Распоряжение Губернатора Челябинской области от 29 апреля 2016 г. N 431-р "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2017 - 2021 годы" (утратило силу)

Распоряжение Губернатора Челябинской области
от 29 апреля 2016 г. N 431-р
"Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2017 - 2021 годы"

В соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":

1. Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2017 - 2021 годы.

2. Настоящее распоряжение подлежит официальному опубликованию.

3. Настоящее распоряжение вступает в силу со дня его подписания.

Б.А. Дубровский

Утверждены
распоряжением
Губернатора Челябинской области
от 29 апреля 2016 г. N 431-р

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Челябинской области
на 2017 - 2021 годы

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2017 - 2021 годы (далее именуется - СиПРЭ Челябинской области) разработаны в соответствии со следующими нормативными правовыми актами и нормативными документами:

Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

Федеральным законом от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

Федеральным законом от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности";

постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики";

поручениями Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 года N Пр-839;

приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.06.2003 N 281 "Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем";

приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.06.2003 N 277 "Об утверждении Методических указаний по устойчивости энергосистем";

приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 14.12.2011 N 600 "Об утверждении Порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований";

методическими рекомендациями по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (приложение к Протоколу совещания в Министерстве энергетики Российской Федерации от 9 ноября 2010 года N АШ-369 пр).

СиПРЭ Челябинской области разработаны на основании государственного контракта от 14 декабря 2015 года N 0169200001715000006/981-02-10-15, заключенного между Министерством тарифного регулирования и энергетики Челябинской области и открытым акционерным обществом "Научно-технический центр Единой энергетической системы".

Основными целями разработки СиПРЭ Челябинской области являются планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Челябинской области.

Задачами формирования СиПРЭ Челябинской области являются:

1) создание условий для обеспечения перспективного баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Челябинской области;

2) предотвращение возникновения прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности в энергосистеме Челябинской области наиболее эффективными способами с учетом:

максимальных и минимальных режимов;

необходимого технологического резерва;

основных технологических ограничений перетока электрической энергии;

3) определение необходимости размещения новых и реконструкции существующих линий электропередачи, а также подстанций и генерирующих мощностей для обеспечения:

баланса производства, потребления электроэнергии в энергосистеме;

выдачи мощности электрических станций;

предотвращения возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности;

4) недопущение ограничения пропускной способности электрических сетей энергосистемы Челябинской области;

5) обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей энергосистемы Челябинской области;

6) обеспечение скоординированного ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей:

разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Челябинской области на пятилетний период по годам;

разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Челябинской области на период 2017 - 2021 годов для обеспечения надежности функционирования в долгосрочной перспективе;

7) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического, промышленного комплексов, транспортной инфраструктуры и программ (схем) территориального планирования Челябинской области (при наличии);

8) информационное обеспечение деятельности органов государственной власти Челябинской области при формировании политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.

Схемы и программы развития электроэнергетики регионов используются в качестве основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

СиПРЭ Челябинской области сформированы с учетом:

1) Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.02.2008 г. N 215-р;

2) Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. N 1715-р;

3) схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 01.03.2016 г. N 147 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы Российской Федерации на 2016 - 2022 годы";

4) Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2016 - 2020 годы, утвержденной распоряжением Губернатора Челябинской области от 29.04.2015 г. N 405-р "Об утверждении Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2016 - 2020 годы";

5) инвестиционных программ генерирующих и электросетевых компаний, утвержденных в установленном порядке в предшествующий период в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики";

6) документов территориального планирования Челябинской области и муниципальных образований;

7) ежегодного отчета о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, подготовленного открытым акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы" (далее именуется - ОАО "СО ЕЭС");

8) прогноза спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по субъектам Российской Федерации и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Челябинской области;

9) сведений о договорах (заявках) на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

10) схем внешнего электроснабжения потребителей, которые будут реализованы в период до 2021 года;

11) данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, предоставляемых сетевыми организациями;

12) предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для субъекта Российской Федерации;

13) предложений распределительных сетевых компаний, генерирующих компаний, крупных потребителей, других энергетических компаний, осуществляющих свою деятельность на территории Челябинской области по планам развития, срокам ввода/демонтажа и местам размещения энергетических объектов;

14) перечня существующих объектов по производству электрической энергии, а также вводимых в эксплуатацию по результатам проведения конкурентного отбора мощности и конкурсов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии;

15) прогноза социально-экономического развития Челябинской области на 2016 год и на плановый период 2017 и 2018 годов, утвержденного постановлением Правительства Челябинской области от 21.10.2015 г. N 502-П "О прогнозе социально-экономического развития Челябинской области на 2016 год и на плановый период 2017 и 2018 годов";

16) информации о прогнозе потребления электрической энергии и мощности крупных энергоемких потребителей электрической энергии;

17) информации о существующих, планируемых к выводу из эксплуатации линиях электропередачи и подстанциях, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 110 кВ и выше, а также линиях электропередачи 110 кВ и выше, обеспечивающих выдачу мощности существующих электрических станций;

18) утвержденных схем теплоснабжения поселений, городских округов Челябинской области, а при их отсутствии - материалов, переданных в Министерство энергетики Российской Федерации для утверждения схем теплоснабжения поселений, городских округов Челябинской области;

19) иной информации в Челябинской области электроэнергетики, а также информации, предоставляемой субъектами электроэнергетики.

СиПРЭ Челябинской области содержат программу развития электроэнергетики Челябинской области, включающую в себя в отношении каждого года планирования:

схему развития электроэнергетики Челябинской области;

прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемый ОАО "СО ЕЭС" по Челябинской области, а также региональным энергосистемам и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Челябинской области, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями;

перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности в границах Челябинской области;

иные сведения перспективного развития электроэнергетики Челябинской области.

СиПРЭ Челябинской области подлежат к использованию в качестве:

основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций;

основы для формирования с использованием перспективной расчетной модели энергосистемы Челябинской области предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности).

СиПРЭ Челябинской области является основой для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

I. Общая характеристика Челябинской области

1. Общая характеристика Челябинской области

Энергосистема Челябинской области входит в объединенную энергосистему Урала и обслуживает территорию Челябинской области площадью 88529 кв. километров.

В состав Челябинской области входят 319 муниципальных образований, в том числе 16 городских округов, 27 муниципальных районов. Самые молодые населенные пункты, официально признанные городскими округами, - Озерск, Снежинск, Трехгорный и Локомотивный - имеют статус ЗАТО.

Численность населения Челябинской области на 1 января 2016 года составляет 3500,361 тыс. человек, из которых в городах проживает 2891,205 тыс. человек, что составляет 82,6 процента от общей численности населения, в сельской местности - 609,156 тыс. человек.

Наиболее крупными населенными пунктами являются города:

Челябинск - 1183,387 тыс. человек;

Магнитогорск - 414,8 тыс. человек;

Златоуст - 173,1 тыс. человек;

Миасс - 166,5 тыс. человек;

Копейск - 144,03 тыс. человек.

Челябинская область является крупным транспортным узлом. По территории Челябинской области проходят федеральные автотрассы М5, М36, М51 и Южно-Уральская железная дорога. Южно-Уральская железная дорога входит в число крупнейших магистралей Российской Федерации - это начальное звено Транссибирской магистрали - самой протяженной железной дороги в мире.

В Челябинской области действует международный аэропорт "Баландино".

Промышленное развитие Челябинской области определяют металлургический, машиностроительный, топливно-энергетический, строительный, аграрно-промышленный комплексы, а также горнодобывающая отрасль.

Успешно работают уникальные предприятия, которые играют важную роль не только в экономике Челябинской области, но и всей России.

Челябинская область располагает богатыми и разнообразными природными ресурсами. Разведано около трехсот месторождений минерального сырья. В России Челябинская область является монополистом по добыче и переработке графита (95 процентов), магнезита (95 процентов), металлургического доломита (71 процент), талька (70 процентов).

В общем электропотреблении Челябинской области наибольшую долю составляют добыча полезных ископаемых, обрабатывающее производство, производство и распределение электроэнергии, газа и воды, потребление населением.

В обрабатывающих производствах наибольшую долю составляют металлургическое производство и производство готовых металлургических изделий.

Челябинская область располагает богатыми туристскими ресурсами, включающими природные, исторические и культурные ценности. Все вышеперечисленное обеспечивает развитие туристического направления, горнолыжных курортов.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Челябинской области за прошедший пятилетний период

2. Общая характеристика энергосистемы Челябинской области

Энергосистема Челябинской области включает в себя 5 основных энергорайонов:

1) Златоустовско-Миасский энергорайон, в том числе энергоузлы:

Ашинский энергоузел;

Миасско-Чебаркульский энергоузел;

2) Карталинский энергорайон;

3) Магнитогорский энергорайон;

4) Северный энергорайон;

5) Челябинский энергорайон, в том числе энергоузлы:

Металлургический энергоузел;

Сосновский энергоузел;

Узел ЧГРЭС;

Узел ЧТЭЦ-1;

Узел ЧТЭЦ-2;

Узел ЧЭМК.

Ниже приведен перечень объектов энергосистемы Челябинской области:

Златоустовско-Миасский энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская, ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево;

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная, ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I, II цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная, ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино, ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Ленинская с отпайкой на ПС Варламово, КВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками;

В Златоустовско-Миасский энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 500 кВ Златоуст, ПС 500 кВ Кропачево, ПС 500 кВ Приваловская, 1 и 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Чебаркуль, ТЭЦ Тургояк, ТЭЦ УралАЗ, ПС 110 кВ Бакал, ПС 110 кВ Боровая, ПС 110 кВ Лесная, ПС 110 кВ Миасс, ПС 110 кВ Н. Златоуст, ПС 110 кВ Сатка, ПС 110 кВ Сулея-т, ПС 110 кВ Таганай, ПС 110 кВ Тургояк;

Ашинский энергоузел ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ I, II цепь, ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I, II цепь с отпайками; ВЛ 110 кВ Новый Субай - Симская-т с отпайкой на ПС МММЗ; ВЛ 110 кВ Улу-Теляк - АМЕТ 1, 2 цепь с отпайкой на ПС Казаяк-т;

В Ашинский энергоузел входят следующие основные объекты:

1, 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Улу-Теляк-т (БашЭ), Павловская ГЭС (БашЭ), 1, 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Уфимская, ПС 220 кВ АМЕТ;

Миасско-Чебаркульский энергоузел ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная, ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная, ВЛ 110 кВ Таганай - Горная, ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай, ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино, ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Ленинская с отпайкой на ПС Варламово;

Карталинский энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Карталы 220; ВЛ 110 кВ Бреды-т - КС-16 с отпайкой на ПС Айдырля, ВЛ 110 кВ Павловская - КС-16 с отпайкой на ПС Айдырля, ВЛ 110 кВ ПС 90 - Магнитная с отпайкой на ПС Буранная, ВЛ 110 кВ ПС 90 - Субутак-т, ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т, ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т;

