо-Запада связано со строительством газопровода "СРТО - Торжок" (г. Новый Уренгой - г. Ухта - г. Торжок). Проект даст возможность увеличить мощности по поставкам газа потребителям Северо-Западного региона России, а также экспорту газа по газопроводу "Ямал - Европа".

Важным элементом транспортной системы всей Европейской части России должен стать Мурманский транспортный узел, развитие которого предполагает строительство новых мощностей по обработке грузов различного характера, в том числе нефти и нефтепродуктов.

Город Санкт-Петербург и Ленинградская область остаются субъектами, обеспечивающими основной экономический и инновационный потенциал Северо-Западного региона. На энергосистему г. Санкт-Петербург и Ленинградской области в 2013 году приходилось 47,8% всего электропотребления ОЭС Северо-Запада, к 2020 году этот показатель возрастет до 48,5% в базовом варианте и до 49,3% - в умеренно-оптимистичном варианте прогноза.

Объем спроса на электрическую энергию возрастет до 45,772 млрд кВт.ч (базовый вариант) в 2020 году при 43,183 млрд кВт.ч в 2013 году, что соответствует среднегодовым темпам прироста за период 2014-2020 годы 0,8%. В умеренно-оптимистичном варианте электропотребление в энергосистеме г. Санкт-Петербурга и Ленинградской энергосистеме к 2020 году составит 49,129 млрд кВт.ч при среднегодовых темпах прироста 1,9%.

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

Одним из важнейших проектов является развитие морского торгового порта Усть-Луга (в том числе строительство комплекса по перегрузке сжиженных углеводородных газов). Приграничное и приморское положение г. Санкт-Петербург будет способствовать развитию города как важнейшего транспортного узла, что позволит провести модернизацию существующих мощностей Большого порта Санкт-Петербург. Помимо этого, в Усть-Луге планируется реализация крупных проектов по переработке природного газа (Балтийский карбамидный завод).

Рост спроса на электрическую энергию в сфере услуг определяется строительством торгово-досуговых и бизнес-центров (ОДХ Охта, Невская Ратуша, конгрессно-выставочный комплекс ЗАО "ЭкспоФорум" и др.), технопарков в области информационных технологий, туристско-рекреационных, спортивных (комплекс зимних видов спорта в Токсово, объекты к Чемпионату мира по футболу 2018 года, включая стадион "Газпром Арена") и гостиничных комплексов, крупномасштабным жилищным строительством (строительство жилых кварталов "Балтийская жемчужина", "Шушары", "Славянка" и др.). Развитие внутригородского транспорта предполагает дальнейшее развитие Санкт-Петербургского метрополитена.

Согласно прогнозу, г. Санкт-Петербург и Ленинградская область обеспечат 63,2% прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада в период до 2020 года.

Интенсивно развивающимся регионом является также Калининградская область, где реализуется ряд крупных инвестиционных проектов в обрабатывающих производствах. В соответствии с прогнозом, к 2020 году электропотребление в Калининградской области вырастет на 20,1% - до 5,30 млрд кВт.ч при среднегодовых темпах прироста - 2,65%, опережая по этому показателю все остальные субъекты ОЭС Северо-Запада.

Одним из главных инвестиционных проектов в регионе является создание ряда промышленных зон и индустриальных парков (промышленная зона Гурьевская (управляющая фирма - ООО "Промышленный округ "Ноухаузен"), ИТ-парк в г. Калининград и др.), где планируется создание новых обрабатывающих производств, развитие малого и среднего бизнеса. В области активно развивается автомобильный кластер ООО "Автотор Холдинг": к 2020 году производство автомобилей иностранных марок должно составить 350 тыс. штук. Помимо заводов по крупноузловой сборке автомобилей, предполагается ввести в эксплуатацию предприятия по производству комплектующих деталей, которые будут встроены в единую технологическую цепочку со сборочными производствами.

ОЭС Центра

 

Объем электропотребления по ОЭС Центра увеличился в 2013 году относительно предыдущего года на 0,4% и составил 230,433 млрд кВт.ч.

Прогнозируемый объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра к 2020 году оценивается в размере 246,229 млрд кВт.ч по базовому варианту (среднегодовой темп прироста за период - 0,95%) и 260,518 млрд кВт.ч по умеренно-оптимистичному варианту (среднегодовой темп прироста за период - 1,77%) (рисунок 2.4).

 

 

В ряде территориальных энергосистем среднегодовые приросты спроса на электрическую энергию по умеренно-оптимистичному прогнозу за 2014-2020 годы выше, чем по ОЭС Центра в целом: в энергосистемах Калужской (5,7%), Брянской (3,0%), Воронежской (2,4%), Тульской (2,0%) областей, в которых планируется реализация относительно крупных инвестиционных проектов. Среди основных проектов, которые оказывают существенное влияние на рост электропотребления ОЭС Центра - модернизация, расширение и ввод новых металлургических производств, формирующих основной спрос на электрическую энергию в промышленных отраслях региона. В рассматриваемый период планируются: строительство нового сталепрокатного завода по выпуску строительной арматуры из металлолома с производственной мощностью до 1,2 млн стали в год в Ковровском районе Владимирской области - ЗАО "Ковровский сталепрокатный завод", ввод в индустриальном парке "Ворсино" второй очереди электрометаллургического завода "НЛМК-Калуга" в Калужской области, реализация проекта по выпуску стальных труб среднего диаметра для газовой и нефтяной промышленности (ОАО "Газтрубинвест") в Костромской области, развитие действующих производств в Белгородской области - расширение ОАО "Лебединский ГОК", строительство новых мощностей по добыче железной руды и производству концентрата на ОАО "Стойленский ГОК"; техническое перевооружение крупнейшего в России металлургического завода по производству вагонного литья - ООО "Промышленная компания "Бежицкий сталелитейный завод" в Брянской области.

Рост спроса на электрическую энергию со стороны предприятий машиностроительного комплекса определяется реконструкцией и техническим перевооружением существующих машиностроительных предприятий (Тверской и Брянский вагоностроительные заводы, входящие в состав компании "Трансмашхолдинг" - крупнейшей российской компании транспортного машиностроения), возможностью создания новых производств по сборке автомобилей (Ступинский район Московской области) и производству автокомпонентов (завод по производству дизелей - совместное предприятие DIESEL TECHNOLOGY в г. Коломна Московской области), развитием автомобильного кластера (Калужская область).

Основными проектами по производству строительных материалов на территории ОЭС Центра будут являться в Калужской области - ООО "Калужский цементный завод", в Рязанской области - ОАО "Серебрянский цементный завод", в Орловской области - цементный завод ОАО "ОрелСтройТех", в Тверской области - ОАО "Верхневолжский кирпичный завод". В регионах ОЭС Центра сосредоточено около 24% всего цементного производства России и около 28% производства керамического кирпича, в перспективе эти показатели будут только увеличиваться.

Крупнейшей энергосистемой ОЭС Центра остается энергосистема г. Москвы и Московской области, на ее долю приходится около половины (44%) электропотребления ОЭС. Московский регион рассматривается как зона опережающего развития, как центр развития нанотехнологий и биотехнологий (особая экономическая зона (далее - ОЭЗ) "Зеленоград", центр "Сколково"), научно-производственный центр отраслей оборонного комплекса, машиностроения, в том числе точного машиностроения, а также как финансовый центр (в том числе международный), центр здравоохранения, культуры, образования и туризма.

К числу приоритетных инвестиционных проектов в сфере услуг и жилищного строительства можно отнести строительство Московского международного делового центра "Москва-Сити", жилую и офисно-деловую застройку на территории бывших промышленных зон в рамках проекта "Большое Сити", реконструкцию стадионов в связи с подготовкой к проведению Чемпионата мира по футболу в 2018 году.

Одним из важнейших проектов в сфере развития транспорта Московского региона является организация скоростного беспересадочного сообщения между аэропортами Московского авиаузла и железнодорожными вокзалами г. Москвы, а также с центром города.

После разработки и утверждения градостроительных планов по развитию присоединенных в 2012 году новых территорий г. Москвы будет определен дополнительный объем спроса на электрическую энергию, что приведет к дальнейшему росту доли энергосистемы г. Москвы и Московской области в суммарном потреблении ОЭС Центра.

ОЭС Средней Волги

 

Объем спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги увеличился в 2013 году относительно предыдущего года на 0,3% и составил 108,792 млрд кВт.ч.

В соответствии с базовым вариантом прогноза, развитие экономики на территории ОЭС Средней Волги приведет к росту спроса на электрическую энергию до 114,492 млрд кВт.ч к 2020 году или на 5,2% от показателя 2013 года. Среднегодовые темпы прироста при этом составят 0,73% за период 2014-2020 годов.

Согласно умеренно-оптимистичному варианту прогноза потребления электрической энергии в ОЭС Средней Волги увеличится на 10,3% и составит около 119,987 млрд кВт.ч в 2020 году при среднегодовых темпах прироста 1,41% (рисунок 2.5).

 

 

Основные направления социально-экономического развития регионов, входящих в ОЭС Средней Волги, включают развитие машиностроения, черной и цветной металлургии, химической промышленности, транспортного комплекса, развитие индустрии новых технологий, а также сферы услуг.

Наиболее крупные проекты, которые могут оказать существенное влияние на рост электропотребления ОЭС Средней Волги - это, прежде всего, предприятия металлургического комплекса: строительство малого металлургического завода мощностью 1 млн тонн сортового проката с дальнейшим созданием сервисного металлоцентра в Саратовской области (ЗАО "Северсталь - Сортовой завод Балаково"). ЗАО "ОМК" проводит реконструкцию действующих и строительство новых производств на Выксунской площадке в Нижегородской области.

Развитие машиностроительного комплекса Поволжья будет определяться строительством технопарка в сфере высоких технологий "Жигулевская долина" в г. Тольятти Самарской области, где основными направлениями будут автомобилестроение и аэрокосмическая отрасль. В Республике Татарстан планируется развитие особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Алабуга", где основными резидентами являются предприятия автомобилестроения, а также увеличение производственных мощностей на Казанском вертолетном заводе и Камском автомобильном заводе (ОАО "Камаз"). Кроме этого, планируется дальнейшее развитие инновационного города "Иннополис", где размещаются высокотехнологичные предприятия. В Саратовской области планируется освоение выпуска подвижного железнодорожного состава и расширение производства узлов и комплектующих для подвижного состава ОАО "РЖД" на ЗАО "Вагоностроительный завод", а также ввод в строй Энгельсского локомотивного завода.

Основные проекты по развитию химического производства будут реализовываться преимущественно в Республике Татарстан, Нижегородской и Саратовской областях: строительство производства поливинилхлорида ООО "РусВинил" в г. Кстово Нижегородской области, строительство нового производства фенола и ацетона, строительство интегрированного комплекса по производству аммиака, метанола, карбамида и аммиачной селитры на базе действующего производства в г. Менделеевск (ОАО "Аммоний"), расширение производства нитрила акриловой кислоты и цианида на ОАО "Саратоворгсинтез". Существенный рост потребления электрической энергии ожидается на предприятиях ОАО "ЛУКОЙЛ" в Нижегородской области.

В территориальной структуре электропотребления ОЭС Средней Волги к 2020 году суммарный удельный вес наиболее крупных энергосистем - Республики Татарстан, Нижегородской и Самарской областей - в общем электропотреблении в ОЭС Средней Волги останется на уровне 67-68%. Наибольший удельный вес в суммарном потреблении электрической энергии в ОЭС Средней Волги имеет энергосистема Республики Татарстан - 24,7%, и в течение прогнозного периода данный показатель не претерпит существенных изменений.

В энергосистеме Нижегородской области объем спроса на электрическую энергию по базовому варианту прогноза вырастет на 7,2% за 2014-2020 годы - до 23,61 млрд кВт.ч, что соответствует среднегодовым темпам прироста 1,0%. По умеренно-оптимистичному варианту электропотребление в 2020 году составит 25,17 млрд кВт.ч или 114,2% от показателя 2013 года при среднегодовых темпах прироста 1,9%.

В перспективе увеличение потребности в электрической энергии Нижегородской области будет определяться развитием предприятий металлургического комплекса, химического и машиностроительного производства:

- реконструкция действующих и строительство новых производств ОАО "Выксунского металлургического завода";

- реконструкция этиленовой установки на Кстовском нефтехимическом заводе в г. Кстово, увеличение производства до 450 тыс. тонн этилена в год;

- расширение производства на Горьковском автомобильном заводе: организация производства коммерческих автомобилей.

В части развития транспортной инфраструктуры планируется:

- обустройство магистрального газопровода Починки - Грязовец по территории Нижегородской области;

- строительство линии метрополитена с мостовым переходом через реку Оку.