В Карталинский энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 220 кВ Карталы 220, ПС 110 кВ Бреды-т, ПС 110 кВ Георгиевская, ПС 110 кВ Карталы районная, ПС 110 кВ Саламат-т;

Магнитогорский энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская, ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Ириклинская ГРЭС, ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС, ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Смеловская; ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 1, 2, ВЛ 220 кВ Смеловская - Белорецк-220 N 1, 2 (отдача в БЭ), ВЛ 220 кВ Смеловская - Иремель I, II цепь (отдача в БЭ); ВЛ 110 кВ Агаповская - СПП (отдача в БЭ), ВЛ 110 кВ ПС 60 - Узельга с отпайками, ВЛ 110 кВ ПС 90 - Красная Горка с отпайками, ВЛ 110 кВ ПС 90 - Магнитная с отпайкой на ПС Буранная, ВЛ 110 кВ ПС 90 - СПП 1, 2 цепь (отдача в БЭ), ВЛ 110 кВ ПС 90 - Субутак-т, ВЛ 110 кВ Смеловская - Ново-Абзаково-т с отпайкой на ПС Баимово (отдача в БЭ), ВЛ 110 кВ Смеловская - Укшук-т с отпайками (отдача в БЭ), ВЛ 110 кВ СПП - Кизил;

В Магнитогорский энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 500 кВ Магнитогорская, ПС 500 кВ Смеловская, ПС 220 кВ 4, ПС 220 кВ 30, ПС 220 кВ 60, ПС 220 кВ 77, ПС 220 кВ 86, ПС 220 кВ 90, Магнитогорская ГТ ТЭЦ, Магнитогорская ТЭЦ, Магнитогорская ЦЭС, ПВС-1, ПВС-2, ПС 110 кВ 87;

Северный энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная; ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит I цепь с отпайкой на ПС Ново-Ивановская, ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит II цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Шагол - Аргаяш с отпайками, ВЛ 110 кВ Шагол - Заварухино;

В Северный энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 220 кВ Мраморная, ОРУ 110 кВ Аргаяшской ТЭЦ, группа ПС 110 кВ Болото 1, 2, 7, ПС 110 кВ Касли, ПС 110 кВ Кыштым, ПС 110 кВ Уфалей;

Челябинский энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 500 кВ Курган - Козырево, ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево, ВЛ 500 кВ Шагол - Челябинская, ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол, ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево, КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2, КВЛ 500 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол;

ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная I, II цепь с отпайкой на ПС ГПП-9, ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 1, 2, ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская, ВЛ 220 кВ Чебаркуль - Шагол, ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I, II цепь, ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая-220, КВЛ 220 кВ Новометаллургическая - Цинковая-220, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь, ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково, ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Шагол III цепь с отпайкой на ПС Исаково;

ВЛ 110 кВ Исаково - Бутаки с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково - Коркино I, II цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково - Синеглазово-т с отпайкой на ПС Смолинский карьер, ВЛ 110 кВ Козырево - Алакуль-т с отпайкой на ПС Пивкино-т, ВЛ 110 кВ Козырево - Чернявская-т, ВЛ 110 кВ Шагол - Аргаяш с отпайками, ВЛ 110 кВ Шагол - Заварухино, ВЛ 110 кВ Шагол - Харлуши с отпайками;

В Челябинский энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 500 кВ Козырево, ПС 500 кВ Шагол, ПС 220 кВ Исаково, ПС 220 кВ Каштак, ПС 220 кВ Конверторная, ПС 220 кВ Новометаллургическая, Челябинская ТЭЦ-3 (ОРУ 220 кВ и 110 кВ), ПС 220 кВ ЧФЗ, ПС 220 кВ Хромовая, Челябинская ГРЭС (КРУЭ 220 кВ и 110 кВ), Челябинская ТЭЦ-1 (ОРУ 110 кВ), Челябинская ТЭЦ-2 (ОРУ 110 кВ), ПС 110 кВ Козырево-т, ПС 110 кВ Сосновская, ПС 110 кВ Ю. Копи;

Металлургический энергоузел:

ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная I, II цепь с отпайкой на ПС ГПП-9, ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак I, II цепь с отпайкой на ПС Очистные сооружения; АТ-2 ПС 220 кВ Каштак, ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Плавильная с отпайками, Новометаллургическая - ТЭЦ ЧМК с отпайками;

1, 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Козырево, 1, 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Шагол, 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Новометаллургическая, 1, 2 СШ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3, ОРУ 110 кВ ТЭЦ ЧМК;

Сосновский энергоузел:

КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I, II цепь с отпайками, КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками, ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская;

ПС 110 кВ Массивная, ПС 110 кВ Новоградская, ПС 110 кВ Сосновская, ПС 110 кВ Спортивная, ПС 110 кВ Шершневская;

Узел ЧГРЭС:

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь, КВЛ 220 кВ Новометаллургическая - Цинковая-220;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I, II цепь, КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь с отпайкой на ПС Цинковая 110, ВЛ 110 кВ Шагол - Аэродромная, ВЛ 110 кВ Шагол - СЗК, КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками;

ПС 110 кВ Аэродромная, ПС 110 кВ СЗК, КРУЭ 220 кВ и 110 кВ Челябинская ГРЭС;

Узел ЧТЭЦ-1:

ВЛ 110 кВ Исаково - Еткуль с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково - Гранитная с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково - Челябинская ТЭЦ-1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково - Ю. Копи с отпайками, ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I, II цепь, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т;

1, 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Исаково, ОРУ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1, 1, 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Козырево;

Узел ЧТЭЦ-2:

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т, ВЛ 110 кВ Шагол - Бульварная с отпайкой на ПС ЧФЗ, Шагол - КПД;

ОРУ 110 кВ Челябинской ТЭЦ-1, ОРУ 110 кВ Челябинской ТЭЦ-2, 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Шагол;

Узел ЧЭМК:

ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая-220, Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I, II цепь, Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая I, II, III, IV цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, КВЛ 220 кВ Новометаллургическая - Цинковая-220;

1, 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Шагол, 1, 2 С 220 кВ ПС 500 кВ Козырево, ОРУ 220 кВ Челябинской ТЭЦ-3, КРУЭ 220 кВ Челябинской ГРЭС.

Упрощенная схема системообразующей сети 500-220-110 кВ энергосистемы Челябинской области приведена на рисунке 1.

Рисунок 1

Упрощенная схема
системообразующей сети 500-220-110 кВ энергосистемы Челябинской области

3. Информация по генерирующим компаниям Челябинской области

На территории Челябинской области представлены следующие основные генерирующие компании:

1) филиал публичного акционерного общества "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" - Троицкая ГРЭС.

Публичное акционерное общество "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" - крупнейшая российская теплогенерирующая компания установленной мощностью 18 ГВт. Основными видами деятельности ПАО "ОГК-2" являются производство и продажа электрической и тепловой энергии. Основным рынком сбыта является оптовый рынок электрической энергии (мощности).

Троицкая ГРЭС - один из наиболее мощных базовых поставщиков электроэнергии Южного Урала.

Троицкая ГРЭС является крупной конденсационной электростанцией.

Основным и резервным топливом является уголь, что делает Троицкую ГРЭС независимой от ограничений поставок газа. Растопочным топливом является мазут.

Год ввода станции: 1960 - 1976; установленная мощность электрическая: 1296 МВт; установленная мощность тепловая: 315 Гкал/ч.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 500, 220 и 110 кВ;

2) филиал АО "Интер РАО - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2.

АО "Интер РАО - Электрогенерация" объединяет российские генерирующие активы Группы "Интер РАО", за исключением электростанций в Омской, Томской областях и Башкирии.

В состав АО "Интер РАО - Электрогенерация" входят 17 крупнейших электростанций суммарной установленной мощностью 22026 МВт.

Установленная электрическая мощность Южноуральской ГРЭС - 747 МВт. Установленная тепловая мощность - 320 Гкал/час. Ввод в эксплуатацию - 28 апреля 1952 года. Основной вид топлива (проектный) - бурый уголь. Резервный вид топлива - природный газ. Растопочное топливо - мазут.

Установленная электрическая мощность Южноуральской ГРЭС-2 составляет 840 МВт. Первый энергоблок станции был введен 17 февраля 2014 года, второй энергоблок - 24 сентября 2014 года.

Основное оборудование каждого энергоблока включает в себя высокоэффективные газотурбинную и паротурбинную установки производства SiemeNsAG и котел-утилизатор производства "ЗиО-Подольск", обеспечивая один из самых высоких в отрасли КПД электрического цикла - 56 - 58 процентов.

Основное топливо новых энергоблоков - природный газ. Газоснабжение Южноуральской ГРЭС-2 осуществляется двумя подводящими трубопроводами протяженностью 2 километра от магистрального газопровода высокого давления. Аварийное топливо - дизельное топливо.

Согласно проектному решению энергоблоки Южноуральской ГРЭС-2 расположены на отдельной производственной площадке на берегу Южноуральского водохранилища;

3) филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум".

В Челябинской области расположены следующие станции, входящие в Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум": Аргаяшская ТЭЦ, Челябинская ТЭЦ-1, Челябинская ТЭЦ-2, Челябинская ТЭЦ-3, Челябинская ГРЭС.

Аргаяшская ТЭЦ. Введена в работу 7 июля 1954 года. Является основным источником электроэнергии и тепла для поселка Новогорный, города Озерска и химического комбината "Маяк". Основное оборудование станции: 6 турбин, 9 энергетических котлов. Основной вид топлива для котлов - бурый уголь. Резервное топливо отсутствует. В качестве вспомогательного топлива для котлов 2, 4 и 9 используется топочный мазут.

Установленная электрическая мощность станции составляет 195 МВт. Установленная тепловая мощность - 576 Гкал/час.

Челябинская ТЭЦ-1. Первая очередь строящейся ТЭЦ пущена 18 января 1942 года. Расположена станция в Ленинском районе города Челябинска. На Челябинской ТЭЦ-1 установлено оборудование с поперечными связями, работают 2 противодавленческих турбины. Завершена модернизация станции с вводом двух газотурбинных установок общей мощностью 83,8 МВт. В качестве основного топлива для энергетических котлов N 4, 5 и 6 используется уголь, для остальных (пиковых водогрейных котлов 2, 3, 5, 6 и новых газотурбинных установок) основным топливом является природный газ. Резервное топливо для агрегатов водогрейных котлов N 5 и 6 - топочный мазут. Для остальных агрегатов резервное топливо отсутствует (в том числе аварийное топливо для газотурбинных установок). Вспомогательное (растопочное) топливо отсутствует. Установленная электрическая мощность станции составляет 133,8 МВт. Установленная тепловая мощность - 711,2 Гкал/час (отборы турбин - 210 Гкал/час, водогрейные котлы - 400 Гкал/час, прочее оборудование для отпуска тепла - 101,2 Гкал/час).

Челябинская ТЭЦ-2. Первый турбогенератор мощностью 60 МВт Челябинской ТЭЦ-2 был введен в действие 1 декабря 1962 года. Станция расположена в восточной части города Челябинска. Основное оборудование: 4 турбины, 9 энергетических котлов, 2 пиковых водогрейных котла. В качестве основного топлива для энергетических котлов N 1 - 9 используются уголь (за исключением котла N 5), для остальных (энергетического котла N 5 и водогрейных котлов N 1 и 2) основным топливом является природный газ. Вспомогательное (растопочное) топливо отсутствует. Установленная электрическая мощность станции составляет 320 МВт. Установленная тепловая мощность - 956 Гкал/час (отборы турбин - 596 Гкал/час, водогрейные котлы - 360 Гкал/час).

Челябинская ТЭЦ-3. Первый энергоблок мощностью 180 МВт введен в эксплуатацию 1 апреля 1996 года. В декабре 2006 года запущен второй аналогичный энергоблок, в июне 2011 года - третий, парогазовый блок электрической мощностью 216,3 МВт. В 2015 году выполнена перемаркировка ПГУ-3 до 220 МВт (160 + 60 МВт). Основное оборудование: 3 энергетических блока, на пиковой водогрейной котельной - 1 паровой котел и 3 пиковых водогрейных котла. В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо для энергетических блоков отсутствует, для парового котла и пиковых водогрейных котлов резервным топливом является топочный мазут. Вспомогательное (растопочное) топливо отсутствует. Установленная электрическая мощность станции составляет 580 МВт. Установленная тепловая мощность - 1123,8 Гкал/час (отборы турбин - 567,8 Гкал/час, водогрейные котлы и паровой котел - 556 Гкал/час).

Челябинская ГРЭС. Самая первая электростанция Челябинской области. Построена в 1930 году по плану ГОЭЛРО.

В 2007 году введена новая турбина мощностью 12 МВт. В рамках договора о предоставлении мощности на Челябинской ГРЭС 16 ноября 2015 года произведен ввод ПГУ-1 установленной электрической мощностью 247 МВт (тепловая мощность - 150 Гкал/час). Ввод ПГУ-2 установленной электрической мощностью 247,5 МВт (тепловая мощность - 150 Гкал/час) произведен 24 февраля 2016 года.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное (аварийное для газотурбинных установок) и вспомогательное (растопочное) топливо отсутствует.

Установленная электрическая мощность станции составляет 533,5 МВт. Установленная тепловая мощность - 908 Гкал/час (отборы турбин - 508 Гкал/час, водогрейные котлы - 400 Гкал/час);

4) акционерное общество "ГТ Энерго" Магнитогорская ГТ ТЭЦ.

Магнитогорская ГТ ТЭЦ. Введена в работу в 2010 году. Установленная электрическая мощность - 18 МВт.

4. Информация по станциям промышленных предприятий

На территории Челябинской области представлены следующие станции промышленных предприятий:

1) ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат" (ОАО "ММК");

Магнитогорская ТЭЦ. Установленная электрическая мощность - 300 МВт. Установленная тепловая мощность составляет 480 Гкал/ч;

Магнитогорская ЦЭС. Установленная электрическая мощность - 191 МВт. Установленная тепловая мощность составляет 490 Гкал/ч;

Паровоздуходувная станция-1. Установленная электрическая мощность составляет 10 МВт. Установленная тепловая мощность составляет 100 Гкал/ч;

Паровоздуходувная станция-2. Установленная электрическая мощность - 91 МВт. Установленная тепловая мощность составляет 283,7 Гкал/ч;

Паросиловой цех. Установленная электрическая мощность - 18,92 МВт. Установленная тепловая мощность - 41,1 Гкал/ч;

2) открытое акционерное общество "Мечел-Энерго";

ТЭЦ ЧМЗ. Установленная электрическая мощность составляет 229 МВт. Установленная тепловая мощность составляет 687 Гкал/ч;

ТЭЦ ОАО "Уральская кузница". Установленная электрическая мощность составляет 3,5 МВт. Введена в работу 1 декабря 2015 года;

3) открытое акционерное общество "Миасский машиностроительный завод";

Тургоякская ТЭЦ. Установленная электрическая мощность составляет 24,5 МВт, установленная тепловая мощность - 460 Гкал/час;

4) открытое акционерное общество "Саткинский чугуноплавильный завод";

ЦЭС Саткинского чугуноплавильного завода. Установленная электрическая мощность составляет 3 МВт;

5) акционерное общество "ЭнСер";

ТЭЦ АО "ЭнСер". Установленная электрическая мощность составляет 36 МВт, установленная тепловая мощность - 185 Гкал/час;

6) открытое акционерное общество "Комбинат Магнезит";

ТЭЦ Магнезит. Установленная электрическая мощность - 36 МВт, установленная тепловая мощность - 23,7 Гкал/час;

7) открытое акционерное общество "Златоустовский металлургический завод";

ЦЭС Златоустовского металлургического завода (далее именуется - ЦЭС ЗМЗ). Установленная электрическая мощность составляет 6 МВт, установленная тепловая мощность - 64 Гкал/час.

5. Информация по электросетевым и сбытовым компаниям

На территории Челябинской области представлены следующие основные электросетевые компании:

1) филиал ОАО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала" - "Челябэнерго" (далее именуется - филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго").

Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" осуществляет передачу электрической энергии по распределительным сетям 0,4 - 110 кВ. Основной задачей является обеспечение надежного функционирования и развития распределительного электросетевого комплекса региона, а также подключение новых потребителей к распределительным электрическим сетям компании.

Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" осуществляет электроснабжение промышленных предприятий и населения численностью около 3,5 млн. человек. Всего в эксплуатации филиала находится 308 подстанций 35 - 220 кВ, 9246 трансформаторных подстанций 6 - 10 кВ и 41537 километров воздушных и кабельных линий электропередачи классом напряжения 0,4 - 110 кВ.

В составе филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" имеется 5 производственных отделений (Челябинские городские, Центральные, Златоустовские, Магнитогорские и Троицкие электрические сети);

2) филиал публичного акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Южно-Уральское предприятие магистральных электрических сетей (далее именуется - Южно-Уральское ПМЭС).

В зону обслуживания Южно-Уральского ПМЭС входит территория Челябинской области с населением около 3,5 млн. человек. В эксплуатации Южно-Уральского ПМЭС находятся 2894 километра линий электропередачи напряжением 110 - 500 кВ и 18 подстанций общей трансформаторной мощностью 10043,1 МВА (8 подстанций 500 кВ, 7 подстанций 220 кВ, 3 подстанции 110 кВ).

Южно-Уральское ПМЭС осуществляет эксплуатацию объектов, отнесенных к ЕНЭС. К объектам ЕНЭС на территории Челябинской области отнесены следующие энергообъекты:

ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская;

ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская;

ВЛ 500 кВ Костанайская - Челябинская (Л-1103);

ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская;

ВЛ 500 кВ Курган - Козырево;

ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Ириклинская ГРЭС;

ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС;

ВЛ 500 кВ Приваловская - Златоуст;

ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская;

ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Сокол;

ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево;

ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево;

ВЛ 500 кВ Шагол - Челябинская;

ВЛ 500 кВ Южная - Шагол;

ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево;

ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол;

ВЛ 500 кВ Курчатовская - Южная;

КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2;

КВЛ 500 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол;

ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная;

ВЛ 220 кВ Карталы 220 - Михеевский ГОК;

ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная I цепь с отпайкой на ПС 220 кВ ГПП-9;

ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная II цепь с отпайкой на ПС 220 кВ ГПП-9;

ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 1;

ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 2;

ВЛ 220 кВ КС 19 - Чебаркуль;

ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 60;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 77;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 86 I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 86 II цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 90;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь;

ВЛ 220 кВ Новометаллургическая - ЧФЗ I цепь;

ВЛ 220 кВ Новометаллургическая - ЧФЗ II цепь;

КВЛ 220 кВ ПС 77 - ПС4 I цепь;

КВЛ 220 кВ ПС 77 - ПС4 II цепь;

ВЛ 220 кВ ПС 86 - ПС 60;

ВЛ 220 кВ ПС 90 - ПС 77;

ВЛ 220 кВ Смеловская - ПС 30 I цепь;

ВЛ 220 кВ Смеловская - ПС 30 II цепь;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Карталы 220;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Приуральская;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 1;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 2;

ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ I цепь;

ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ II цепь;

ВЛ 220 кВ Хромовая - Новометаллургическая I цепь;

ВЛ 220 кВ Хромовая - Новометаллургическая II цепь;

ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая;

ВЛ 220 кВ Чебаркуль - Шагол;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая I цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая III цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая IV цепь;

ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак I цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Очистные сооружения;

ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак II цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Очистные сооружения;

ВЛ 220 кВ Шагол - Кунашак;

ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая-220;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Троицкая ГРЭС;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Шагол III цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Исаково;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 I цепь;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 II цепь;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - КС 19;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково;

ПС 500 кВ Кропачево;

ПС 500 кВ Приваловская;

ПС 500 кВ Златоуст;

ПС 500 кВ Смеловская;

ПС 500 кВ Магнитогорская;

ПС 500 кВ Челябинская;

ПС 500 кВ Шагол;

ПС 500 кВ Козырево;

ПС 220 кВ Новометаллургическая;

ПС 220 кВ Исаково;

ПС 220 кВ Чебаркуль;

ПС 220 кВ Мраморная;

ПС 220 кВ Кунашак;

ПС 220 кВ КС 19;

ПС 220 кВ Карталы 220;

ПС 110 кВ Карталы районная;

ПС 110 кВ Восточная;

ПС 110 кВ Ракитная.