В соответствии с базовым вариантом прогноза, в энергосистеме Республики Татарстан уровень спроса на электрическую энергию за 2014-2020 годы возрастет на 5,9% - до 28,34 млрд кВт.ч, а среднегодовые темпы прироста составят 0,8%. По умеренно-оптимистичному варианту электропотребление к 2020 году увеличится до 29,3 млрд кВт.ч (109,5% к показателю 2013 года) при среднегодовых темпах прироста 1,3%.

На территории энергосистемы Республики Татарстан рост потребности в электрической энергии определяется развитием ряда крупных проектов в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, машиностроении, а также сфере высоких технологий, описанных выше.

ОЭС Юга

 

Объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга снизился в 2013 году относительно предыдущего года на 1,1% и составил 85,585 млрд кВт.ч.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Юга продолжает сложившуюся в последние годы (за исключением 2013 года) тенденцию опережающего роста потребности в электрической энергии относительно других ОЭС. В базовом варианте прогноза среднегодовой прирост оценивается в 1,46%, в умеренно-оптимистичном варианте - 2,44%, что существенно выше ожидаемого среднего прироста по ЕЭС России в целом (рисунок 2.6).

Прогнозируемая величина спроса на электрическую энергию по ОЭС Юга на уровне 2020 года оценивается в размере 94,691 млрд кВт.ч в базовом варианте и 101,342 млрд кВт.ч в умеренно-оптимистичном варианте. Это выше объема электропотребления 2013 года соответственно на 10,6% и 18,4%. Доля ОЭС Юга в общем объеме электропотребления ЕЭС России увеличится при этом с 8,5% до 8,7% в базовом варианте и с 8,5% до 8,9% в умеренно-оптимистичном варианте.

 

 

В территориальном распределении электропотребления по ОЭС Юга сохранится преобладание трех энергосистем: Краснодарского края и Республики Адыгея, Ростовской и Волгоградской областей. В базовом варианте суммарная доля этих энергосистем к концу прогнозного периода уменьшится с 67,9% в 2013 году до 67,4%, в умеренно-оптимистичном - сохранится на уровне 2013 года.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Юга является энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея. Ее доля в 2013 году составила более 27%, к 2020 году она составит 29,5% в базовом варианте и более 31% в умеренно-оптимистичном варианте.

Прогнозируемая динамика приростов потребности в электрической энергии обусловлена особенностями формирования спроса на электрическую энергию на территории энергосистемы в предстоящие годы. Относительно более высокие темпы (3,9% для базового и 8,5% для умеренно-оптимистичного) ожидаются в 2014 году, что непосредственно связано с реализацией Программы строительства олимпийских объектов и развития города Сочи как горноклиматического курорта, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2007 N 991. Снижение темпов прироста спроса на электрическую энергию в 2015 году (до 1,6% в базовом варианте и 0,6% в умеренно-оптимистичном) сменяется существенным ростом в последующие годы. Максимальные приросты в базовом варианте ожидаются в 2018-2019 годах, в умеренно-оптимистичном - в 2016-2018 годах.

Абсолютный прирост спроса на электрическую энергию по энергосистеме Краснодарского края и Республики Адыгея к концу прогнозного периода оценивается в размере 4,7 млрд кВт.ч в базовом варианте и 8,3 млрд кВт.ч в умеренно-оптимистичном. Значительная часть прироста спроса на электрическую энергию по энергосистеме Краснодарского края и Республики Адыгея будет определяться опережающим развитием сформировавшихся на ее территории комплексов: агропромышленного (включая реконструкцию существующих и строительство новых предприятий с высоким уровнем электрификации), курортно-туристического, транспортного и строительного (включающего строительство и производство строительных материалов).

Значительная часть ожидаемого прироста потребности в электрической энергии, как в базовом, так и в умеренно-оптимистичном вариантах будет связана с предполагаемой в течение 2015-2019 годов реализацией ряда крупных инвестиционных проектов по реконструкции существующих и строительству новых морских портов на территории Таманского полуострова, а также проектов по строительству и реконструкции отдельных участков железнодорожной сети.

Строительство новых, расширение и реконструкция действующих гостиничных и курортно-оздоровительных комплексов будет способствовать дальнейшему росту спроса на электрическую энергию в сфере услуг. Увеличение спроса на электрическую энергию в промышленном производстве будет обусловлено ожидаемой реализацией проектов по модернизации с одновременным увеличением объема и глубины нефтепереработки Афипского, Ильского и Туапсинского НПЗ, по развитию Апшеронского деревообрабатывающего комплекса.

Во второй по величине энергосистеме в ОЭС Юга - энергосистеме Волгоградской области, на долю которой приходится более 20% общего электропотребления, прогнозируется абсолютное снижение уровня электропотребления к 2020 году на 5,5% в базовом варианте и на 3,9% в умеренно-оптимистичном, что обусловлено резким снижением электропотребления в 2014 году (на 10%) в результате сокращения металлургического производства и полной остановки Волгоградского алюминиевого завода. Положительные приросты в последующие годы в значительной мере будут определяться увеличением электропотребления в связи со строительством компанией ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий" горно-обогатительного комбината (далее - ГОК) по добыче и переработке калийных солей на базе Гремяченского месторождения в Котельниковском районе. Дополнительным фактором увеличения потребности в электрической энергии в энергосистеме Волгоградской области является проведение Чемпионата мира по футболу в 2018 году в г. Волгоград.

Темпы прироста электропотребления по энергосистеме Ростовской области в базовом варианте прогнозируются выше, чем в целом по ОЭС Юга, в умеренно-оптимистичном - на уровне ОЭС Юга (2,4%). Более высокий прирост спроса на электрическую энергию ожидается в базовом варианте в 2016 и 2019 годах, в умеренно-оптимистичном варианте - в 2014 году (более 3%) и 2018 году (более 4%). Увеличение потребности в электрической энергии связано с реконструкцией и расширением сталеплавильного производства в ОАО "Таганрогский металлургический завод", вводом ОАО "Донуголь" шахты Обуховская-1, предполагаемой реализацией крупного инвестиционного проекта по строительству листопрокатного производства ООО "Красносулинский металлургический комбинат" после 2016 года. Дополнительный прирост потребности в электрической энергии произойдет за счет строительства спортивных объектов и объектов гостиничной инфраструктуры для проведения Чемпионата мира по футболу в 2018 году.

В энергосистеме Республики Калмыкия при среднегодовых приростах в обоих вариантах 4,4-4,6% на 2015-2016 годы темпы прироста в базовом варианте определены в пределах 10%, в умеренно-оптимистичном варианте повышенные темпы ожидаются в 2014 году (9%) и 2015 году (18,9%). В эти годы на территории Калмыкии вводятся две новые нефтеперекачивающие станции (НПС-2 и НПС-3), предусмотренные инвестиционным проектом по расширению Каспийского нефтепроводного консорциума России.

Прогнозируемые более высокие относительно ОЭС Юга в целом темпы прироста спроса на электрическую энергию в пяти энергосистемах национальных республик соответствуют опережающему экономическому росту в регионах Северо-Кавказского федерального округа (далее - СКФО) в течение всего среднесрочного периода, предусмотренному в "Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2014 год и плановый период 2015-2016 годы".

В энергосистеме Республики Карачаево-Черкесия прогнозируемые для обоих вариантов повышенные темпы прироста потребности в электрической энергии в 2015-2016 годах связаны с ожидаемым вводом Зеленчукской ГЭС-ГАЭС.

Среднегодовые темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистеме Ставропольского края в обоих вариантах прогнозируются на уровне средних по ОЭС Юга. В умеренно-оптимистичном варианте в 2014-2017 годы ожидаются более высокие темпы прироста в связи с тем, что в эти годы предполагается реализация крупного инвестиционного проекта "Создание регионального индустриального парка в городе Невинномысск Ставропольского края", утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 07.09.2011 N 1560-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 52, ст. 7547).

ОЭС Урала

 

Объем электропотребления по ОЭС Урала увеличился в 2013 году на 0,3% и составил 257,789 млрд кВт.ч.

Спрос на электрическую энергию в ОЭС Урала прогнозируется в 2020 году на уровне 271,624 млрд кВт.ч и 285,834 млрд кВт.ч соответственно в базовом и умеренно-оптимистичном вариантах со среднегодовыми темпами прироста в период 2014-2020 годов - 0,75% и 1,49% (рисунок 2.7), что несколько ниже средних показателей по ЕЭС России.

 

Прогнозируемые сравнительно невысокие темпы прироста спроса определяются особенностями развития профилирующих производств - нефтедобычи и металлургии.

Объемы добычи нефти ограничиваются исчерпанием запасов эксплуатируемых месторождений и внедрением технологий, увеличивающих нефтеотдачу пласта, необходимостью значительных затрат на освоение новых месторождений, часть которых относится к категории трудноизвлекаемых. При этом Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция остается основным нефтедобывающим регионом страны.

Динамика спроса на электрическую энергию со стороны предприятий цветной металлургии определяется, прежде всего, изменением конъюнктуры на рынке алюминия и снижением производства Богословского и Уральского алюминиевых заводов в 2013 году, а также обострением ситуации на мировых рынках никеля, в меньшей степени меди и цинка, что вынуждает производителей закрывать неэффективные производства (например, остановлен комбинат "Южуралникель"), проводить глубокую модернизацию мощностей (например, ОАО "Уфалейникель"). Новыми крупными потребителями электрической энергии являются Михеевский ГОК (открыт в конце 2013 года) и Томинский ГОК (запуск 1-ой очереди планируется в 2015 году, 2-ой - в 2017 году) в Челябинской области, которые в перспективе будут интегрированы в единую цепочку с полным циклом производства - от добычи медных руд до выпуска готовой продукции (медных катодов и катанки). Развитие Гайского ГОК (Оренбургская область) связано с модернизацией производства и увеличением мощностей по выпуску медного концентрата. Рост спроса на электрическую энергию в черной металлургии Свердловской области связан с выпуском высокотехнологичной продукции для авиакосмического комплекса на Каменск-Уральском металлургическом заводе, увеличением добычи железных руд на Качканарском железорудном месторождении - ЕВРАЗ Качканарский ГОК.

Развитие химических производств, на долю которых в среднем по ОЭС Урала приходится только около 6% от суммарного промышленного электропотребления, особое значение имеет для энергосистем Кировской области (соответствующий показатель - 55%), Пермского края (25%) и Республики Башкортостан (21%). В числе крупных потребителей, определяющих рост спроса на электрическую энергию в период до 2020 года, производства по выпуску калийных удобрений в энергосистеме Пермского края: ООО "Верхнекамская калийная компания", ОАО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат".

Приоритетными направлениями развития промышленного комплекса, реализующими инновационный путь развития экономики, являются создание особых экономических зон, индустриальных парков, инновационных центров, в их числе - технопарк ЗАО "Зеленая долина", ООО УК "ИТП "Техноград" (инновационно-технологический парк) - Свердловская область.

В территориальной структуре электропотребления ОЭС Урала доля трех энергосистем - Тюменской, Свердловской и Челябинской областей сохраняется на высоком уровне - 66%.

Отличительной особенностью развития промышленного производства энергосистемы Тюменской области является дальнейшая диверсификация и уход от ярко выраженного моноструктурного характера экономики. Это обеспечивается, прежде всего, созданием новых мощностей в обрабатывающих производствах (в 2013 году осуществлен ввод в эксплуатацию электрометаллургического мини-завода "УГМК-Сталь" - промышленная зона г. Тюмень, предприятие по переработке углеводородного сырья "Тобольск-Полимер"; в январе 2014 года в г. Тюмень состоялось открытие первого в России завода по производству нефтепогружного кабеля - нефтесервисная продукция для нефте- и газодобывающих предприятий Западной Сибири) и расширением существующих предприятий - развитие нефтепереработки, нефтегазохимических производств. Условием для диверсификации направлений развития нефтегазового комплекса Тюменского региона является реализация проектов развития трубопроводного транспорта, в их числе трасса Пурпе - Самотлор, введенная в эксплуатацию в октябре 2011 года и строящаяся трасса Заполярье - Пурпе для перекачки нефти с новых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края. Динамика электропотребления энергосистемы Тюменской области (более 35% в суммарном электропотреблении ОЭС Урала) в значительной мере определяет динамику показателей электропотребления по ОЭС в целом.

Энергосистема Свердловской области характеризуется снижением электропотребления в 2013 году, что определяется закрытием алюминиевых заводов. Перспективы развития черной металлургии в Свердловской области связаны с модернизацией предприятий, нацеленной на повышение качества продукции и снижение энергоемкости и экологической нагрузки на окружающую среду.

В энергосистеме Челябинской области динамика спроса на электрическую энергию в период 2014-2020 годов определяется развитием профилирующего металлургического производства. Развитие металлургии в перспективе связано с реализацией как сырьевых проектов, так и модернизацией производств на крупных металлургических предприятиях.

ОЭС Сибири

 

Объем электропотребления в ОЭС Сибири снизился относительно 2012 года на 2,3% и составил в 2013 году 205,320 млрд кВт.ч.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири предполагает его увеличение к 2020 году относительно 2013 года на 6,8% в базовом варианте и на 12,0% в умеренно-оптимистичном. Разница между вариантами к концу прогнозного периода оценивается в пределах 11 млрд кВт.ч (рисунок 2.8).

 

 

Прогнозируемые темпы прироста спроса на электрическую энергию в целом по ОЭС Сибири в базовом варианте близки к средним по ЕЭС России, в умеренно-оптимистичном варианте ниже средних.

Динамика увеличения спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири характеризуется относительно более высокими приростами в 2015-2017 годах в обоих вариантах, что в значительной степени связано с ожидаемым вводом в этот период Богучанского алюминиевого завода в Красноярском крае и возобновлением строительства в 2014 году Тайшетского алюминиевого завода в Иркутской области. При среднегодовом темпе прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири в умеренно-оптимистичном варианте 1,64% в нескольких энергосистемах прогнозируются более высокие среднегодовые темпы прироста: в энергосистемах Красноярского края (3,4%), Омской области (2,3%), Забайкальского края (1,9%), Республики Тыва (более 8,5%).

В энергосистеме Красноярского края прогнозируется самый высокий абсолютный прирост потребности в электрической энергии, в умеренно-оптимистичном варианте он составит к 2020 году 11,02 млрд кВт.ч, что на 26,1% выше уровня электропотребления 2013 года. Кроме ввода Богучанского алюминиевого завода на территории энергосистемы ожидается появление крупных потребителей электрической энергии в связи с осуществлением ряда инвестиционных проектов по расширению производства на действующих предприятиях (Ачинский НПЗ, "Красноярский цемент", Периклазовый завод) и строительству новых ("Сибирский магнезит", новый прокатный комплекс на ООО "КраМЗ", предприятия золотодобычи ООО "Ильинское" и ЗАО "ЗДК Полюс"). После 2015 года предполагается реализация разрабатываемой второй очереди программы освоения Нижнего Приангарья ("Развитие Ангаро-Енисейского региона"), являющейся продолжением программы "Комплексное развитие Нижнего Приангарья", включающая развитие золотодобычи на базе месторождений Благодатное, Нойбинское, Боголюбовское, Ведугинское.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Сибири на протяжении всего прогнозируемого периода остается энергосистема Иркутской области с высокоразвитым промышленным производством, ее доля к концу прогнозного периода сохранится на уровне 26%.

Прогнозируемый в умеренно-оптимистичном варианте относительно высокий прирост спроса на электрическую энергию по энергосистеме Иркутской области (около 5,62 млрд кВт.ч к концу прогнозного периода) будет связан с увеличением потребности в электрической энергии за счет ввода новых потребителей - ООО "Братский карборундовый завод" в районе Усть-Илимска; ЗАО "СЭМЗ" - Сибирский электрометаллургический завод, за счет расширения производства на Ангарском заводе полимеров, ООО "Усолье-Сибирский Силикон", реализации крупных проектов, связанных с освоением новых золотоносных месторождений, в том числе уникального золоторудного месторождения Сухой Лог, а также строительства электрокотельной в пос. Пивовариха.

Среди энергосистем ОЭС Сибири наибольший относительный прирост спроса на электрическую энергию в умеренно-оптимистичном варианте прогнозируется в Республике Тыва (среднегодовой темп за период 8,5%). Повышенные приросты, ожидаемые после 2015 года, связаны с планируемой разработкой Элегестского месторождения каменного угля и строительством железнодорожной линии Элегест-Кызыл-Курагино.

Повышенные темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются в энергосистеме Омской области, к 2020 году в умеренно-оптимистичном варианте прирост электропотребления составит около 1,9 млрд кВт.ч. Увеличение электропотребления будет связано с планируемым увеличением объемов производства на ОАО "Омский НПЗ", со строительством ООО "Титан-Агро" завода по производству биоэтанола, комбикормового завода, мясокомбината и молочного завода, а также завода по производству полипропилена ООО "Полиом".

Выше средних по ОЭС Сибири ожидаются приросты потребности в электрической энергии в энергосистеме Забайкальского края, особенностью которой является высокая доля электропотребления на транспорте, превышающая уровень электропотребления в промышленном производстве.

Развитие транспортной и энергетической инфраструктуры как необходимое условие для комплексного освоения уникальных минерально-сырьевых ресурсов рассматривается в качестве приоритета планируемого социально-экономического развития Забайкальского края.

Увеличение потребности в электрической энергии на территории энергосистемы до 2020 года, в первую очередь, будет связано с осуществлением крупных инвестиционных проектов по освоению полиметаллических руд и строительству Быстринского ГОК, Бугдаинского ГОК и первой очереди Удоканского ГОК ("Байкальская горная компания"), рудника и обогатительной фабрики в рамках освоения Нойон-Тологойского месторождения, горнометаллургического комбината Тасеевский на базе Тасеевского месторождения рудного золота.

ОЭС Востока

 

Объем электропотребления по ОЭС Востока снизился в 2013 году на 0,2% и составил 31,608 млрд кВт.ч.

Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2014-2020 годов учитывает изменения в территориальной структуре энергозоны Востока - присоединение к ОЭС Востока в 2016 году изолированных энергорайонов Республики Саха (Якутия) - Западного и Центрального, электропотребление которых в 2013 году составило 4,67 млрд кВт.ч или 72,5% от суммарного электропотребления по Республики Саха (Якутия). Присоединение изолированных энергорайонов определяет высокую динамику показателей электропотребления в период 2016-2017 годов. Согласно прогнозу, объем спроса на электрическую энергию по ОЭС Востока оценивается на уровне 43,708 и 47,778 млрд кВт.ч в 2020 году соответственно в базовом и умеренно-оптимистичном вариантах со среднегодовыми темпами прироста в период 2014-2020 годов 4,74% и 6,08% (рисунок 2.9).

Прирост потребности в электрической энергии в значительной мере определяется предстоящим развитием электроемких промышленных производств, представленных в существующих территориальных границах ОЭС Востока, в их числе:

- металлургические производства, представленные крупными инвестиционными проектами - формирование горно-металлургического кластера в Приамурье на базе рудных месторождений, в том числе Кимкано-Сутарского ГОК (ввод в эксплуатацию в 2014 году), создание Южно-Якутского горно-металлургического объединения на базе месторождений Таежное и Десовское (ГМК "Тимир "Таежный ГОК" - реализация проекта к 2020 году);

- добыча угля на территории Южно-Якутского энергорайона - развитие Эльгинского угольного месторождения, строительство Инаглинского угольного комплекса, строительство шахты Чульмаканская;

- разработка золоторудных месторождений Амурской области - Маломырский рудник, Покровский рудник, Албынский рудник;

- производства по переработке нефти и газа, связанные с развитием систем магистральных нефте- и газопроводов, крупнейший из проектов - строительство нефтехимического комплекса ОАО "НК "Роснефть" в Находке (ЗАО "ВНХК" - ввод 1-ой очереди запланирован на 2018 год). Развитие производства планируется на Хабаровском и Комсомольском НПЗ, на территории Амурской области (поселок Березовка Ивановского района) планируется реализация проекта строительства комплекса по переработке нефти и транспортировки нефтепродуктов "Амурский нефтеперерабатывающий завод" с мощностью переработки до 6 млн тонн сырья в год (с учетом поставок нефтепродуктов на внутренний рынок и экспорта в Китай);

- развитие судостроительных предприятий на базе Дальневосточного центра судостроения и судоремонта, основными направлениями которого являются модернизация судоремонтных производств и создание новых мощностей для реализации проектов по созданию современной морской техники, строительство верфи оффшорного судостроения ОАО "Восток-Раффлс" (в бухте Пяти Охотников) - Приморский край;

- реализация проекта "Космодром Восточный" в Амурской области (2014-2018 годы).

 

 

Развитие получат морские порты Хабаровского (Советская Гавань, Ванино) и Приморского краев (Владивосток, Посьет).

В связи с присоединением изолированных энергорайонов изменяется территориальная структура электропотребления ОЭС Востока - существенно возрастает доля энергосистемы Республики Саха (Якутия) до 19% (5,4% - доля Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) в ОЭС Востока в настоящее время).

Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) (далее - ЗЭР) включает в себя Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу вилюйских сельскохозяйственных районов. Основные профилирующие производства - добыча и обработка алмазов, являющаяся традиционной специализацией региона, и нефте- и газодобыча. Эти энергоемкие производства определяют специфику структуры электропотребления как ЗЭР (доля добывающих производств не менее 57% в структуре промышленного электропотребления), так и всей Республики Саха (Якутии), а именно: высокую долю промышленного производства в суммарной структуре электропотребления (48% в целом по Республике Саха (Якутия), из которых 39% приходится на добычу полезных ископаемых) на фоне сравнительно низкой доли, характерной для ОЭС Востока в настоящее время (28,7% и 21%, соответственно). Рост спроса на электрическую энергию на территории ЗЭР в рассматриваемой перспективе будет определяться развитием профилирующих производств - нефтедобычи (освоение Центрального блока Среднебутобинского месторождения, обустройство и ввод в эксплуатацию Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения) и ее транспортированием по трассе трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий Океан", добычей и обработкой алмазов (совершенствование технологии добычи, отработки подземных алмазоносных трубок "Айхал", "Интернациональная", "Ботуобинская", "Нюрбинская", развитие ГОК "Удачнинский", связанное с переходом от карьерной к шахтной добыче с вовлечением в эксплуатацию глубоких горизонтов месторождения), а также созданием производственной и социальной инфраструктуры.

Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия) (далее - ЦЭР) объединяет столичный промышленный узел и группу центральных улусов. Район характеризуется наибольшей плотностью населения (в г. Якутск проживает 278 тыс. человек или 45% городского населения Республики), развитием обрабатывающих производств (пищевая продукция, строительные материалы, металлообработка, деревообработка), сервисным обслуживанием. Структура электропотребления ЦЭР характеризуется сравнительно низкой долей промышленности, что определяется сосредоточением предприятий обрабатывающей промышленности в г. Якутск при более высокой доле домашних хозяйств и предприятий сферы услуг.

Выводы:

1. Объем потребления электрической энергии в рамках ЕЭС России в 2013 году уменьшился относительно 2012 года на 0,6% и составил 1009,816 млрд кВт.ч. Основными факторами, предопределившими данное снижение, являются:

- сокращение потребления электрической энергии за снижения объема металлургического производства, в первую очередь наиболее электроемкого производства алюминия;

- аномально теплые погодные условия в отопительный сезон прошедшего года.

2. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2014-2020 годов, разработанный в двух вариантах (базовом и умеренно-оптимистичном), соответствует консервативному и умеренно-оптимистичному сценариям долгосрочного социально-экономического развития России соответственно.

3. Общий спрос на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1084,311 млрд кВт.ч в базовом варианте и 1145,206 млрд кВт.ч в умеренно-оптимистичном варианте, что выше объема электропотребления 2013 года на 74,495 и 135,39 млрд кВт.ч соответственно. Превышение уровня 2013 года составит в 2020 году более 7% в базовом варианте при среднегодовом приросте за период 1,02% и более 13% в умеренно-оптимистичном варианте при среднегодовом приросте 1,81%.

4. В базовом варианте прогноза более высокие (выше 1%) темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России ожидаются в 2015-2018 годах, что соответствует прогнозируемым для этих лет повышенным относительно других годов темпам прироста ВВП и инвестиций в консервативном сценарии развития экономики. Дополнительным фактором увеличения потребления электрической энергии в 2016 году является значительный прирост электропотребления в ОЭС Востока за счет присоединения ЗЭР и ЦЭР Республики Саха (Якутия) с 2016 года.

5. В базовом варианте прогноза в двух ОЭС прогнозируются повышенные относительно среднего по ЕЭС России темпы прироста спроса на электрическую энергию - ОЭС Востока (4,7%) и ОЭС Юга (1,46%). В ОЭС Центра и ОЭС Сибири среднегодовой темп прироста ожидается на уровне среднего по ЕЭС. Для остальных ОЭС среднегодовые темпы прироста прогнозируются ниже среднего по ЕЭС России. Похожая ситуация прогнозируется и в умеренно-оптимистичном варианте.

 

3. Прогноз максимального потребления мощности и характеристики режимов потребления Единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2014-2020 годы

 

ЕЭС России

 

В соответствии с прогнозным спросом на электрическую энергию, а также с учетом развития и расширения, существующих и вводом новых объектов были спрогнозированы максимумы потребления мощности ЕЭС России и ОЭС. В таблицах 3.1. и 3.2 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2014-2020 годы соответственно с учетом ОЭС Востока и без нее. Спрос на электрическую энергию в нижеприведенных таблицах представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС). Кроме того, не учтены спрос на электрическую энергию и потребление мощности Николаевского энергоузла, присоединение которого к электрическим сетям Хабаровской энергосистемы в рассматриваемый перспективный период не планируется.