Кроме вышеперечисленных сетевых компаний на территории Челябинской области имеются следующие территориальные сетевые организации (далее именуется - ТСО):

1) общество с ограниченной ответственностью "АЭС Инвест" (далее именуется - ООО "АЭС Инвест");

2) акционерное общество "Саткинский чугуноплавильный завод" (далее именуется - АО "СЧПЗ");

3) акционерное общество "Челябинский машиностроительный завод автомобильных прицепов "Уралавтоприцеп" (далее именуется - АО "Уралавтоприцеп");

4) акционерное общество "Энергосетевая Компания ЧТПЗ" (далее именуется - АО "ЭСК ЧТПЗ");

5) закрытое акционерное общество "Челябинский трубный опытно-экспериментальный завод" (далее именуется - ЗАО "ЧТОЭЗ");

6) закрытое акционерное общество "Электросеть" (далее именуется - ЗАО "Электросеть");

7) муниципальное многоотраслевое предприятие коммунального хозяйства (далее именуется - ММПКХ);

8) муниципальное предприятие "Горэлектросеть" г. Магнитогорска (далее именуется - МП "Горэлектросеть" г. Магнитогорска);

9) муниципальное унитарное предприятие "Городская управляющая компания" (далее именуется - МУП "ГУК");

10) муниципальное унитарное предприятие "Копейские электрические сети" (далее именуется - МУП "КЭС");

11) муниципальное унитарное предприятие "Многоотраслевое производственное объединение энергосетей" города Трехгорного (далее именуется - МУП "МПОЭ" г. Трехгорного);

12) муниципальное унитарное предприятие "Производственное объединение водоснабжения и водоотведения" г. Челябинска (далее именуется - МУП "ПОВВ");

13) муниципальное унитарное предприятие "Челябинский городской электрический транспорт" (далее именуется - МУП "ЧелябГЭТ");

14) муниципальное унитарное предприятие "Электротепловые сети" (далее именуется - МУП "ЭТС");

15) открытое акционерное общество "Автомобильный завод "Урал" (далее именуется - ОАО "АЗ "Урал");

16) открытое акционерное общество "Вишневогорский горнообогатительный комбинат" (далее именуется - ОАО "Вишневогорский ГОК");

17) открытое акционерное общество "Завод "Пластмасс" (далее именуется - ОАО "Завод "Пластмасс");

18) открытое акционерное общество "Магнитогорский метизно-калибровочный завод "ММК-Метиз" (далее именуется - ОАО "ММК-Метиз");

19) открытое акционерное общество "Магнитогорский металлургический комбинат" (далее именуется - ОАО "ММК");

20) открытое акционерное общество "Оборонэнерго" Филиал "Уральский" (далее именуется - ОАО "Оборонэнерго" Филиал "Уральский");

21) открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (Куйбышевская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала открытого акционерного общества "Российские железные дороги") (далее именуется - ОАО "РЖД" (Куйбышевская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД"));

22) открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (Южно-Уральская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала открытого акционерного общества "Российские железные дороги") (далее именуется - ОАО "РЖД" (Южно-Уральская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД"));

23) открытое акционерное общество "Трансэнерго" (далее именуется - ОАО "Трансэнерго");

24) открытое акционерное общество "Тургоякское рудоуправление" (далее именуется - ОАО "ТРУ");

25) открытое акционерное общество "Челябинская электросетевая компания" (далее именуется - ОАО "ЧЭК");

26) открытое акционерное общество "Челябинский электрометаллургический комбинат" (далее именуется - ОАО "ЧЭМК");

27) открытое акционерное общество "Челябинское авиапредприятие" (далее именуется - ОАО "ЧАП");

28) открытое акционерное общество "Челябинский завод профилированного стального настила" (далее именуется - ОАО "ЧЗПСН-ПРОФНАСТИЛ");

29) открытое акционерное общество "Электромашина" (далее именуется - ОАО "Электромашина");

30) открытое акционерное общество "Энергопром - Челябинский электродный завод" (далее именуется - ОАО "ЭПМ-ЧЭЗ");

31) общество с ограниченной ответственностью "Вектор ТК" (далее именуется - ООО "Вектор ТК");

32) общество с ограниченной ответственностью "Вектор ТС" (далее именуется - ООО "Вектор ТС");

33) общество с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" Приуральский филиал (далее именуется - ООО "Газпром энерго" Приуральский филиал);

34) общество с ограниченной ответственностью "Златэнерготелеком" (далее именуется - ООО "Златэнерготелеком");

35) общество с ограниченной ответственностью "Интернешенел Билдинг Констракшен" (далее именуется - ООО "ИБК");

36) общество с ограниченной ответственностью "Каслинская ЭнергоСбытовая Компания" (далее именуется - ООО "Каслинская ЭнергоСбытовая Компания");

37) общество с ограниченной ответственностью "Катав-Ивановский литейный завод" (далее именуется - ООО "КЛЗ");

38) общество с ограниченной ответственностью Завод стройиндустрии "КЕММА" (далее именуется - ООО "КЕММА");

39) общество с ограниченной ответственностью "Металлстрой" (далее именуется - ООО "Металлстрой");

40) общество с ограниченной ответственностью "Механический завод" (далее именуется - ООО "Механический завод");

41) общество с ограниченной ответственностью "Миассэнергосервис" (далее именуется - ООО "Миассэнергосервис");

42) общество с ограниченной ответственностью "МиассЭнергоСтрой" (далее именуется - ООО "МЭС");

43) общество с ограниченной ответственностью "МИЗ-Энерго" (далее именуется - ООО "МИЗ-Энерго");

44) общество с ограниченной ответственностью "Объединенная электросетевая компания - Челябинск" (далее именуется - ООО "ОЭсК - Челябинск");

45) общество с ограниченной ответственностью "РАЗВИТИЕ" (далее именуется - ООО "РАЗВИТИЕ");

46) общество с ограниченной ответственностью "Региональная сетевая компания" (далее именуется - ООО "РСК");

47) общество с ограниченной ответственностью "Сети и системы" (далее именуется - ООО "Сети и системы");

48) общество с ограниченной ответственностью "Системы Передачи Электроэнергии" (далее именуется - ООО "СПЭ");

49) общество с ограниченной ответственностью "СИТИ-ПАРК Энерго" (далее именуется - ООО "СИТИ-ПАРК Энерго");

50) общество с ограниченной ответственностью "СПЕКТР-ЭЛЕКТРО" (далее именуется - ООО "СПЕКТР-ЭЛЕКТРО");

51) общество с ограниченной ответственностью "ТДК" (далее именуется - ООО "ТДК");

52) общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОСЕРВИС-ПЭ" (далее именуется - ООО "ТЕХНОСЕРВИС-ПЭ");

53) общество с ограниченной ответственностью "Тепловые электрические сети и системы" (далее именуется - ООО "ТЭСиС");

54) общество с ограниченной ответственностью "ТРАНС" (далее именуется - ООО "ТРАНС");

55) общество с ограниченной ответственностью "ТранснефтьЭлектросетьСервис" (далее именуется - ООО "ТЭС");

56) общество с ограниченной ответственностью "Управление энергоснабжения и связи" (далее именуется - ООО "УЭС");

57) общество с ограниченной ответственностью "Челябинский тракторный завод-УРАЛТРАК" (далее именуется - ООО "ЧТЗ-УРАЛТРАК");

58) общество с ограниченной ответственностью "ЭДС" (далее именуется - ООО "ЭДС");

59) общество с ограниченной ответственностью "Э-Контакт" (далее именуется - ООО "Э-Контакт");

60) общество с ограниченной ответственностью "Электро ТК" (далее именуется - ООО "Электро ТК");

61) общество с ограниченной ответственностью "Электросетевая компания" (далее именуется - ООО "ЭСК");

62) общество с ограниченной ответственностью "Электросетевая компания" (далее именуется - ООО "Электросетевая компания");

63) общество с ограниченной ответственностью "Электро-транспорт" (далее именуется - ООО "Электро-транспорт");

64) общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ АЛЬТ АИР" (далее именуется - ООО "ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ АЛЬТ АИР");

65) общество с ограниченной ответственностью "Энергосетевая компания "Амет" (далее именуется - ООО "ЭСК "АМЕТ");

66) общество с ограниченной ответственностью "Энерготехсервис" (далее именуется - ООО "ЭТС");

67) общество с ограниченной ответственностью "Эффект ТК" (далее именуется - ООО "Эффект ТК");

68) общество с ограниченной ответственностью "ЮК-Сети" (далее именуется - ООО "ЮК-Сети");

69) общество с ограниченной ответственностью "Южноуральская сетевая компания" (далее именуется - ООО "ЮСК");

70) общество с ограниченной ответственностью "Башкирская Сетевая Компания" (далее именуется - ООО "БСК");

71) федеральное государственное унитарное предприятие "Приборостроительный завод" (далее именуется - ФГУП "ПСЗ");

72) федеральное государственное унитарное предприятие "Производственное объединение "Маяк" (далее именуется - ФГУП "ПО "Маяк");

73) федеральное государственное унитарное предприятие "УСТЬ-КАТАВСКИЙ ВАГОНОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД имени С.М. Кирова" - филиал федерального государственного унитарного предприятия "ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОСМИЧЕСКИЙ НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР имени М.В. Хруничева" (далее именуется - ФГУП "УКВЗ им. С.М. Кирова" - филиал ФГУП "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева");

74) акционерное общество "Высокотемпературные строительные материалы" (далее именуется - АО "ВСМ");

75) закрытое акционерное общество Комбинат хлебопродуктов "Злак" (далее именуется - ЗАО КХП "Злак");

76) закрытое акционерное общество "МиассЭнерго" (далее именуется - ЗАО "МиассЭнерго");

77) общество с ограниченной ответственностью "Новосинеглазовский завод строительных материалов" (далее именуется - ООО "НЗСМ");

78) общество с ограниченной ответственностью Торговый Дом "ХИМПРОДУКТ" (далее именуется - ООО ТД "ХИМПРОДУКТ").

На территории Челябинской области представлены следующие сбытовые компании:

1) ПАО "Челябэнергосбыт";

2) ООО "Магнитогорская энергетическая компания";

3) филиал "Уральский" АО "Оборонэнергосбыт".

6. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Челябинской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет

Отчетная динамика потребления электроэнергии в Челябинской области с 2011 по 2015 годы приведена в таблице 1.

Таблица 1

Динамика
потребления электроэнергии в Челябинской области

Наименование показателя	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	За 5 лет
Потребление электроэнергии, млн. кВт. ч	36192	36233	35757	36141	35696	-
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт. ч	1144,6	40,8	-476	384	-444,9	-496
Прирост, процентов	3,3	0,1	-1,3	1,1	-1,2	-1,4

Потребление электроэнергии энергосистемой за 2015 год составило 35696 млн. кВт. ч, что на 444,9 млн. кВтч, или на 1,2 процента, меньше, чем в 2014 году.

Суммарно за последние 5 лет потребление электроэнергии в Челябинской области уменьшилось 496 млн. кВт. ч, или на 1,4 процента.

На рисунке 2 в графическом виде представлена динамика потребления электроэнергии в Челябинской области за последние пять лет.

Рисунок 2

Динамика
потребления электроэнергии в Челябинской области

Структура электропотребления по основным группам потребителей приведена в таблице 2.

Таблица 2

Структура
электропотребления по основным группам потребителей

Показатель		2011 год		2012 год		2013 год		2014 год		2015 год
		млн. кВт. ч	в процентах к итогу	млн. кВт. ч	в процентах к итогу	млн. кВт. ч	в процентах к итогу	млн. кВт. ч	в процентах к итогу	млн. кВт. ч	в процентах к итогу
Потреблено электроэнергии - всего		36192,2	100,0	36233,0	100,0	35757,0	100,0	36141	100,0	35696	100,0
в том числе	добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды	24104,0	66,6	24239,9	66,9	24562,9	68,7	24828,9	68,7	24523,2	68,7
	сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	398,1	1,1	434,8	1,2	555,7	1,6	578,3	1,6	571,1	1,6
	строительство	217,2	0,6	217,4	0,6	372,3	1,0	361,4	1,0	357,0	1,0
	оптовая и розничная торговля	-	-	1413,1	3,9	699,3	2,0	722,8	2,0	713,9	2,0
	транспорт и связь	2931,6	8,1	2934,9	8,1	2836,1	7,9	2855,1	7,9	2820,0	7,9
	другие виды экономической деятельности	2135,3	5,9	797,1	2,2	1110,0	3,1	1120,4	3,1	1106,6	3,1
	городское и сельское население	2967,8	8,2	3079,8	8,5	3432,9	9,6	3469,5	9,6	3426,8	9,6
	потери в электросетях	3438,3	9,5	3116,0	8,6	2187,8	6,1	2204,6	6,1	2177,5	6,1

Ведущую роль в структуре электропотребления играет добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии газа и воды - 66 - 68 процентов от общего электропотребления Челябинской области.

Для энергосистемы Челябинской области с ее структурой электропотребления (большая доля крупных предприятий с непрерывным циклом производства) характерна высокая плотность суточных графиков нагрузки. На рисунках 3 и 4 представлены суточные графики нагрузки энергосистемы Челябинской области для третьей недели июня и декабря 2015 года.

Рисунок 3

Суточные зимние графики
нагрузки энергосистемы Челябинской области

Рисунок 4

Суточные летние графики
нагрузки энергосистемы Челябинской области

Среднее значение плотности нагрузки для зимнего периода составляет 0,924, для летнего периода - 0,927 (плотность графика нагрузки ( = Pср / Pмакс, где Pср - среднесуточная нагрузка, Pмакс - максимальная нагрузка).

7. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Челябинской области с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет по данным, представленным самими потребителями, приведен в таблице 3. В таблице не представлен ряд данных (н/д) ввиду отсутствия статистической информации по данным потребителям.

Таблица 3

Перечень
основных крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области

Наименование потребителя	Потребление электрической энергии и мощности, млн. кВт. ч/МВт
	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год
ОАО "ММК"	7303,5/986	7487,9/871	7312,3/927	9247,99/1233,4	н/д
ОАО "Челябинский электрометаллургический комбинат"	н/д	н/д/450	н/д	3720,79/424,4	н/д
ОАО "Челябинский металлургический комбинат"	2117,3/305	2099,9/313	н/д	2609,92/354,2	н/д
ОАО "Челябинский цинковый завод"	762,9/98,5	750,6/98,509	767,9/98,509	764,64/99,32	н/д
ОАО "Челябинский трубопрокатный завод"	318,37/55,47*	299,5/61,87	283,7/49,547	180,14/60,6	н/д
Федеральное государственное унитарное предприятие "Российский Федеральный Ядерный Центр - Всероссийский научно-исследовательский институт технической физики имени академика Е.И. Забабахина" с нагрузками города Снежинска	170,3/35,76	181,3/37,22	61,78/15,934*	н/д/15,4	н/д
Федеральное государственное унитарное предприятие "ПО "Маяк" (с транзитными потребителями и городом Озерском)	н/д	н/д/92,93	329/50,961*	394,41/н/д	319**/71
ОАО "Комбинат Магнезит"	387,5/45,9	403,6/41,8	365,6/34,78	н/д	н/д/39
ОАО "Ашинский металлургический завод"	488/79,4	377/68,1	420/81	329,06/87,6	613,9/92,7
ЗАО "Михеевский ГОК"	-	-	-	н/д/3,2	416,1/84

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

* Данные указаны без учета транзитных потребителей.

** Собственное годовое электропотребление (без учета транзитных потребителей).

8. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет

Отчетная динамика изменения максимума нагрузки в Челябинской области с 2011 по 2015 годы приведена в таблице 4.

Таблица 4

Динамика
изменения максимума нагрузки в Челябинской области за последние 5 лет

Наименование показателя	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	За 5 лет
Собственный максимум нагрузки, МВт	5418	5441	5150	5249	5158	-
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт	246	23	-291	99	-91	-260
Прирост, процентов	4,8	0,4	-5,3	1,9	-1,7	-4,8

В 2015 году собственный максимум нагрузки энергосистемы составил 5158 МВт (фиксируется уменьшение максимума нагрузки по отношению к 2014 году на 1,7 процента).

Суммарно за последние 5 лет собственный максимум нагрузки энергосистемы Челябинской области уменьшился на 260 МВт, или на 4,8 процента.

Рисунок 5

Динамика
изменения максимума нагрузки энергосистемы Челябинской области за последние 5 лет

Динамика изменения максимума нагрузки по наиболее крупным энергорайонам и энергоузлам энергосистемы Челябинской области за последние 5 лет представлена в таблице 5.

Таблица 5

Динамика
изменения максимума нагрузки по энергорайонам и энергоузлам энергосистемы Челябинской области
за последние 5 лет, МВт

Энергорайон	2011 год		2012 год		2013 год		2014 год		2015 год
	зима	лето	зима	лето	зима	лето	зима	лето	зима	лето
Всего по области	5418	4248	5441	4214	5150	4046,5	5249	4232,7	5158	4114,4
Всего по энергорайонам,	4903,1	3981,1	4969,8	3947,4	4913,3	4012,5	4473,7	3614,8	4626,8	3678,0
в том числе:	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон,	691,1	547,2	724,5	510,6	659,1	492,2	637,8	371,0	607,2	487,3
в том числе:	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ашинский энергоузел	75,0	59,4	78,6	55,4	71,5	53,4	69,2	40,2	65,9	52,9
Миасско-Чебаркульский энергоузел	252,9	200,2	265,1	186,8	241,2	180,1	233,4	135,8	222,2	178,3
Карталинский энергорайон	185,4	125,2	179,7	112	168,7	107,1	139,5	143,1	209,4	77,7
Магнитогорский энергорайон	1508,8	1267,5	1537,5	1310,5	1469,4	1285,6	1289,5	1327,9	1551,9	1239,0
Челябинский энергорайон,	2122,5	1750,1	2124,8	1737,1	2240,1	1860,6	2033,5	1505,4	1903,8	1623,0
в том числе:	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Металлургический энергоузел	357,3	294,6	357,7	292,4	377,1	313,2	342,3	253,4	320,5	273,2
Сосновский энергоузел	178,7	147,3	178,8	146,2	188,6	156,6	171,2	126,7	188,2	121,3
узел ЧГРЭС	200,6	165,4	200,8	164,2	211,7	175,8	192,2	142,3	179,9	153,4
узел ЧТЭЦ-1	363,9	300,0	364,3	297,8	384,1	319,0	348,6	258,1	326,4	278,3
узел ЧТЭЦ-2	73,4	60,6	73,5	60,1	77,5	64,4	70,4	52,1	65,9	56,2
узел ЧЭМК	450	420	444	416	410	402	424	394	498	424
Северный энергорайон	395,3	291,1	403,3	277,2	376,0	267,0	373,4	267,4	354,5	251,0

В таблице 6 представлены данные по загрузке ПС 500 и 220 кВ энергосистемы Челябинской области за последние 5 лет. Приведенные данные отражают имеющийся резерв мощности крупных узлов нагрузки.

Таблица 6

Динамика
изменения нагрузки ПС 500 и 220 кВ за последние 5 лет, МВт

Наименование ПС	Мощность трансформаторов, МВА	Загрузка, процентов от номинальной мощности
		2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год
ПС 500 кВ Кропачево	250 /АТ1/	31,3	30,9	29,4	27,0	24,6
	250 /АТ2/	31,5	31,1	29,6	27,2	22,7
ПС 500 кВ Приваловская	250 /АТ1/	42,5	45,5	41,7	38,6	32,4
ПС 500 кВ Златоуст	250 /АТ1/	0	0	30,6	46,4	35,5
	250 /АТ2/	14,2	13,6	46,0	33,3	26,5
	250 /АТ3/	45,3	48,8	35,4	32,1	27,6
ПС 500 кВ Смеловская	801 /АТГ1/	31,7	32,5	31,2	33,1	19,8
	200 /АТ3/	48,4	50,6	60,3	48,8	43,0
ПС 500 кВ Магнитогорская	801 /АТГ1/	39,0	31,1	39,2	40,3	23,4
	801 /АТГ2/	30,5	40,0	30,6	31,4	21,5
ПС 500 кВ Шагол	501 /АТГ3/	48,1	45,9	44,9	38,0	31,3
	501 /АТГ4/	35,3	37,7	41,9	36,3	0
	250 /АТ1/	46,8	45,2	42,0	34,7	24,2
	250 /АТ2/	22,7	60,9	63,5	33,3	47,6
ПС 500 кВ Козырево	3 x 267 /АТГ3/	33,7	34,8	30,7	29,5	35,7
	3 x 267 /АТГ4/	43,1	46,1	40,5	39,0	45,9
	200 /АТ1/	41,5	47,6	51,7	40,1	38,2
	200 /АТ2/	41,5	47,9	52,2	40,5	38,7
ПС 220 кВ Новометаллургическая	250 /АТ1/	23,0	23,9	18,7	20,4	12,8
	250 /АТ2/	23,8	24,4	18,6	20,5	13,1
ПС 220 кВ Исаково	200 /АТ1/	52,5	62,9	64,8	45,7	53,1
	180 /АТ2/	45,1	55,2	54,4	37,1	47,7
ПС 220 кВ Чебаркуль	250 /АТ1/	44,6	40,1	36,2	32,6	36,6
	240 /АТ2/	9,5	26,5	29,3	19,1	25,5
ПС 220 кВ Мраморная	125 /АТ1/	42,8	59,3	55,7	48,0	33,5
	125 /АТ2/	43,0	59,1	56,0	47,9	33,7
ПС 220 кВ Кунашак	63 /АТ2/	36,9	29,1	30,4	17,5	33,7
ПС 220 кВ КС 19	32 / Т1	0	4,0	4,0	3,9	4,0
	32 / Т2	0	4,0	4,0	3,9	4,0
ПС 220 кВ Карталы 220	125 /АТ1/	0	0	0	7,7	0
	200 /АТ2/	32,5	30,4	29,9	6,6	33,9

9. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе, структура отпуска тепловой энергии (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение, технология) от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет

Тепловая энергия в Челябинской области используется для целей отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологических нужд коммунально-бытовых (включая население) и производственных потребителей. В основном (90,6 процента) потребителей используют тепловую энергию в виде горячей воды. Оставшаяся часть (10,4 процента) - это потребители (в основном производственные предприятия), использующие тепловую энергию в виде влажного пара.

Конечное потребление энергетических ресурсов - это расход энергоресурсов потребителями всех секторов экономики, за исключением энергетики в процессах, не учтенных в разделе "Преобразование энергоресурсов". В дальнейшем в однопродуктовых топливно-энергетических балансах Челябинской области выделены следующие укрупненные виды экономической деятельности:

1) сельское хозяйство;

2) рыболовство и рыбоводство;

3) промышленность;

4) производство и распределение электроэнергии, газа и воды (за исключением производства электроэнергии и тепловой энергии);

5) строительство;

6) транспорт и связь;

7) прочие виды деятельности;

8) население;

9) использование энергетических ресурсов на неэнергетические нужды.