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

 

Базовый вариант

 

млрд кВт.ч

1015,7

1009,8

1016,7

1027,8

1043,2

1055,1

1067,1

1076,0

1084,3

млрд кВт.ч

1013,8

1007,8

1013,7

1025,2

1040,4

1051,6

1062,9

1071,9

1080,1

МВт

157425

147046

157219

158871

161467

163288

165151

166262

166939

час/год

6440

6854

6447

6453

6443

6440

6436

6447

6470

 

Умеренно-оптимистичный вариант

 

млрд кВт.ч

1015,7

1009,8

1028,1

1050,9

1080,1

1102,1

1120,9

1134,2

1145,2

млрд кВт.ч

1013,8

1007,8

1025,1

1048,3

1077,4

1098,7

1116,8

1130,0

1141,0

МВт

157425

147046

158035

161106

165772

168751

171554

173394

174753

час/год

6440

6854

6487

6507

6499

6511

6510

6517

6529

 

- годовое потребление электрической энергии;

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

- число часов использования максимума потребления мощности.

 

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

 

Базовый вариант

 

млрд кВт.ч

984,1

978,2

984,7

995,3

1007,5

1015,8

1025,6

1032,6

1040,6

млрд кВт.ч

982,2

976,2

981,7

992,7

1004,7

1012,3

1021,4

1028,5

1036,4

МВт

152519

142337

152 575

154 152

155 884

157 554

158 986

160 036

160 666

час/год

6440

6858

6434

6440

6445

6425

6424

6427

6451

 

Умеренно-оптимистичный вариант

 

млрд кВт.ч

984,1

978,2

995,6

1017,3

1042,0

1059,7

1076,0

1087,2

1097,4

млрд кВт.ч

982,1

976,2

992,6

1014,6

1039,2

1056,2

1071,8

1083,0

1093,3

МВт

152519

142337

153247

156158

159786

162517

164833

166573

167830

час/год

6439

6858

6477

6497

6504

6499

6502

6502

6514

По данным таблицы 3.1 максимальное потребление мощности ЕЭС России на 2014 год прогнозируется на уровне 157 219 МВт для базового варианта электропотребления и 158 035 МВт для умеренно-оптимистичного варианта электропотребления. К 2020 году максимальное потребление мощности в базовом варианте электропотребления прогнозируется на уровне 166 939 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за период 2014-2020 годы 1,81%. В умеренно-оптимистичном варианте электропотребления максимальное потребление мощности ЕЭС России прогнозируется к 2020 году 174 753 МВт, при среднегодовом темпе прироста нагрузки за период 2014-2020 годы около 2,5%.

На рисунке 3.1 представлена динамика изменения прогнозного максимума потребления мощности ЕЭС России для обоих вариантов прогноза.

 

 

ОЭС Северо-Запада

 

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2014 году составит 9,2% для двух вариантов электропотребления. К 2020 году этот показатель немного снизится и составит около 9,0%. В 2014 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 14 763 МВт в базовом варианте электропотребления и 14 929 МВт в умеренно-оптимистичном варианте. К 2020 году максимум потребления мощности составит - 15 271 МВт и 16 150 МВт для базового и умеренно-оптимистичного вариантов электропотребления соответственно, что соответствует среднегодовым темпам прироста за 2014-2020 годы 1,0% и 1,8%.

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

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Базовый вариант

млрд кВт.ч

92,5

90,3

90,9

91,7

92,8

92,8

93,6

94,3

94,4

МВт

15368

14220

14763

14844

15009

15034

15160

15271

15271

час/год

6016

6349

6159

6175

6186

6172

6174

6177

6181

МВт

14904

14191

14468

14547

14709

14733

14857

14966

14965

час/год

6203

6362

6284

6301

6312

6299

6300

6303

6307

Умеренно-оптимистичный вариант

млрд кВт.ч

92,5

90,3

91,9

93,5

95,4

96,0

97,4

98,7

99,7

МВт

15368

14220

14929

15177

15464

15595

15823

16020

16150

час/год

6016

6350

6153

6158

6166

6154

6156

6160

6173

МВт

14904

14191

14630

14873

15155

15283

15508

15700

15827

час/год

6203

6362

6278

6284

6292

6280

6281

6285

6299

 

- максимум потребления ОЭС на час прохождения максимума потребления ЕЭС России;

- число часов использования максимума потребления ОЭС на час прохождения максимума потребления ЕЭС России.

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2014-2020 годы представлено на рисунке 3.2.

 

ОЭС Центра

 

В 2014 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 24,7% для обоих вариантов электропотребления, и к 2020 году этот показатель не изменится. В 2014 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 39169 МВт в базовом варианте электропотребления и 39640 МВт в умеренно-оптимистичном варианте электропотребления, к 2020 году максимум потребления мощности достигнет - 41126 МВт и 43375 МВт для двух вариантов соответственно. Среднегодовые приросты максимумов потребления мощности за 2014-2020 годы прогнозируются на уровне 1,9% и 2,7% соответственно для базового и умеренно-оптимистичного вариантов электропотребления.

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

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

 

Базовый вариант

 

млрд кВт.ч

229,4

230,4

233

235,3

237,4

239,6

242,2

244,3

246,2

млрд кВт.ч

227,4

228,4

230

232,7

234,9

236,3

238,2

240,4

242,3

МВт

38916

35942

39169

39581

39885

40318

40660

40990

41126

час/год

5843

6355

5872

5879

5889

5861

5858

5865

5892

МВт

38000

34832

38809

39225

39646

40076

40457

40785

40920

час/год

5984

6557

5926

5932

5925

5896

5888

5894

5921

 

Умеренно-оптимистичный вариант

 

млрд кВт.ч

229,4

230,4

235,4

240,6

244,7

249,2

253,4

257,3

260,5

млрд кВт.ч

227,4

228,4

232,4

238,1

242,1

245,9

249,4

253,4

256,6

МВт

38916

35942

39640

40384

41004

41713

42364

42961

43375

час/год

5843

6355

5863

5896

5904

5895

5887

5898

5916

МВт

38000

34832

38939

39646

40389

41087

41729

42317

42724

час/год

5984

6557

5968

6006

5994

5985

5977

5988

6006

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.4 представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в 2016 году.

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2014-2020 годы.

 

ОЭС Средней Волги

 

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2014 году оценивается в 11,2% для двух вариантов электропотребления. К 2020 году ожидается ее снижение до 11%. В 2014 году собственный максимум потребления мощности составит 17 915 МВт и 18 073 МВт для базового и умеренно-оптимистичного вариантов электропотребления. К 2020 году максимум потребления мощности вырастет до 18 547 МВт и 19 491 МВт для двух вариантов электропотребления соответственно при среднегодовых темпах прироста за 2014-2020 годы 1,1% и 1,9%.

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

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Базовый вариант

млрд кВт.ч

108,5

108,8

109,7

110,7

111,9

112,4

113,0

113,7

114,5

МВт

17960

17127

17915

18091

18191

18299

18366

18458

18547

час/год

6041

6353

6123

6119

6153

6144

6155

6158

6173

МВт

17858

16670

17557

17729

17827

17933

17999

18088

18176

час/год

6076

6527

6247

6244

6279

6269

6280

6284

6299

Умеренно-оптимистичный вариант

млрд кВт.ч

108,5

108,8

110,1

112,2

114,6

116,1

117,5

119,0

120,0

МВт

17960

17127

18073

18368

18614

18903

19113

19361

19491

час/год

6041

6353

6094

6110

6154

6141

6146

6144

6156

МВт

17858

16670

17712

18001

18242

18525

18731

18982

19109

час/год

6076

6527

6219

6235

6280

6267

6271

6267

6279

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2014-2020 годов.

 

ОЭС Юга

 

Доля ОЭС Юга в 2014 году для двух вариантов электропотребления составит порядка 9,0% от общего максимального потребления мощности ЕЭС России. К 2020 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,3% в базовом варианте и 9,5% - в умеренно-оптимистичном варианте. В 2014 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 14 555 МВт в базовом варианте электропотребления и 14 870 МВт в умеренно-оптимистичном варианте. К 2020 году максимум потребления мощности составит соответственно 15 954 МВт и 17 059 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за 2014-2020 годы на уровне 1,7% и 2,9%.

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

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Базовый вариант

млрд кВт.ч

86,5

85,6

85,7

87,1

88,8

90,3

91,8

93,4

94,7

млрд кВт.ч

86,5

85,6

85,7

87,0

88,5

90,1

91,6

93,2

94,5

МВт

15042

13963

14555

14766

15030

15282

15505

15758

15954

час/год

5751

6128

5890

5889

5891

5898

5910

5916

5923

МВт

13869

12577

14194

14400

14658

14902

15119

15365

15557

час/год

6238

6803

6040

6038

6040

6049

6061

6067

6074

 

Умеренно-оптимистичный вариант

 

млрд кВт.ч

86,5

85,6

87,4

89

92,1

94,8

97,6

99,7

101,3

млрд кВт.ч

86,5

85,6

87,4

88,9

92,0

94,6

97,5

99,5

101,1

МВт

15042

13963

14870

15088

15589

16010

16418

16777

17059

час/год

5751

6130

5878

5892

5902

5909

5939

5931

5926

МВт

13869

12577

14350

14560

15043

15450

15843

16190

16462

час/год

6237

6806

6091

6106

6116

6123

6154

6146

6141

 

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.6 представлен без учета и с учетом потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГЭС-ГАЭС, ввод мощности которой предусмотрен в 2015 году.

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2014-2020 годы.

ОЭС Урала

 

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2014 году составит 23,5% для базового и умеренно-оптимистичного вариантов электропотребления, а к 2020 году снизится до 23,2% и 23% соответственно. Собственный максимум потребления мощности в 2014 году прогнозируется на уровне 37 472 МВт и 37 934 МВт для базового и умеренно-оптимистичного вариантов электропотребления. К 2020 году этот показатель достигнет уровня 39 009 МВт и 40 932 МВт для двух вариантов электропотребления при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления за 2014-2020 годы - 1,1% и 1,8% соответственно.

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

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

 

Базовый вариант

 

млрд кВт.ч

257,0

257,7

258,9

261,2

264,2

265,6

267,7

268,9

271,6

МВт

37057

36236

37472

37730

38081

38351

38734

38892

39009

час/год

6935

7112

6910

6922

6937

6926

6912

6914

6963

МВт

36753

35584

36910

37164

37510

37776

38153

38309

38424

час/год

6993

7243

7016

7027

7043

7031

7017

7019

7069

 

Умеренно-оптимистичный вариант

 

млрд кВт.ч

257,0

257,8

262,8

268,5

274,6

278,2

282,5

283,8

285,8

МВт

37057

36236

37934

38643

39368

39978

40525

40744

40932

час/год

6935

7114

6929

6949

6976

6958

6971

6966

6983

МВт

36753

35584

36948

37677

38400

39020

39568

39774

39972

час/год

6993

7245

7114

7127

7151

7129

7140

7135

7151

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2014-2020 годы.

 

ОЭС Сибири

 

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2014 году составит около 19,5% для двух вариантов электропотребления, и в 2020 году этот показатель практически не изменится. Собственный максимум потребления мощности к 2014 году прогнозируется на уровне 31 847 МВт в базовом варианте электропотребления и 32 113 МВт в умеренно-оптимистичном, к 2020 году - на уровне 33 849 МВт и 35 284 МВт соответственно при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления за 2014-2020 годы - 1,5% и 2,1%.

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

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Базовый вариант

млрд кВт.ч

210,2

205,3

206,4

209,5

212,2

215,0

217,2

218,0

219,2

МВт

31837

30418

31847

32313

32764

33365

33621

33743

33849

час/год

6602

6750

6481

6482

6478

6444

6460

6461

6475

МВт

31135

28483

30637

31087

31534

32134

32401

32523

32624

час/год

6751

7209

6737

6738

6730

6691

6703

6703

6718

Умеренно-оптимистичный вариант

млрд кВт.ч

210,2

205,3

208,0

213,4

220,6

225,5

227,6

228,7

230,0

МВт

31837

30418

32113

32881

34037

34712

34938

35146

35284

час/год

6602

6750

6477

6489

6481

6497

6514

6506

6520

МВт

31135

28483

30668

31401

32557

33152

33454

33610

33736

час/год

6751

7209

6782

6795

6776

6802

6803

6804

6819

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2014-2020 годы.

 

ОЭС Востока

 

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2014 году составит порядка 3% для двух вариантов электропотребления, а в 2020 году увеличится до 3,7% в базовом варианте электропотребления и 3,9% в умеренно-оптимистичном варианте. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока (без учета потребления мощности изолированно работающего Николаевского энергоузла) в 2014 году прогнозируется на уровне 5529 МВт в базовом варианте и 5700 МВт в умеренно-оптимистичном варианте, к 2020 году - 7462 МВт и 8239 МВт соответственно, при этом среднегодовые темпы прироста максимума потребления за 2014-2020 годы составят 4,8% и 6,3%. Большие темпы прироста электрической нагрузки обусловлены присоединением Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия). Без учета присоединенной мощности этих энергорайонов среднегодовые темпы приростов составили бы 2% и 3,7% соответственно.

В таблице 3.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Базовый вариант

млрд кВт.ч

31,7

31,6

32,0

32,5

35,7

39,4

41,5

43,3

43,7

МВт

5472

5382

5529

5618

6646

6825

7338

7412

7462

час/год

5788

5873

5788

5778

5373

5768

5654

5845

5857

МВт

4906

4709

4644

4719

5583

5734

6165

6226

6273

час/год

6456

6712

6891

6879

6395

6866

6730

6959

6968

 

Умеренно-оптимистичный вариант

 

млрд кВт.ч

31,7

31,6

32,5

33,7

38,2

42,4

44,9

47,1

47,8

МВт

5472

5382

5700

5891

7124

7419

7999

8117

8239

час/год

5788

5873

5708

5720

5356

5721

5618

5797

5799

МВт

4906

4709

4788

4948

5986

6234

6721

6821

6923

час/год

6456

6712

6796

6810

6374

6808

6687

6898

6901

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2014-2020 годы.

 

 

Выводы:

1. Максимальное потребление мощности ЕЭС России к 2020 году ожидается на уровне 166939 МВт для базового варианта электропотребления и 174753 МВт для умеренно-оптимистичного варианта электропотребления. За период 2014-2020 годов среднегодовые приросты нагрузки ЕЭС России составят около 1,8% и 2,5% для базового и умеренно-оптимистичного вариантов электропотребления.

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

3. Наиболее интенсивный среднегодовой рост максимумов потребления мощности в период 2014-2020 годов будет наблюдаться в следующих ОЭС, как в базовом, так и умеренно-оптимистичном вариантах соответственно:

- ОЭС Юга 1,7% и 1,9%;

- ОЭС Центра 2,9% и 2,7%

- ОЭС Востока 4,8% и 6,3%.

4. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по ЕЭС России к 2020 году существенно не изменится в базовом варианте и составит порядка 6470 часов, в умеренно-оптимистичном варианте данный показатель будет несколько выше (порядка 6529 часов).

4. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию на период 2014-2020 годов

 

Величина перспективной потребности в мощности (спроса на мощность) определена с учетом прогнозируемых на рассматриваемый перспективный период максимумов потребления по ОЭС и ЕЭС России, сальдо экспорта-импорта мощности и нормативного резерва мощности.

При оценке потребности в мощности для Европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири и Востока - максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, и собственный. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый максимум потребления по ЕЭС России в базовом варианте на уровне 2014 года составит 157 219 МВт и возрастет к 2020 году до 166 939 МВт, без учета ОЭС Востока - 152 575 МВт и 160 666 МВт соответственно.

В умеренно-оптимистичном варианте совмещенный максимум потребления по ЕЭС России на уровне 2014 года оценивается в 158035 МВт и возрастет к 2020 году до 174753 МВт, без учета ОЭС Востока - 153247 МВт и 167830 МВт соответственно.

Величина экспорта (импорта) мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров и предварительных соглашений по данным ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС".

Экспортные поставки из ЕЭС России планируются в следующем объеме:

- на уровне 2014 года 3853 МВт/16,60 млрд кВт.ч;

- в период 2015-2016 годов - 3853 МВт/17,30 млрд кВт.ч;

- в период 2017-2019 годов - 3858 МВт/17,25 млрд кВт.ч;

- в 2020 году - 3358 МВт/14,25 млрд кВт.ч.

Прогнозируемые объемы экспорта мощности на час годового совмещенного максимума ЕЭС и годовые объемы передаваемой электрической энергии с указанием стран, в которые осуществляются экспортные поставки, представлены в таблице 4.1.

На период до 2020 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндию (1300 МВт/4,4 млрд кВт.ч), страны Балтии (600 МВт/4,0 млрд кВт.ч), Монголию (210 МВт/0,45 млрд кВт.ч), а также на период до 2019 года в Беларусь (500 МВт/3 млрд кВт.ч). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндией (181 МВт/0,58 млрд кВт.ч) и Норвегией (27 МВт/0,14 млрд кВт.ч).

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 150 МВт/0,25 млрд кВт.ч в период 2014-2016 годов, 150 МВт/0,2 млрд кВт.ч в 2017-2020 годы, Южную Осетию 35 МВт/0,13 млрд кВт.ч в период 2014-2015 годов, 40 МВт/0,13 млрд кВт.ч в период 2016-2020 годов.

Экспортные поставки в Казахстан в 2014-2020 годы планируются в объеме 170 МВт/0,35 млрд кВт.ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электрической энергии в Китай: в 2014 году в объеме 680 МВт/3,3 млрд кВт.ч , в последующий период 2015-2020 годов - 680 МВт/4,0 млрд кВт.ч.

Импорт мощности и электрической энергии в период до 2020 года планируется из Финляндии, что связано с реверсивными перетоками через ВПТ в объеме 0,1 млрд кВт.ч на уровне 2014 года, 0,3 млрд кВт.ч в период 2015-2020 годов (при этом получение мощности предусматривается в летний период в объеме 350 МВт), и Казахстана - 300 МВт/1,0 млрд кВт.ч в 2014 году, 300 МВт/0,5 млрд кВт.ч в 2015 году (таблица 4.2).

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

 

Наименование

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

ЕЭС России, всего

16,60

3853,0

17,30

3853,0

17,30

3858,0

17,25

3858,0

17,25

3858,0

17,25

3858,0

14,25

3358,0

ОЭС Северо-Запада

9,12

2108

9,12

2108

9,12

2108

9,12

2108

9,12

2108

9,12

2108

9,12

2108

Финляндия (приграничный)

0,58

181

0,58

181

0,58

181

0,58

181

0,58

181

0,58

181

0,58

181

Норвегия (приграничный)

0,14

27

0,14

27

0,14

27

0,14

27

0,14

27

0,14

27

0,14

27

Финляндия

4,40

1300

4,40

1300

4,40

1300

4,40

1300

4,40

1300

4,40

1300

4,40

1300

Балтия

4,00

600

4,00

600

4,00

600

4,00

600

4,00

600

4,00

600

4,00

600

ОЭС Центра

3,00

500

3,00

500

3,00

500

3,00

500

3,00

500

3,00

500

0,00

0

Беларусь

3,00

500

3,00

500

3,00

500

3,00

500

3,00

500

3,00

500

 

 

ОЭС Средней Волги

0,04

10

0,04

10

0,04

10

0,04

10

0,04

10

0,04

10

0,04

10

Казахстан

0,04

10

0,04

10

0,04

10

0,04

10

0,04

10

0,04

10

0,04

10

ОЭС Юга

0,43

195

0,43

195

0,43

200

0,38

200

0,38

200

0,38

200

0,38

200

Грузия

0,25

150

0,25

150

0,25

150

0,20

150

0,20

150

0,20

150

0,20

150

Азербайджан

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

Южная Осетия

0,13

35

0,13

35

0,13

40

0,13

40

0,13

40

0,13

40

0,13

40

Казахстан

0,05

10

0,05

10

0,05

10

0,05

10

0,05

10

0,05

10

0,05

10

ОЭС Урала

0,10

100

0,10

100

0,10

100

0,10

100

0,10

100

0,10

100

0,10

100

Казахстан

0,10

100

0,10

100

0,10

100

0,10

100

0,10

100

0,10

100

0,10

100

ОЭС Сибири

0,61

260

0,61

260

0,61

260

0,61

260

0,61

260

0,61

260

0,61

260

Монголия

0,45

210

0,45

210

0,45

210

0,45

210

0,45

210

0,45

210

0,45

210

Казахстан

0,16

50

0,16

50

0,16

50

0,16

50

0,16

50

0,16

50

0,16

50

ОЭС Востока

3,30

680

4,00

680

4,00

680

4,00

680

4,00

680

4,00

680

4,00

680

Китай

3,30

680

4,00

680

4,00

680

4,00

680

4,00

680

4,00

680

4,00

680

 

Таблица 4.2. Прогноз импорта электрической энергии и мощности по ЕЭС России и ОЭС (мощность на час годового совмещенного максимума ЕЭС)

 

Наименование

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

млрд кВт.ч

МВт

ЕЭС России, всего

1,1

300,0

0,8

300,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

ОЭС Северо-Запада

0,1

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

Финляндия

0,1

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

0,3

0,0

ОЭС Урала

1,0

300

0,5

300

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Казахстан

1,0

300

0,5

300

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

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

Планируемый на перспективу резерв мощности складывается из трех составляющих: ремонтного резерва, компенсационного резерва (резерва мощности на внеплановые отклонения параметров электроэнергетической системы) и стратегического резерва.

Величины нормируемого расчетного резерва мощности по ЕЭС и ОЭС России определены в соответствии с методическим подходом к определению нормативных значений резерва мощности энергосистем, разработанным в составе Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем, прошедших в 2012 году публичное обсуждение в рамках НП "НТС ЕЭС" с участием представителей субъектов электроэнергетики и ведущих проектных институтов, в том числе ОАО "ТЭП", ОАО "ГазпромПромгаз", Институт энергетических исследований РАН, ЗАО "ГУ Институт энергетической стратегии", НП "ИНВЭЛ", ОАО "ЭНИН", ОАО "НТЦ ФСК". Нормативные значения резерва мощности по различным энергообъединениям в процентах от максимума потребления мощности представлены в таблице 4.3.

 

Таблица 4.3. Нормативные значения резерва мощности, %

 

ЕЭС России

ОЭС Северо-Запада

ОЭС Центра

ОЭС Юга

ОЭС Средней Волги

ОЭС Урала

ОЭС Сибири

ОЭС Востока

20,5

19,0

22,0

19,5

16,5

20,0

22,0

23,0

 

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России в базовом варианте на уровне 2014 года должна составить 32152 МВт, на уровне 2020 года - 34183 МВт; в умеренно-оптимистичном варианте - 32319 МВт и 35777 МВт соответственно. Распределение нормативного резерва по ОЭС неравномерно, при этом использование резервов одной ОЭС для покрытия максимумов потребления мощности других ОЭС ограничено в силу недостаточной пропускной способности основной электрической сети и большой территориальной протяженности ЕЭС России.

Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в период 2014-2020 годов представлено на рисунке 4.1 и в таблицах 4.4-4.5.

 

Таблица 4.4. Спрос на мощность для базового варианта электропотребления, МВт

 

 

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

 

ОЭС Северо-Запада

 

Совмещенный максимум нагрузки

14468

14547

14709

14733

14857

14966

14965

Нормативный резерв

2751

2765

2795

2799

2823

2844

2843

Экспорт

2108

2108

2108

2108

2108

2108

2108

Спрос на мощность - всего

19327

19420

19612

19640

19788

19918

19916

 

ОЭС Центра

 

Совмещенный максимум нагрузки

38809

39225

39646

40076

40457

40785

40920

Нормативный резерв

8540

8632

8722

8817

8901

8973

9002

Экспорт

500

500

500

500

500

500

-

Спрос на мощность - всего

47849

48357

48868

49393

49858

50258

49922

 

ОЭС Средней Волги

 

Совмещенный максимум нагрузки

17557

17729

17827

17933

17999

18088

18176

Нормативный резерв

2897

2926

2941

2959

2970

2985

2999

Экспорт

10

10

10

10

10

10

10

Спрос на мощность - всего

20464

20665

20778

20902

20979

21083

21185

 

ОЭС Юга

 

Совмещенный максимум нагрузки

14194

14400

14658

14902

15119

15365

15557

Нормативный резерв

2769

2808

2858

2906

2948

2996

3034

Экспорт

195

195

200

200

200

200

200

Спрос на мощность - всего

17158

17403

17716

18008

18267

18561

18791

 

ОЭС Урала

 

Совмещенный максимум нагрузки

36910

37164

37510

37776

38153

38309

38424

Нормативный резерв

7384

7435

7502

7555

7631

7662

7685

Экспорт

100

100

100

100

100

100

100

Спрос на мощность - всего

44394

44699

45112

45431

45884

46071

46209

 

ОЭС Сибири

 

Совмещенный максимум нагрузки

30637

31087

31534

32134

32401

32523

32624

Нормативный резерв

6742

6839

6937

7069

7128

7155

7177

Экспорт

260

260

260

260

260

260

260

Спрос на мощность - всего

37639

38186

38731

39463

39789

39938

40061

 

ОЭС Востока

 

Совмещенный максимум нагрузки

4644

4719

5583

5734

6165

6226

6273

Нормативный резерв

1069

1085

1284

1319

1418

1432

1443

Экспорт

680

680

680

680

680

680

680

Спрос на мощность - всего

6393

6484

7547

7733

8263

8338

8396

 