Динамика изменения потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения за 2008 - 2015 годы в Челябинской области в конечном потреблении, структурированная по видам экономической деятельности, представлена в таблице 7 и на рисунке 6.

Таблица 7

Динамика
изменения потребления тепловой энергии из централизованных систем теплоснабжения Челябинской области, тыс. Гкал

Год	Всего потреблено	Темп изменения	Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	Рыболовство	Промышленность	Строительство	Транспорт и связь	Прочие виды деятельности	Население
2011	45033	-1,2 %	1032	1	21264	571	528	4473	17165
2012	43980	-2,3 %	778	1	21456	524	545	4141	16546
2013	43452	-1,2 %	769	1	21199	518	538	4091	16347
2014	42692	-1,8 %	756	1	20828	509	529	4019	16061
2015	41945	-1,7 %	743	1	20464	500	520	3949	15780

Источники: Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2016 - 2020 годы, утвержденная распоряжением Губернатора Челябинской области от 29.04.2015 г. N 405-р "Об утверждении Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2016 - 2020 годы", сведения об остатках, поступлении и расходе топлива, сборе и использовании отработанных нефтепродуктов за 2013 и 2014 годы, сведения об использовании топлива, теплоэнергии и электроэнергии в Челябинской области за 2013 год.

Рисунок 6

Структура и динамика
потребления тепловой энергии из централизованных систем теплоснабжения в Челябинской области

Как и на всей территории Российской Федерации, в Челябинской области в течение последних 7 лет снижается спрос на тепловую энергию в конечном потреблении из централизованных систем теплоснабжения. Для Челябинской области среднее за 6 лет снижение потребления тепловой энергии составило 1,2 процентных пункта в год, а потребление тепловой энергии сократилось с 46024 тыс. Гкал в 2008 году до 41945 тыс. Гкал в 2015, или на 8,8 процента.

Наибольший спрос на тепловую энергию регистрируется статистикой в следующих разделах топливно-энергетического баланса по видам экономической деятельности:

"промышленность" (46 процентов в 2008 году и 49 тонн условного топлива в 2014 году);

"население" (32 процента в 2008 году и 38 процентов в 2014 году).

Изменения за предшествующую пятилетку в структуре потребления тепловой энергии в основном были сосредоточены в потреблении тепловой энергии в промышленности и населением. По данным 2014 года сокращение потребления тепловой энергии в промышленности составило 371 тыс. Гкал, или 1,8 процента от уровня 2013 года. Сокращение потребления тепловой энергии населением составило 286 тыс. Гкал, или те же 1,8 процентных пункта.

Территориальное распределение потребления тепловой энергии по поселениям Челябинской области и динамика его изменения приведены в таблицах 8, 9 и на рисунке 7.

Таблица 8

Распределение
потребления тепловой энергии по городским округам Челябинской области, тыс. Гкал

Городские округа	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Златоустовский	2705	2809	2753	2681	2658	2605
Карабашский	191	190	186	181	179	175
Копейский	1190	1183	1159	1129	1119	1097
Локомотивный	71	73	72	70	69	68
Миасский	2005	2167	2124	2069	2051	2010
Озерский	1993	2270	2225	2167	2148	2105
Снежинский	1237	1230	1205	1174	1164	1141
Трехгорный	860	855	838	816	809	793
Троицкий	580	577	565	550	545	534
Усть-Катавский	390	388	380	370	367	360
Чебаркульский	356	354	347	338	335	328
Южноуральский	839	834	817	796	789	773
Верхнеуфалейский	617	613	601	585	580	568
Кыштымский	773	768	753	733	727	712
Магнитогорский	8523	8472	8303	8087	8017	7857
Челябинский	14670	15620	15395	14999	14702	14408
Всего по городским округам	37000	38403	37723	36745	36259	35534
Темп роста		6,48 %	-1,44 %	-2,57 %	-1,98 %	-2,00 %

Таблица 9

Распределение
потребления тепловой энергии по муниципальным районам Челябинской области, тыс. Гкал

Муниципальные районы	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Агаповский	216,9	215,9	215,9	215,9	215,9	215,9
Аргаяшский	160,3	159	158	157	156	155
Ашинский	645,5	642	638	634	630	626
Брединский	79	79	79	79	79	79
Варненский	73	73	73	73	73	73
Верхнеуральский	130	129	128	127	126	125
Верхнеуфалейский	580	577	574	571	568	565
Еманжелинский	380	378	376	374	372	370
Еткульский	130,8	130	129	128	127	126
Карталинский	176,7	176	175	174	173	172
Каслинский	303,6	302	300	298	296	294
Катав-Ивановский	285,4	284	282	280	278	276
Кизильский	54,6	54	54	54	54	54
Коркинский	543,9	541	538	535	532	529
Красноармейский	175,7	175	174	173	172	171
Кунашакский	123,6	123	122	121	120	119
Кусинский	218,5	217	216	215	214	213
Кыштымский	820	815	810	805	800	795
Нагайбакский	112,2	112	111	110	109	108
Нязепетровский	94,5	94	93	92	91	90
Октябрьский	40,4	40	40	40	40	40
Пластовский	138,1	137	136	135	134	133
Саткинский	885,2	880	875	870	865	860
Сосновский	299,2	297	295	293	291	289
Троицкий	59,5	59	59	59	59	59
Увельский	256	254	252	250	249	248
Уйский	126,4	126	125	124	123	122
Чебаркульский	145	144	143	142	141	140
Чесменский	78,9	78	78	78	78	78
Всего муниципальные районы	7333	7291	7249	7207	7166	7125

Рисунок 7

Распределение
потребления тепловой энергии в городских округах Челябинской области
за 2015 год

Данные по каждой изолированной системе теплоснабжения, функционирующей в каждом поселении, собраны по данным схем теплоснабжения. Данные по потреблению тепловой энергии показывают, что потребление тепловой энергии в городских округах составляет около 84 процентов всего потребления тепловой энергии в Челябинской области. А в городских округах 61 процент от всего потребления сосредоточен в Челябинском и Магнитогорском городских округах.

Потребление тепловой энергии в муниципальных районах составляет 17 процентов всего потребления тепловой энергии в Челябинской области, и это потребление распределено на обширной территории с 1078 поселениями и тепловой нагрузкой низкой плотности.

Структура потребления тепловой энергии по территории Челябинской области с 2009 года изменялась незначительно. Следует также отметить, что существует некоторое различие в данных, приведенных в разных статистических источниках. Это различие достигает максимального значения в данных за 2010 год. В дальнейшем, не имея дополнительных сведений, позволяющих интерпретировать замеченное различие, анализ теплопотребления будет осуществлен по данным статистики.

Спрос потребителей на тепловую мощность (максимальный расход тепловой энергии в отопительный период) не отражается в статистической информации. Он, как правило, устанавливается по результатам анализа соответствующих разделов схем теплоснабжения в каждой изолированной системе теплоснабжения (зоне действия источника тепловой мощности). Однако схемы теплоснабжения, разработанные в Челябинской области, как правило, не содержат анализа достигнутых максимумов тепловой нагрузки по большинству изолированных систем теплоснабжения.

Анализ этих данных показывает, что максимальный спрос на тепловую энергию (тепловая нагрузка потребителей, спрос на тепловую мощность) имеет тенденцию к незначительному росту и отражает влияние следующих факторов:

ввод в эксплуатацию новых жилых и общественных зданий (новых строительных фондов);

вывод из эксплуатации аварийных строительных фондов;

ввод в эксплуатацию новых производственных мощностей;

изменение научно-технической документации, в частности ввод в действие актуализированных строительных норм и правил "Строительная климатология", где применены новые (более высокие, чем в старых строительных нормах и правилах) данные о расчетной температуре наружного воздуха для проектирования теплозащиты зданий и проектирования систем отопления и вентиляции.

В таблице 10 приведены данные спроса на тепловую мощность, установленные по договорным тепловым нагрузкам, скорректированным на достигнутый максимум тепловых нагрузок в отопительный период 2014 - 2015 годов для городских округов Челябинской области. В таблице 11 приведены аналогичные данные (по договорным тепловым нагрузкам) для муниципальных районов.

Таблица 10

Спрос на тепловую мощность в городских округах Челябинской области, Гкал/ч

Городские округа	2012	2013	2014	2015
Златоустовский	672,9	674	676	678
Карабашский	45,5	44	42	42
Копейский	316,2	318	320	322
Локомотивный	23,4	24	24	24
Миасский	551,5	554	582	594
Озерский	541,7	540	538	536
Снежинский	342,2	338	334	330
Трехгорный	219,4	214	208	202
Троицкий	143,4	140	138	126
Усть-Катавский	100,1	98	96	94
Чебаркульский	91,8	92	94	96
Южноуральский	142,1	144	146	148
Верхнеуфалейский	160	164	168	164
Кыштымский	186,7	188	190	192
Магнитогорский	2319,4	2365,9	2413,5	2462,4
Челябинский	3216,8	3267,1	3454,9	3582,5
Всего городские округа	9073,1	9165	9424,4	9592,9
Темп роста		1,01 %	2,83 %	1,79 %

Таблица 11

Спрос
на тепловую мощность в муниципальных районах Челябинской области, Гкал/ч

Муниципальные районы	2012	2013	2014	2015
Агаповский	51,7	51,5	51,3	51,1
Аргаяшский	39,8	39,6	39,4	39,2
Ашинский	163,2	160,4	157,7	155
Брединский	17,9	16,8	15,7	14,7
Варненский	16,5	16,4	16,3	16,2
Верхнеуральский	30	29,6	29,2	28,8
Верхнеуфалейский	84,5	82	79,5	77,1
Еманжелинский	106,5	105,5	104,6	103,7
Еткульский	31,2	31	30,9	30,8
Карталинский	43,5	43	42,6	42,2
Каслинский	72,2	71,1	70,1	69,1
Катав-Ивановский	69,4	69,2	68,9	68,6
Кизильский	13,4	13,4	13,3	13,2
Коркинский	137,3	133,9	130,6	127,3
Красноармейский	38,5	38,3	38,1	37,9
Кунашакский	31,1	31	30,9	30,8
Кусинский	46,2	46	45,8	45,6
Кыштымский	186,7	184,1	181,5	179
Нагайбакский	27,6	27,5	27,4	27,3
Нязепетровский	22,3	22,2	22,1	22
Октябрьский	10,2	10,1	10,1	10,1
Пластовский	34,9	34,5	34,1	33,7
Саткинский	176	172,7	169,4	166,2
Сосновский	75,5	69,2	68,9	64,5
Троицкий	12,9	12,9	12,8	12,7
Увельский	64,6	64,4	64,1	63,8
Уйский	30,3	30,2	30,1	30
Чебаркульский	36,6	36,4	36,3	36,2
Чесменский	19	18,9	18,8	18,7
Всего по муниципальным районам	1689,5	1661,8	1640,5	1615,5
Темп роста		-1,60 %	-1,30 %	-1,50 %
Всего по Челябинской области	10762,6	10826,8	11064,9	11208,4
Темп роста		0,60 %	2,20 %	1,30 %

Так же как и в большинстве регионов Российской Федерации, в Челябинской области отмечаются следующие тенденции в сфере функционирования централизованных систем теплоснабжения:

рост спроса на тепловую мощность (рост тепловой нагрузки потребителей);

снижение спроса на тепловую энергию (потребления тепловой энергии);

снижение числа часов использования установленной тепловой мощности.