ЕЭС России

 

Максимум нагрузки

157219

158871

161467

163288

165151

166262

166939

Нормативный резерв

32152

32490

33039

33424

33819

34047

34183

Экспорт

3853

3853

3858

3858

3858

3858

3358

Спрос на мощность - всего

193224

195214

198364

200570

202828

204167

204480

 

ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки

 

Максимум нагрузки

31847

32313

32764

33365

33621

33743

33849

Нормативный резерв

7006

7109

7208

7340

7397

7423

7447

Экспорт

260

260

260

260

260

260

260

Спрос на мощность - всего

39113

39682

40232

40965

41278

41426

41556

 

ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки

 

Максимум нагрузки

5529

5618

6646

6825

7338

7412

7462

Нормативный резерв

1272

1292

1529

1570

1688

1705

1716

Экспорт

680

680

680

680

680

680

680

Спрос на мощность - всего

7481

7590

8855

9075

9706

9797

9858

Таблица 4.5. Спрос на мощность для умеренно-оптимистичного варианта электропотребления, МВт

 

 

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ОЭС Северо-Запада

Совмещенный максимум нагрузки

14630

14873

15155

15283

15508

15700

15827

Нормативный резерв

2782

2827

2879

2904

2947

2983

3007

Экспорт

2108

2108

2108

2108

2108

2108

2108

Спрос на мощность - всего

19520

19808

20142

20295

20563

20791

20942

ОЭС Центра

Совмещенный максимум нагрузки

38939

39646

40389

41087

41729

42317

42724

Нормативный резерв

8570

8724

8886

9039

9180

9310

9399

Экспорт

500

500

500

500

500

500

-

Спрос на мощность - всего

48009

48870

49775

50626

51409

52127

52123

ОЭС Средней Волги

Совмещенный максимум нагрузки

17712

18001

18242

18525

18731

18982

19109

Нормативный резерв

2923

2971

3010

3057

3091

3132

3153

Экспорт

10

10

10

10

10

10

10

Спрос на мощность - всего

20645

20982

21262

21592

21832

22124

22272

ОЭС Юга

Совмещенный максимум нагрузки

14350

14560

15043

15450

15843

16190

16462

Нормативный резерв

2799

2840

2933

3013

3089

3157

3210

Экспорт

195

195

200

200

200

200

200

Спрос на мощность - всего

17344

17595

18176

18663

19132

19547

19872

ОЭС Урала

Совмещенный максимум нагрузки

36948

37677

38400

39020

39568

39774

39972

Нормативный резерв

7394

7536

7680

7804

7914

7955

7994

Экспорт

100

100

100

100

100

100

100

Спрос на мощность - всего

44442

45313

46180

46924

47582

47829

48066

ОЭС Сибири

Совмещенный максимум нагрузки

30668

31401

32557

33152

33454

33610

33736

Нормативный резерв

6749

6910

7163

7293

7360

7394

7422

Экспорт

260

260

260

260

260

260

260

Спрос на мощность - всего

37677

38571

39980

40705

41074

41264

41418

ОЭС Востока

Совмещенный максимум нагрузки

4788

4948

5986

6234

6721

6821

6923

Нормативный резерв

1102

1139

1377

1434

1546

1569

1592

Экспорт

680

680

680

680

680

680

680

Спрос на мощность - всего

6570

6767

8043

8348

8947

9070

9195

ЕЭС России

Максимум нагрузки

158035

161106

165772

168751

171554

173394

174753

Нормативный резерв

32319

32947

33928

34544

35127

35500

35777

Экспорт

3853

3853

3858

3858

3858

3858

3358

Спрос на мощность - всего

194207

197906

203558

207153

210539

212752

213888

ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки

Максимум нагрузки

32113

32881

34037

34712

34938

35146

35284

Нормативный резерв

7065

7234

7488

7637

7686

7732

7762

Экспорт

260

260

260

260

260

260

260

Спрос на мощность - всего

39438

40375

41785

42609

42884

43138

43306

ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки

Максимум нагрузки

5700

5891

7124

7419

7999

8117

8239

Нормативный резерв

1311

1355

1639

1706

1840

1867

1895

Экспорт

680

680

680

680

680

680

680

Спрос на мощность - всего

7691

7926

9443

9805

10519

10664

10814

 

Выводы:

1. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый максимум потребления по ЕЭС России для базового варианта электропотребления на уровне 2014 года составит 157 219 МВт и возрастет к 2020 году до 166 939 МВт, а без учета ОЭС Востока - 152 575 МВт и 160 666 МВт соответственно.

В умеренно-оптимистичном варианте максимум потребления по ЕЭС России на уровне 2014 года оценивается в 158 035 МВт и возрастет к 2020 году до 174 753 МВт, без учета ОЭС Востока - 153 247 МВт и 167 830 МВт соответственно.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России в базовом варианте на уровне 2014 года должна составить 32 152 МВт, на уровне 2020 года - 34 183 МВт; в умеренно-оптимистичном варианте - 32 319 МВт и 35 777 МВт соответственно.

3. При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России в базовом варианте увеличится с ожидаемого 193 224 МВт в 2014 году до 204 480 МВт на уровне 2020 года, в умеренно-оптимистичном варианте с 194 207 МВт и до 213 888 МВт соответственно.

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

 

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2014-2020 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в период 2014-2020 годов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций, принятых в соответствии с предложениями генерирующих компаний (ноябрь-декабрь 2013 года).

Запланированные объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2014-2020 годы составляют 7069,5 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 4714 МВт (два первых энергоблока на Ленинградской АЭС (2х1000 МВт) и два первых энергоблока на Кольской АЭС (2х440 МВт) в ОЭС Северо-Запада, энергоблоки N 3 и N 4 на Нововоронежской АЭС (2х417 МВт) и энергоблок N 2 на Курской АЭС (1000 МВт) в ОЭС Центра); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 2355,3 МВт, в том числе под замену - 11 МВт.

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по ЕЭС России и ОЭС представлены в таблице 5.1 и на рисунке 5.1.

 

Таблица 5.1. Структура выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России, МВт

 

 

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Всего за 2014-2020 годы

ЕЭС России, всего

115,0

1335,5

735,5

477,0

1793,5

565,0

2048,0

7069,5

АЭС

 

 

417,0

417,0

1440,0

440,0

2000,0

4714,0

ТЭС

115,0

1335,5

318,3

60,0

353,5

125,0

48,0

2355,3

в т.ч. ТЭЦ*(1)

57,0

365,5

181,3

25,0

273,5

60,0

 

962,3

КЭС*(2)

58,0

970,0

137,0

35,0

80,0

65,0

48,0

1393,0

ВИЭ*(3)

 

 

0,2

 

 

 

 

0,2

в т.ч. ВЭС

 

 

0,2

 

 

 

 

0,2

в т.ч. под замену

11,0

 

 

 

 

 

 

11,0

ТЭС

11,0

 

 

 

 

 

 

11,0

в т.ч. ТЭЦ

11,0

 

 

 

 

 

 

11,0

ОЭС Северо-Запада, всего

19,0

 

29,5

 

1440,0

440,0

1000,0

2928,5

АЭС

 

 

 

 

1440,0

440,0

1000,0

2880,0

ТЭС

19,0

 

29,3

 

 

 

 

48,3

в т.ч. ТЭЦ

19,0

 

29,3

 

 

 

 

48,3

ВИЭ

 

 

0,2

 

 

 

 

0,2

в т.ч. ВЭС

 

 

0,2

 

 

 

 

0,2

ОЭС Центра, всего

 

474,5

417,0

442,0

 

 

1000,0

2333,5

АЭС

 

 

417,0

417,0

 

 

1000,0

1834,0

ТЭС

 

474,5

 

25,0

 

 

 

499,5

в т.ч. ТЭЦ

 

54,5

 

25,0

 

 

 

79,5

КЭС

 

420,0

 

 

 

 

 

420,0

ОЭС Средней Волги, всего

 

18,0

 

 

 

 

 

18,0

ТЭС

 

18,0

 

 

 

 

 

18,0

в т.ч. ТЭЦ

 

18,0

 

 

 

 

 

18,0

ОЭС Юга, всего

12,0

50,0

 

 

 

60,0

 

122,0

ТЭС

12,0

50,0

 

 

 

60,0

 

122,0

в т.ч. ТЭЦ

12,0

50,0

 

 

 

60,0

 

122,0

ОЭС Урала, всего

11,0

793,0

145,0

 

136,0

 

 

1085,0

ТЭС

11,0

793,0

145,0

 

136,0

 

 

1085,0

в т.ч. ТЭЦ

11,0

243,0

145,0

 

136,0

 

 

535,0

КЭС

 

550,0

 

 

 

 

 

550,0

в т.ч. под замену

11,0

 

 

 

 

 

 

11,0

ТЭС

11,0

 

 

 

 

 

 

11,0

в т.ч. ТЭЦ

11,0

 

 

 

 

 

 

11,0

ОЭС Сибири, всего

32,0

 

 

 

 

 

 

32,0

ТЭС

32,0

 

 

 

 

 

 

32,0

в т.ч. ТЭЦ

15,0

 

 

 

 

 

 

15,0

КЭС

17,0

 

 

 

 

 

 

17,0

ОЭС Востока*(4), всего

41,0

 

144,0

35,0

217,5

65,0

48,0

550,5

ТЭС

41,0

 

144,0

35,0

217,5

65,0

48,0

550,5

в т.ч. ТЭЦ

 

 

7,0

 

137,5

 

 

144,5

КЭС

41,0

 

137,0

35,0

80,0

65,0

48,0

406,0

 

Примечание: *(1) ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

*(2) КЭС - конденсационная электростанция;

*(3) ВИЭ - электростанция на возобновляемых источниках энергии;

*(4) начиная с 2016 года, учтено присоединение центрального и западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока.

 

 

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 3.

Дополнительно к рассмотренным выше предложениям по выводу из эксплуатации генерирующего оборудования в период 2014-2020 годов возможен вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в объеме 6533,1 МВт на ТЭС, в том числе под замену - 880,9 МВт. К дополнительным объемам выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования отнесены предложения генерирующих компаний в соответствии с разработанными ими инновационными сценариями развития, предусматривающими более высокие темпы обновления генерирующего оборудования электростанций (например, вывод из эксплуатации генерирующего оборудования для целей ввода нового оборудования, в том числе из перечня дополнительных вводов, приведенного далее в настоящем разделе).

В таблице 5.2 и на рисунке 5.2 представлены объемы возможного дополнительного вывода из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях ЕЭС России в период 2014-2020 годов. Планируемые дополнительные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 4.

 

Таблица 5.2. Объемы дополнительно выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования, МВт

 

 

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Всего за 2014-2020 годы

ЕЭС России, всего

1229,0

825,0

1759,1

579,0

799,0

525,0

817,0

6533,1

ТЭС

1229,0

825,0

1759,1

579,0

799,0

525,0

817,0

6533,1

в т.ч. ТЭЦ

1199,0

745,8

914,1

267,0

643,0

25,0

435,0

4228,9

КЭС

30,0

79,2

845,0

312,0

156,0

500,0

382,0

2304,2

в т.ч. под замену

24,0

 

84,9

181,0

541,0

 

50,0

880,9

ТЭС

24,0

 

84,9

181,0

541,0

 

50,0

880,9

в т.ч. ТЭЦ

 

 

84,9

181,0

435,0

 

50,0

750,9

КЭС

24,0

 

 

 

106,0

 

 

130,0

ОЭС Северо-Запада, всего

 

 

24,9

 

 

 

 

24,9

ТЭС

 

 

24,9

 

 

 

 

24,9

в т.ч. ТЭЦ

 

 

24,9

 

 

 

 

24,9

в т.ч. под замену

 

 

24,9

 

 

 

 

24,9

ТЭС

 

 

24,9

 

 

 

 

24,9

в т.ч. ТЭЦ

 

 

24,9

 

 

 

 

24,9

ОЭС Центра, всего

1205,0

174,8

650,0

300,0

 

300,0

300,0

2929,8

ТЭС

1205,0

174,8

650,0

300,0

 

300,0

300,0

2929,8

в т.ч. ТЭЦ

1199,0

174,8

50,0

 

 

 

 

1423,8

КЭС

6,0

 

600,0

300,0

 

300,0

300,0

1506,0

ОЭС Средней Волги, всего

 

25,0

118,0

 

186,0

25,0

 

354,0

ТЭС

 

25,0

118,0

 

186,0

25,0

 

354,0

в т.ч. ТЭЦ

 

25,0

118,0

 

80,0

25,0

 

248,0

КЭС

 

 

 

 

106,0

 

 

106,0

в т.ч. под замену

 

 

 

 

186,0

 

 

186,0

ТЭС

 

 

 

 

186,0

 

 

186,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

 

80,0

 

 

80,0

КЭС

 

 

 

 

106,0

 

 

106,0

ОЭС Юга, всего

 

196,2

 

 

 

 

 

196,2

ТЭС

 

196,2

 

 

 

 

 

196,2

в т.ч. ТЭЦ

 

117,0

 

 

 

 

 

117,0

КЭС

 

79,2

 

 

 

 

 

79,2

ОЭС Урала, всего

24,0

429,0

861,2

94,0

283,0

 

50,0

1741,2

ТЭС

24,0

429,0

861,2

94,0

283,0

 

50,0

1741,2

в т.ч. ТЭЦ

 

429,0

661,2

94,0

283,0

 

50,0

1517,2

КЭС

24,0

 

200,0

 

 

 

 

224,0

в т.ч. под замену

24,0

 

 

94,0

188,0

 

50,0

356,0

ТЭС

24,0

 

 

94,0

188,0

 

50,0

356,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

94,0

188,0

 

50,0

332,0

КЭС

24,0

 

 

 

 

 

 

24,0

ОЭС Сибири, всего

 

 

60,0

87,0

167,0

 

 

314,0

ТЭС

 

 

60,0

87,0

167,0

 

 

314,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

60,0

87,0

167,0

 

 

314,0

в т.ч. под замену

 

 

60,0

87,0

167,0

 

 

314,0

ТЭС

 

 

60,0

87,0

167,0

 

 

314,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

60,0

87,0

167,0

 

 

314,0

ОЭС Востока, всего

 

 

45,0

98,0

163,0

200,0

467,0

973,0

ТЭС

 

 

45,0

98,0

163,0

200,0

467,0

973,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

86,0

113,0

 

385,0

584,0

КЭС

 

 

45,0

12,0

50,0

200,0

82,0

389,0

 

 

В 2013 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 3 738,368 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2013 году приведен в таблице 5.3.