Максимальный прирост тепловой нагрузки зарегистрирован в Челябинском и Магнитогорском городских округах, что соответствует статистике введенного в эксплуатацию жилищного и общественного фондов.

Всего общий прирост тепловой нагрузки в Челябинской области по городским округам и муниципальным районам в зонах действия централизованных систем теплоснабжения за 2012 - 2015 годы составил около 500 Гкал/ч. При этом средний прирост тепловой нагрузки составил около 1,04 процентного пункта в год.

Централизованное теплоснабжение потребителей тепловой энергии в Челябинской области осуществляется от источников двух типов: источников с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии и от котельных.

Теплофикация в регионе осуществляется от теплоэлектроцентралей с общей установленной тепловой мощностью в 9168 Гкал/ч и установленной тепловой мощностью регулируемых отборов турбоагрегатов в 5923 Гкал/ч (таблица 12).

Таблица 12

Общая и теплофикационная
установленная тепловая мощность источников с комбинированной выработкой, Гкал/ч

Наименование		2011	2012	2013	2014	2015
Троицкая ГРЭС	всего	315	315	315	315	315
	турбоагрегатов	315	315	315	315	315
Южноуральская ГРЭС	всего	395	395	395	395	320
	турбоагрегатов	395	395	395	395	320
Южноуральская ГРЭС-2	всего	0	0	0	0	0
	турбоагрегатов	0	0	0	0	0
Челябинская ТЭЦ-1	всего	1253	1253	1331	1121	863
	турбоагрегатов	653	653	731	521	339
Челябинская ТЭЦ-2	всего	956	956	956	956	956
	турбоагрегатов	596	596	596	596	596
Челябинская ТЭЦ-3	всего	1205	1205	1205	1205	1205
	турбоагрегатов	665	665	665	665	665
Челябинская ГРЭС	всего	814	814	814	814	758
	турбоагрегатов	414	414	414	414	358
ТЭЦ "Мечел-Энерго"	всего	1287	1287	1287	1287	1287
	турбоагрегатов	687	687	687	687	687
Аргаяшская ТЭЦ	всего	629	629	629	629	629
	турбоагрегатов	576	576	576	576	576
Магнитогорская ТЭЦ ММК	всего	660	660	660	660	660
	турбоагрегатов	480	480	480	480	480
Магнитогорская ЦЭС ММК	всего	690	690	690	690	690
	турбоагрегатов	490	490	490	490	490
ТЭЦ ПВС-1	всего	100	100	100	100	100
	турбоагр.	100	100	100	100	100
ТЭЦ ПВС-2	всего	284	284	284	284	284
	турбоагрегатов	284	284	284	284	284
ТЭЦ Паросилового цеха ОАО "ММК"	всего	120	120	120	120	120
	турбоагрегатов	120	120	120	120	120
ТЭЦ Коксохимического производства ОАО "ММК"	всего	23	23	23	23	23
	турбоагрегатов	23	23	23	23	23
Тургоякская ТЭЦ	всего	147	147	147	147	147
	турбоагрегатов	147	147	147	147	147
ТЭЦ ОАО "ЭнСер"	всего	185	185	185	185	185
	турбоагрегатов	185	185	185	185	185
ТЭЦ ОАО "Комбинат Магнезит"	всего	16	16	16	16	16
	турбоагрегатов	16	16	16	16	16
ЦЭС Златоустовского машиностроительного завода	всего	64	64	64	64	64
	турбоагрегатов	64	64	64	64	64
ЦЭС Саткинского чугуноплавильного завода	всего	28	28	28	28	28
	турбоагрегатов	30	31	32	33	34
ТЭЦ ОАО "Ашинский металлургический завод"	всего	283	283	283	283	283
	турбоагрегатов	75	75	75	75	75
ТЭЦ ОАО "Уральская кузница"	всего	235	235	235	235	235
	турбоагрегатов	25	25	25	25	25
Всего	УТМ	9689	9689	9767	9557	9168
	УТМТ	6340	6341	6420	6211	5923

Источник: Схема и программа развития электроэнергетики Челябинской области на 2016 - 2020 годы.

Весь остальной спрос на тепловую мощность покрывается с помощью котельных.

Общая установленная тепловая мощность ТЭЦ и котельных на территории Челябинской области составила на 1 января 2015 года - 20692,7 Гкал/ч (таблица 13).

Таблица 13

Установленная тепловая мощность в поселениях Челябинской области, Гкал/ч

Наименование	Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Челябинский округ	7017,1
Верхнеуфалейский округ	316,1
Златоустовский округ	1393,5
Карабашский округ	100,9
Копейский округ	612,1
Кыштымский округ	286,0
Локомотивный округ	75,0
Магнитогорский округ	3140,8
Миасский округ	1250,3
Озерский округ	808,5
Снежинский округ	537,3
Трехгорный округ	282,6
Троицкий округ	437,6
Усть-Катавский округ	167,2
Чебаркульский округ	354,6
Южноуральский округ	399
Агаповский муниципальный район	144,1
Аргаяшский муниципальный район	80,4
Ашинский муниципальный район	464,2
Брединский муниципальный район	44,2
Варненский муниципальный район	49,4
Верхнеуральский муниципальный район	145,3
Еманжелинский муниципальный район	208,1
Еткульский муниципальный район	3,3
Карталинский муниципальный район	161,4
Каслинский муниципальный район	204,7
Катав-Ивановский муниципальный район	171,5
Кизильский муниципальный район	28,8
Коркинский муниципальный район	201,4
Красноармейский муниципальный район	104,3
Кунашакский муниципальный район	59,9
Кусинский муниципальный район	0,9
Нагайбакский муниципальный район	61,3
Нязепетровский муниципальный район	39,2
Октябрьский муниципальный район	21,1
Пластовский муниципальный район	80,4
Саткинский муниципальный район	558,4
Сосновский муниципальный район	296,8
Троицкий муниципальный район	42
Увельский муниципальный район	119,8
Уйский муниципальный район	70,6
Чебаркульский муниципальный район	86,7
Чесменский муниципальный район	65,9
Всего по Челябинской области	20692,7

Источник: данные схем теплоснабжения поселений Челябинской области.

Принимая во внимание данные о спросе на тепловую мощность у потребителей, потери тепловой мощности в тепловых сетях и собственные нужды ТЭЦ и котельных, а также данные таблицы 13, можно показать, что резервы УТМ на источниках тепловой мощности составляют 65 процентов.

Новое строительство источников тепловой мощности (котельных) осуществляется только в зонах новой застройки, не обеспеченной существующей тепловой мощностью, и в зонах индивидуального жилищного строительства (индивидуальные теплогенераторы).

Выработка тепловой энергии на ТЭЦ и котельных приведена в таблице 14 и на рисунке 8. В данной таблице учтены собственные нужды и потери тепловой энергии в тепловых сетях на ТЭЦ и котельных.

Таблица 14

Выработка тепловой энергии на ТЭЦ и котельных в Челябинской области, тыс. Гкал

Год	Производство	ТЭЦ	Прочими электростанциями	Котельные, всего	Тепло-утилизационные установки	Полезный отпуск с коллекторов	Потери в сетях	Всего потреблено
2011	49971	24520	325	21707	3420	48473	3440	45033
2012	48960	23921	294	21366	3379	47492	3512	43980
2013	48420	23519	370	21201	3330	46968	3516	43452
2014	47735	23354	370	20535	3476	46304	3612	42692
2015	47166	23191	370	20294	3312	45753	3808	41945

Источник: Сведения об использовании топлива, теплоэнергии и электроэнергии в Челябинской области.

Анализ этих данных показывает, что доля выработанной тепловой энергии на ТЭЦ постоянно увеличивается и достигает к 2015 году 49 процентов. Таким образом, коэффициент теплофикации в Челябинской области один из самых высоких среди территорий Российской Федерации (за исключением Москвы и Санкт-Петербурга как субъектов Российской Федерации).

В связи с промышленной ориентацией Челябинской области в производстве тепла также высока доля тепловой энергии, полученная на теплоутилизационных установках промышленных предприятий (около 7 процентов от общей выработки тепловой энергии).

Рисунок 8

Выработка тепловой энергии
на ТЭЦ и котельных Челябинской области

10. Информация о перечне крупных потребителей тепловой энергии в Челябинской области представлена в разделе VIII.

11. Структура установленной электрической мощности электростанций на территории Челябинской области (таблица 15)

Таблица 15

Структура
установленной электрической мощности электростанций Челябинской области
на 1 января 2016 года

N п/п	Наименование электростанции, станции промышленных предприятий	Установленная мощность, МВт
1.	Филиал ПАО "ОГК-2" Троицкая ГРЭС	1296
2.	Филиал АО "ИНТЕР РАО ЕЭС - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2 (ЮУГРЭС)	747
3.	Филиал АО "ИНТЕР РАО ЕЭС - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2 (ЮУГРЭС-2)	840
4.	Аргаяшская ТЭЦ Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	195
5.	Челябинская ТЭЦ-1 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	137,8
6.	Челябинская ТЭЦ-2 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	320
7.	Челябинская ТЭЦ-3 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	580
8.	Челябинская ГРЭС Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	286
9.	Магнитогорская ГТ-ТЭЦ (РСЦ ГТ-ТЭЦ филиала АО "ГТ ТЭЦ Энерго")	18
10.	Магнитогорская ТЭЦ (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	300
11.	Магнитогорская ЦЭС (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	191
12.	ПВС-1 (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	10
13.	ПВС-2 (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	91
14.	ТЭЦ ЧМК (Челябинский филиал ООО "Мечел-Энерго")	229
15.	Тургоякская ТЭЦ (ОАО "Миасский машиностроительный завод")	24,5
16.	ТЭЦ ОАО "ЭнСер"	36
17.	ТЭЦ Магнезит (ОАО "Комбинат Магнезит")	36
18.	ЦЭС ЗМЗ (ОАО "Златоустовский металлургический завод")	6
19.	ЦЭС Саткинского чугуноплавильного завода (ОАО "Саткинский чугуноплавильный завод")	3
20.	ПЦС (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	18,92
21.	ТЭЦ Уральская кузница (ООО "Мечел-Энерго")	3,5
22.	Газопоршневые агрегаты ОАО "Южуралзолото"	20
23.	Модульная когенерационная энергетическая установка ООО "Перспектива" (ПС 110 кВ Касли)	20
24.	Модульная когенерационная энергетическая установка ООО "Перспектива" (ПС 110 кВ Пирит)	20
25.	Генераторные установки ЗАО "Карабашмедь" (ПС 110 кВ Пирит)	17,02
26.	МиниТЭЦ (4 x 4,3 МВт) (ОАО "Асбестоцемент")	17,2
27.	Газопоршневая станция Кыштым (ЗАО "Километровоз")	8,6
Суммарная установленная мощность электростанций и станций промышленных предприятий Челябинской области		5368,72

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Челябинской области на 1 января 2016 года составляет 5368,72 МВт.