 

Таблица 5.3. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2013 году

 

Электростанция

Станционный номер

Марка турбины

Установленная мощность, МВт

ОЭС Северо-Запада

 

 

135,63

МГЭС Рюмякоске

N 1

Гидроагрегат "Каплан"

0,63

ТЭЦ Архангельского ЦБК

N 5

ПТ-25/30-8,8/1,0-1

25

Новоколпинская ТЭЦ

N 1

ПГУ*(2)

110

ОЭС Центра

 

 

626,15

Новомосковская ГРЭС*(1)

N 8-9

ПГУ

187,65

ГТЭС "Терешково"

N 1

ПГУ

170

УТЭЦ ОАО "НЛМК"

N 1-3

ПТ-40/50-8,8/1,3

150

Обнинская ТЭЦ-1

N 1

ГТУ*(3)

21

ГТЭС " Внуково"

N 1-2

SGN-800

90

ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ

N 1-3

ГТУ

7,5

ОЭС Средней Волги

 

 

229,5

Новокуйбышевская ТЭЦ-1

N 1-3

ГТУ

229,5

ОЭС Юга

 

 

631,2

ПГУ Центральной Астраханской котельной

N 1

ПГУ

116

N 2

ПГУ

106

Мини-ТЭЦ г. Черкесска

N 1-3

ГПА

6

Джубгинская ТЭС

N 1

LMS 100РВ

101,5

N 2

LMS 100РВ

99,2

Мобильные ГТ ТЭС на ПС Псоу

N 1-4

FN8-3 MOBILEPAC

90

Сочинская МГТЭС

N 1-2

FN8-3 MOBILEPAC

45

Мобильные ГТ ТЭС на ПС СУГ

N 1-3

FN8-3 MOBILEPAC

67,5

ОЭС Урала

 

 

1314,988

Курганская ТЭЦ-2

N 1

ПГУ

113,1

Няганская ГРЭС

N 1

ПГУ

420,9

ГТЭС ДНС-3 Восточно-Сургутского м/р

N 1-3

НК-16СТ

36

Курганская ТЭЦ-2

N 2

ПГУ

112,077

Няганская ГРЭС

N 2

ПГУ

424,24

Челябинская ТЭЦ-1

N 10,11

ГТУ

42,571

ТЭС ООО "Автокотельная"

N 1-2

ТГ3АС/10,5Р13/1,2

6,5

Пермская ТЭЦ-9

N 12

ГТУ

159,6

ОЭС Сибири

 

 

800,9

Омская ТЭЦ-3

N 1

ПГУ-90

81,9

Богучанская ГЭС*(4)

N 5

РО-75-230В

333

Богучанская ГЭС

N 6

РО-75-230В

333

Ново-Иркутская ТЭЦ

N 6

Р-50-130-1

53

ЕЭС России, всего

 

 

3738,368

 

Примечание: *(1) ГРЭС - государственная районная электростанция

*(2) ПГУ - парогазовая установка

*(3) ГТУ - газотурбинная установка

*(4) ГЭС - гидроэлектростанция

 

Из общего объема запланированных вводов генерирующих мощностей выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью реализации, к которым для целей разработки настоящего документа отнесены следующие генерирующие объекты:

- генерирующие объекты, строительство (реконструкция) которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;

- генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "РусГидро", ОАО "РАО ЭС Востока", ОАО "ДВЭУК";

- генерирующие объекты, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2014-2020 годов предусматриваются в объеме 28615,8 МВт, в том числе на АЭС - 10237,6 МВт, на ГЭС - 1463 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 15428,1 МВт и на ВИЭ - 506,6 МВт. При этом планируется ввести 481,5 МВт на замену устаревшего оборудования.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2014-2020 годов представлены в таблице 5.4 и на рисунках 5.3 и 5.4.

 

Таблица 5.4. Вводы мощности с высокой вероятностью реализации на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

 

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Всего за 2014-2020 годы

ЕЭС России - всего

8314,9

9878,9

3856,0

2201,0

845,0

2270,0

1250,0

28615,9

АЭС

880,0

3468,8

1198,8

1170,0

 

2270,0

1250,0

10237,6

ГЭС

1127,8

166,0

168,2

1,0

 

 

 

1463,0

ГАЭС

 

140,0

420,0

420,0

 

 

 

980,0

ТЭС

6274,7

5983,9

1905,0

420,0

845,0

 

 

15428,6

в т.ч. ТЭЦ

3556,2

2455,9

645,0

 

845,0

 

 

7502,1

КЭС

2718,5

3528,0

1260,0

420,0

 

 

 

7926,5

ВИЭ

32,4

120,2

164,0

190,0

 

 

 

506,6

в т.ч. ВЭС

2,4

 

15,0

90,0

 

 

 

107,4

СЭС

30,0

120,2

149,0

100,0

 

 

 

399,2

в т.ч. на замену

246,5

115,0

120,0

 

 

 

 

481,5

ТЭС

246,5

115,0

120,0

 

 

 

 

481,5

в т.ч. ТЭЦ

246,5

115,0

120,0

 

 

 

 

481,5

ОЭС Северо-Запада - всего

22,5

1280,0

100,0

1170,0

 

1170,0

 

3742,5

АЭС

 

1170,0

 

1170,0

 

1170,0

 

3510,0

ТЭС

22,5

110,0

100,0

 

 

 

 

232,5

в т.ч. ТЭЦ

 

110,0

100,0

 

 

 

 

210,0

КЭС

22,5

 

 

 

 

 

 

22,5

ОЭС Центра - всего

2683,5

2068,7

1778,8

420,0

 

 

1250,0

8201,0

АЭС

 

1198,8

1198,8

 

 

 

1250,0

3647,6

ГАЭС

 

 

420,0

420,0

 

 

 

840,0

ТЭС

2683,5

869,9

115,0

 

 

 

 

3668,4

в т.ч. ТЭЦ

1773,5

869,9

115,0

 

 

 

 

2758,4

КЭС

910,0

 

 

 

 

 

 

910,0

ВИЭ

 

 

45,0

 

 

 

 

45,0

в т.ч. СЭС

 

 

45,0

 

 

 

 

45,0

в т.ч. на замену

61,5

 

 

 

 

 

 

61,5

ТЭС

61,5

 

 

 

 

 

 

61,5

в т.ч. ТЭЦ

61,5

 

 

 

 

 

 

61,5

ОЭС Средней Волги - всего

290,0

670,0

 

45,0

 

 

 

1005,0

ТЭС

290,0

670,0

 

 

 

 

 

960,0

в т.ч. ТЭЦ

180,0

230,0

 

 

 

 

 

410,0

КЭС

110,0

440,0

 

 

 

 

 

550,0

ВИЭ

 

 

 

45,0

 

 

 

45,0

в т.ч. ВЭС

 

 

 

45,0

 

 

 

45,0

ОЭС Юга - всего

508,1

1636,0

68,2

106,0

 

1100,0

 

3418,3

АЭС

 

1100,0

 

 

 

1100,0

 

2200,0

ГЭС

128,8

6,0

8,2

1,0

 

 

 

144,0

ГАЭС

 

140,0

 

 

 

 

 

140,0

ТЭС

346,9

330,0

 

 

 

 

 

676,9

в т.ч. ТЭЦ

346,9

 

 

 

 

 

 

346,9

КЭС

 

330,0

 

 

 

 

 

330,0

ВИЭ

32,4

60,0

60,0

105,0

 

 

 

257,4

в т.ч. ВЭС

2,4

 

15,0

15,0

 

 

 

32,4

СЭС

30,0

60,0

45,0

90,0

 

 

 

225,0

ОЭС Урала - всего

3157,0

3109,5

1519,0

460,0

 

 

 

8245,5

АЭС

880,0

 

 

 

 

 

 

880,0

ТЭС

2277,0

3064,5

1460,0

420,0

 

 

 

7221,5

в т.ч. ТЭЦ

1031,0

1106,5

200,0

 

 

 

 

2337,5

КЭС

1246,0

1958,0

1260,0

420,0

 

 

 

4884,0

ВИЭ

 

45,0

59,0

40,0

 

 

 

144,0

в т.ч. ВЭС

 

 

 

30,0

 

 

 

30,0

СЭС

 

45,0

59,0

10,0

 

 

 

114,0

в т.ч. на замену

130,0

115,0

 

 

 

 

 

245,0

ТЭС

130,0

115,0

 

 

 

 

 

245,0

в т.ч. ТЭЦ

130,0

115,0

 

 

 

 

 

245,0

ОЭС Сибири - всего

1604,0

815,2

120,0

 

 

 

 

2539,2

ГЭС

999,0

 

 

 

 

 

 

999,0

ТЭС

605,0

800,0

120,0

 

 

 

 

1525,0

в т.ч. ТЭЦ

175,0

 

120,0

 

 

 

 

295,0

КЭС

430,0

800,0

 

 

 

 

 

1230,0

ВИЭ

 

15,2

 

 

 

 

 

15,2

в т.ч. СЭС

 

15,2

 

 

 

 

 

15,2

в т.ч. на замену

55,0

 

120,0

 

 

 

 

175,0

ТЭС

55,0

 

120,0

 

 

 

 

175,0

в т.ч. ТЭЦ

55,0

 

120,0

 

 

 

 

175,0

ОЭС Востока* - всего

49,8

299,5

270,0

 

845,0

 

 

1464,3

ГЭС

 

160,0

160,0

 

 

 

 

320,0

ТЭС

49,8

139,5

110,0

 

845,0

 

 

1144,3

в т.ч. ТЭЦ

49,8

139,5

110,0

 

845,0

 

 

1144,3

 

Примечание: * - начиная с 2016 года, учтено присоединение Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока

 

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2020 года планируется в ОЭС Урала (8245,5 МВт) и в ОЭС Центра (8201 МВт).

 

 

 

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 5.

Развитие атомной энергетики в период 2014-2020 годов предусматривается на существующих и новых площадках:

- ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 в Ленинградской области (с вводом первых трех энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1170 МВт в 2015, 2017 и 2019 годах для обеспечения, в том числе, замены выводимых из эксплуатации в 2018 и 2020 годах энергоблоков N 1 и N 2 на Ленинградской АЭС);

- ОЭС Центра - Нововоронежская АЭС-2 (с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1198,8 МВт в 2015 и 2016 годах) и Курская АЭС-2 (с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-ТОИ мощностью 1250 МВт в 2020 году);

- ОЭС Юга - Ростовская АЭС с вводом энергоблоков N 3 и N 4 типа ВВЭР мощностью 1100 МВт в 2015 и 2019 годах;

- ОЭС Урала - Белоярская АЭС-2 с вводом энергоблока типа БН-880 мощностью 880 МВт в 2014 году.

Вводы мощности на ГЭС в ЕЭС России в период 2014-2020 годов предусматриваются в объеме 1463 МВт, при этом приоритетной задачей является завершение строительства ГЭС с высоким уровнем готовности к вводу в эксплуатацию. Так, в ОЭС Сибири планируется завершение строительства Богучанской ГЭС с достижением проектной установленной мощности 2997 МВт, в ОЭС Юга - Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (2х50 МВт в 2014 году).

Строительство новых ГЭС в рассматриваемый перспективный период предусматривается в ОЭС Востока - это проект Нижне-Бурейской ГЭС (2х80 МВт в 2015 году и 2х80 в 2016 году).

ОАО "РусГидро" было принято решение о приостановке строительства Зарамагской ГЭС-1 в ОЭС Юга, поэтому данная ГЭС не учитывается в балансах мощности и электроэнергии, приведенных в разделе 6 схемы и программы.

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в период 2014-2020 годов предусматривается завершение строительства Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме г. Москвы и Московской области в ОЭС Центра (2х210 МВт в 2016 году и 2х210 МВт в 2017 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Республики Карачаево-Черкесия в ОЭС Юга (2x70 МВт в 2015 году).

Приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России в настоящее время является применение парогазовых технологий при техническом перевооружении существующих и строительстве новых электростанций, а также создание оборудования, работающего на угле, с суперсверхкритическими параметрами острого пара.

В рассматриваемый перспективный период до 2020 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью выше 200 МВт) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью ввода в эксплуатацию:

- в ОЭС Центра: на Владимирской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т)), Череповецкой ГРЭС (ПГУ-420), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т)), Хуадянь-Тенинской ТЭС (ПГУ-450(Т)), ГТЭС "Городецкая" (ПГУ-226,9(Т)), а также на электростанциях ОАО "Мосэнерго": ТЭЦ-12 (ПГУ-220(Т)), ТЭЦ-16 (ПГУ-420(Т)), ТЭЦ-20 (ПГУ-420(Т));

- в ОЭС Средней Волги: на Казанской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т));

- в ОЭС Урала: на Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)), Кировской ТЭЦ-3 (ПГУ-200(Т)), Пермской ГРЭС (ПГУ-800), Верхнетагильской ГРЭС (ПГУ-420), Серовской ГРЭС (2хПГУ-420), Нижнетуринской ГРЭС (2хПГУ-230), Академической ТЭЦ-1 (ПГУ-200(Т)), Нижневартовской ГРЭС (ПГУ-410), Няганской ГРЭС (ПГУ-418), Полярной ТЭС (ПГУ242-(Т)), Ижевской ТЭЦ-1 (ПГУ-230(Т)), Челябинской ГРЭС (2хПГУ-247,5(Т)), Южно-Уральской ГРЭС-2 (2хПГУ-400).

Также в период 2014-2020 годов планируется ввод крупных (единичной мощностью выше 200 МВт) энергоблоков, работающих на угле:

- в ОЭС Центра: на Черепетской ГРЭС (2хК-225-130);

- в ОЭС Юга: на Новочеркасской ГРЭС (К-330-240);

- в ОЭС Урала: на Троицкой ГРЭС (К-660-240);

- в ОЭС Сибири: на Березовской ГРЭС-1 (К-800-240).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ветровых (ВЭС, 107,4 МВт в рассматриваемый перспективный период) и солнечных электростанций (СЭС, 399,2 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Средней Волги (45 МВт), ОЭС Юга (32,4 МВт) и ОЭС Урала (30 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (225 МВт) и в ОЭС Урала (114 МВт). В ОЭС Центра планируется ввести в эксплуатацию 45 МВт на СЭС в период до 2020 года, в ОЭС Сибири - 15,2 МВт.

Кроме того, в рамках разработки инновационных сценариев развития генерирующих мощностей от собственников генерирующих компаний получена информация о намерениях по дополнительному сооружению объектов генерации, не соответствующих критериям отнесения к перечню вводов с высокой вероятностью реализации, в объеме 21496,0 МВт в рассматриваемый перспективный период, в том числе на ГЭС - 36 МВт, на ГАЭС - 390 МВт, на ТЭС - 16076,0 МВт и на ВИЭ - 2446 МВт.

Объемы дополнительных вводов генерирующих мощностей по предложениям собственников генерирующего оборудования представлены в таблице 5.5, на рисунке 5.5 и в приложении N 6.

 

Таблица 5.5. Дополнительные вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

 

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Всего за 2014-2020 годы

ЕЭС России - всего

166,2

2104,7

3687,9

3582,3

5021,1

2148,9

4784,9

21496,0

АЭС

 

 

 

100,0

1194,0

 

1254,0

2548,0

ГЭС

36,0

 

 

 

 

 

 

36,0

ГАЭС

 

 

 

 

 

 

390,0

390,0

ТЭС

130,2

1878,7

2889,9

2517,3

3470,1

2148,9

3040,9

16076,0

в т.ч. ТЭЦ

106,2

1854,7

2611,9

1864,3

1751,1

1368,9

821,9

10379,0

КЭС

24,0

24,0

278,0

653,0

1719,0

780,0

2219,0

5697,0

ВИЭ

 

226,0

798,0

965,0

357,0

 

100,0

2446,0

в т.ч. ВЭС

 

221,0

783,0

965,0

357,0

 

100,0

2426,0

СЭС

 

5,0

15,0

 

 

 

 

20,0

в т.ч. замена

30,0

90,0

 

130,0

417,0

332,0

 

999,0

ТЭС

30,0

90,0

 

130,0

417,0

332,0

 

999,0

в т.ч. ТЭЦ

6,0

90,0

 

0,0

417,0

332,0

 

845,0

КЭС

24,0

 

 

130,0

 

 

 

154,0

ОЭС Северо-Запада

 

414,3

248,0

331,0

1244,0

 

2134,0

4371,3

АЭС

 

 

 

 

1194,0

 

1194,0

2388,0

ГАЭС

 

 

 

 

 

 

390,0

390,0

ТЭС

 

412,3

248,0

116,0

50,0

 

450,0

1276,3

в т.ч. ТЭЦ

 

412,3

248,0

116,0

50,0

 

 

826,3

КЭС

 

 

 

 

 

 

450,0

450,0

ВИЭ

 

2,0

 

215,0

 

 

100,0

317,0

в т.ч. ВЭС

 

2,0

 

215,0

 

 

100,0

317,0

в т.ч. замена

 

90,0

 

 

50,0

 

 

140,0

ТЭС

 

90,0

 

 

50,0

 

 

140,0

в т.ч. ТЭЦ

 

90,0

 

 

50,0

 

 

140,0

ОЭС Центра

91,6

706,1

648,9

807,2

276,1

559,9

1234,9

4324,6

ТЭС

91,6

706,1

648,9

807,2

276,1

559,9

1234,9

4324,6

в т.ч. ТЭЦ

91,6

706,1

648,9

452,2

236,1

159,9

109,9

2404,6

КЭС

 

 

 

355,0

40,0

400,0

1125,0

1920,0

ОЭС Средней Волги

 

 

1300,0

230,0

485,0

 

60,0

2075,0

АЭС

 

 

 

100,0

 

 

60,0

160,0

ТЭС

 

 

1300,0

130,0

485,0

 

 

1915,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

1300,0

 

485,0

 

 

1785,0

КЭС

 

 

 

130,0

 

 

 

130,0

в т.ч. замена

 

 

 

130,0

35,0

 

 

165,0

ТЭС

 

 

 

130,0

35,0

 

 

165,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

 

35,0

 

 

35,0

КЭС

 

 

 

130,0

 

 

 

130,0

ОЭС Юга

 

219,0

1048,0

823,0

186,0

210,0

 

2486,0

ТЭС

 

 

361,0

724,0

 

210,0

 

1295,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

361,0

724,0

 

210,0

 

1295,0

ВИЭ

 

219,0

687,0

99,0

186,0

 

 

1191,0

в т.ч. ВЭС

 

219,0

687,0

99,0

186,0

 

 

1191,0

ОЭС Урала

38,6

765,4

93,0

390,0

750,0

274,0

77,0

2388,0

ТЭС

38,6

760,4

78,0

315,0

675,0

274,0

77,0

2218,0

в т.ч. ТЭЦ

14,6

736,4

30,0

307,0

675,0

224,0

77,0

2064,0

КЭС

24,0

24,0

48,0

8,0

 

50,0

 

154,0

ВИЭ

 

5,0

15,0

75,0

75,0

 

 

170,0

в т.ч. ВЭС

 

 

 

75,0

75,0

 

 

150,0

СЭС

 

5,0

15,0

 

 

 

 

20,0

в т.ч. замена

30,0

 

 

 

147,0

147,0

 

324,0

ТЭС

30,0

 

 

 

147,0

147,0

 

324,0

в т.ч. ТЭЦ

6,0

 

 

 

147,0

147,0

 

300,0

КЭС

24,0

 

 

 

 

 

 

24,0

ОЭС Сибири

36,0

 

350,0

376,0

1984,0

515,0

644,0

3905,0

ГЭС

36,0

 

 

 

 

 

 

36,0

ТЭС

 

 

254,0

280,0

1984,0

515,0

644,0

3677,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

24,0

120,0

305,0

185,0

 

634,0

КЭС

 

 

230,0

160,0

1679,0

330,0

644,0

3043,0

ВИЭ

 

 

96,0

96,0

 

 

 

192,0

в т.ч. ВЭС

 

 

96,0

96,0

 

 

 

192,0

в т.ч. замена

 

 

 

 

185,0

185,0

 

370,0

ТЭС

 

 

 

 

185,0

185,0

 

370,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

 

185,0

185,0

 

370,0

ОЭС Востока

 

 

 

625,1

96,0

590,0

635,0

1946,1

ТЭС

 

 

 

145,1

 

590,0

635,0

1370,1

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

145,1

 

590,0

635,0

1370,1

ВИЭ

 

 

 

480,0

96,0

 

 

576,0

в т.ч. ВЭС

 

 

 

480,0

96,0

 

 

576,0

 

 

В настоящее время ЦЭР и ЗЭР энергосистемы Республики Саха (Якутия) работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон Республики Саха (Якутия) работает в составе ОЭС Востока. В период до 2020 года планируется присоединение ЦЭР и ЗЭР энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ЕЭС России.

В настоящее время энергорайон г. Салехарда работает изолированно от ЕЭС России. ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал Полярный" в 2015 году планирует в этом регионе строительство ТЭС "Полярная" мощностью 266,5 МВт. В рассматриваемый перспективный период предполагается присоединение энергорайона г. Салехарда к ЕЭС России путем строительства ВЛ 220 кВ Салехард - Надым.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Центральный и Западный энергорайоны Якутской энергосистемы учтены в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС, начиная с 2016 года, энергорайон г. Салехарда - с 2015 года.

Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий (с высокой вероятностью реализации) по модернизации, реконструкции и перемаркировке существующего генерирующего оборудования планируется в объеме 774,1 МВт в период 2014-2020 годов. Прирост мощности в результате проведения дополнительно планируемых мероприятий по модернизации и реконструкции существующего генерирующего оборудования оценивается 504,8 МВт.

Объемы модернизации, реконструкции и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2014-2020 годов приведены, соответственно, в приложениях N 7, N 8 и N 9. Объемы дополнительной модернизации и реконструкции генерирующего оборудования приведены в приложениях N 10 и N 11.

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2020 году на 24197,1 МВт (10,7%) по сравнению с 2013 годом и составит 250667,2 МВт. К 2020 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2013 годом возрастет доля АЭС с 11,2% до 12,3%, доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,6% до 20,1%, доля ТЭС снизится с 68,2% до 67,4%. Доля ВИЭ возрастет с 0,004% в 2013 году до 0,2% в 2020 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2013-2020 годов представлена в таблице 5.6 и на рисунке 5.6. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период с 2013 по 2020 годы показаны на рисунке 5.7.

Таблица 5.6. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

 

2013 факт

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ЕЭС России

226470,2*

234858,9

243664,3

248658,9

250594,4

249719,4

251459,4

250667,4

АЭС

25266,0

26146,0

29614,8

30396,6

31149,6

29709,6

31539,6

30789,6

ГЭС

45444,9

46627,7

46857,7

48057,8

48144,3

48217,8

48252,8

48258,8

ГАЭС

1200,0

1200,0

1340,0

1760,0

2180,0

2180,0

2180,0

2180,0

ТЭС

154549,8

160843,2

165689,6

168118,5

168604,5

169096,0

168971,0

168923,0

в т.ч. ТЭЦ

85112,5

88745,4

90943,8

91632,0

91607,0

92178,5

92118,5

92118,5

КЭС

69356,1

72016,6

74664,6

76227,6

76738,6

76658,6

76593,6

76545,6

дизельные

81,2

81,2

81,2

258,9

258,9

258,9

258,9

258,9

ВИЭ

9,6

42,0

162,2

326,0

516,0

516,0

516,0

516,0

в т.ч. ВЭС

8,5

10,9

10,9

25,7

115,7

115,7

115,7

115,7

ПЭС

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

СЭС

0,0

30,0

150,2

299,2

399,2

399,2

399,2

399,2