Крупнейшая электростанция в энергосистеме - Троицкая ГРЭС с установленной мощностью 1296 МВт (23 процента от мощности энергосистемы) принадлежит ПАО "ОГК-2".

В 2015 году в установленной мощности электростанций энергосистемы Челябинской области произошли следующие изменения:

демонтаж ТГ-1, ТГ-2 и ТГ-5 на Челябинской ТЭЦ-1;

демонтаж ТГ-4 на Южноуральской ГРЭС;

перемаркировка ГТГУ-1 (420 МВт вместо 408 МВт) и ПГУ-2 (420 МВт вместо 416,6 МВт) на Южноуральской ГРЭС-2;

перемаркировка ПГУ-3 до 220 МВт (160 + 60 МВт вместо 156,3 + 60 МВт) на Челябинской ТЭЦ-3;

демонтаж ТГ4, ТГ-5, ТГ-6 и ТГ-8 на Челябинской ГРЭС;

ввод ПГУ-1 мощностью 247 МВт (177 + 70 МВт) на Челябинской ГРЭС;

перемаркировка ТГ-1 (12 МВт вместо 25 МВт) и ТГ-2 (12,5 МВт вместо 25 МВт) на Тургоякской ТЭЦ.

В 2016 году (24 февраля 2016) на Челябинской ГРЭС произведен ввод ПГУ-2 мощностью 247,5 МВт.

Состав существующих электростанций (а также станции промышленных предприятий) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на территории Челябинской области приведен в таблице 16.

Таблица 16

Состав
существующих электростанций (а также станции промышленных предприятий) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Электростанция	N котла	Тип котла	Паропроизводительность, т/час	Давление, МПа	Температура, градусов Цельсия	Энергоблок, агрегат (паспортное наименование)	Тип турбины	Тип генератора	Установленная электрическая мощность, МВт	Pmin, МВт	Установленная тепловая мощность, Гкал
Филиал ПАО "ОГК-2" Троицкая ГРЭС	1А	ПК-14-2	220	10,0	540	ТГ ст. N 1	Т-85-90/2,5	ТВ2-100-2	85	50	105
	1Б	ПК-14-2	190	10,0	540
	2А	ПК-14-2	220	10,0	540	ТГ ст. N 2	Т-85-90/2,5	ТВ2-100-2	85	50	105
	2Б	ПК-14-2	220	10,0	540
	3А	ПК-14-2	220	10,0	540	ТГ ст. N 3	Т-85-90/2,5	ТВ2-100-2	85	50	105
	3Б	ПК-14-2	190	10,0	540
	4А	ПК-39	475	25,5	540	Блок N 4	К-300-240-2ПР-1	ТГВ-300	278	210	0
	4Б	ПК-39	475	25,5	540
	5А	ПК-39	475	25,5	540	Блок N 5	К-300-240	ТГВ-300	278	210	0
	5Б	ПК-39	475	25,5	540
	8	П-57	1650	25,5	540	Блок N 8	К-500-240	ТГВ-500	485	325	0
Филиал АО "ИНТЕР РАО ЕЭС - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2 (Южноуральская ГРЭС)	1	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	4	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	5	ПК-10ш	230	10,0	510	ТГ ст. N 5	ПТ-83/100-90/9	ТВ2-100-2	83	55	110
	6	ПК-10ш	230	10,0	510	ТГ ст. N 6	К-100-90-3	ТВ2-100-2	100	55	0
	7	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	8	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	9	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	10	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	11	ПК-14Р	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	12	ПК-14Р	230	10,0	510	ТГ ст. N 7	Т-82/100-90/2,5	ТВ2-100-2	82	55	105
	13	ПК-14Р	230	10,0	510	ТГ ст. N 8	Т-82/100-90/2,5	ТВ2-100-2	82	55	105
	14	ПК-33-83СП	640	14	545	Блок N 9	К-200-130-1	ТВФ-200-2	200	140	0
	15	ПК-33-83СП	640	14	545	Блок N 10	К-200-130-1	ТВФ-200-2	200	140	0
Филиал АО "ИНТЕР РАО ЕЭС - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2 (Южноуральская ГРЭС-2)	КУ Еп-260/62/42-11,85/2,90/0,34-544/542/234					Блок N 1	ПГУ-420	SGeN5-2000Н	420	200	н/д
	КУ Еп-260/62/42-11,85/2,90/0,34-544/542/234					Блок N 2	ПГУ-420	SGeN5-2000Н	420	200	н/д
Челябинская ТЭЦ-1 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	4	КО-6-200	200	3,4	415	ТГ ст. N 7	Р-25-29/1,2	ТВС-30	25	5	105
	5	ЛМЗ-200	170	3,5	410	ТГ ст. N 8	Р-25-29/1,2	ТВС-30	25	5	105
	6	ТКП-3	200	3,5	420	-	-	-	-	-	-
	10	КУ ПК 79	-	-	-	ТГст. N 10	MS6001B (PG6581B)	BDAX-290ERHN/10MKA01	41,8	6,5	0
	11	КУ ПК 79	-	-	-	ТГ ст. N 11	MS6001B (PG6581B)	BDAX-290ERHN/10MKA01	42	6,5	0
Челябинская ТЭЦ-2 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	1	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	ТГ ст. N 1	ПТ-60-130/13	ТВ-60-2	60	25	138
	2	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	ТГ ст. N 2	ПТ-60-130/13	ТВФ-60-2	60	25	138
	3	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	ТГ ст. N 3	Т-100-130	ТВФ-120-2	100	50	160
	4	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	ТГ ст. N 4	Т-100-130	ТФ-125-2УЗ	100	50	160
	5	БКЗ-210-140Ф	210	14,0	550	-	-	-	-	-	-
	6	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	-	-	-	-	-	-
	7	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	-	-	-	-	-	-
	8	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	-	-	-	-	-	-
	9	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	-	-	-	-	-	-
Челябинская ТЭЦ-3 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	1	ТПГЕ-215	670	14,0	545	Блок N 1	Т-180/210-130-1	ТГВ-200-2МУЗ	180	80	260
	2	ТПГЕ-215	670	14,0	545	Блок N 2	Т-180/210-130-1	ТВВ-220-2Е	180	80	260
	3	КУ (П-134)	227,5	7,6	503	Блок N 3	ГТЭ-160	ТЗФГ-160-2МУЗ	160	65	0
						Блок N 3	Т-60/70-6,8/0,12	ТЗФГ-63-2МУЗ	60	44	47,8
Челябинская ГРЭС Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	4	Бабкок-Вилькокс	65	3,0	380	ТГ ст. N 1	Р-11-26/1,5	Т-12-УЗ	11	3,36	56
	6	Бабкок-Вилькокс	65	3,0	380	ТГ ст. N 2	Р-11-26/1,5	Т-12-УЗ	11	3,36	56
	7	Бабкок-Вилькокс	65	3,0	380	ТГст. N 3	Р-12-26/1,2	Г-12-УЗ	12	3,1	43
	8	Бабкок-Вилькокс	65	3,0	380	-	-	-	-	-	-
	12	ТКЗ-100	100	3,2	380	-	-	-	-	_	.
	13	ТКЗ-100	100	3,2	380	-	-	-	-	-	_
	14	ТКЗ-100	100	3,2	380	ТГ ст. N 7	Р-5-26/7	Т-2-6-2	5	1,5	53
	-	-	-	-	-	Блок ст. N 2 (ГТ-2)	GT13E2 Alstom	50WY21Z-095	247,5	79	150
	-	-	-	-	-	Блок ст. N 2 (ПТ-2)	DKZE1-1N33Alstom	ТА 30-105		44
	-	-	-	-	-	Блок ст. N 1 (ГТ-1)	GT13E2 Alstom	50WY21Z-095	247	78,4	150
	-	-	-	-	-	Блок ст. N 1 (ПТ-1)	DKZE1-1N33Alstom	ТА 30-105		44,6
Аргаяшская ТЭЦ Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	1	ТП-170-1	170	10,0	510	ТГ ст. N 1	Т-35-90-4	ТВ2-30-2	35	22	73
	2	ТП-170-1	170	10,0	510	ТГ ст. N 2	Т-35-90-4	ТВ2-30-2	35	22	73
	3	ТП-170-1	170	10,0	510	ТГ ст. N 3	П-35-90/10-2	ТВ-50-2	35	35	60
	4	ТП-170-1	170	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	5	ПК-14	230	10,0	510	ТГ ст. N 5	ТР-40-90/0,7-2	ТВ-50-2	40	26	95
	6	ПК-14	230	10,0	510	ТГ ст. N 6	Р-20-90/18-2	ТГВ-25	20	5	155
	7	ПК-14	230	10,0	510	ТГ ст. N 7	ПТ-30-90/10-3	ТВ2-30-2	30	20	120
	8	ПК-14	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	9	ПК-14	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
Магнитогорская ГТ-ТЭЦ	-	-	-	-	-	ТГ ст. N 1	ГТЭ-009М	ТФЭ-10-2 (ЗХ2)/6000 УЗ	9	2	20
	-	-	-	-	-	ТГ ст. N 2	ГТЭ-009М	ТФЭ-10-2 (ЗХ2)/6000 УЗ	9	2	20
Магнитогорская ТЭЦ (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	ТП-170-1	170	110	510	ТГ ст. N 1	Т-50-90	ТВ-50-2	50	30	80
	2	ТП-170-1	170	110	510	ТГ ст. N 2	Т-50-90	ТВ-50-2	50	30	80
	3	ТП-170-1	170	110	510	ТГ ст. N 3	Т-50-90	ТВ-50-2	50	30	80
	4	ТП-170-1	170	110	510	ТГ ст. N 4	ПТ-50-90/13	ТВ-60-2	50	30	60
	5	ТП-10	220	115	510	ТГ ст. N 5	Т-50-130	ТВФ-60-2	50	30	90
	6	ТП-10	220	115	510	ТГ ст. N 6	Т-50-130	ТВФ-60-2	50	30	90
	7	ТП-85	420	140	540	-	-	-	-	-	-
	8	ТП-81	420	140	540	-	-	-	-	-	-
Магнитогорская ЦЭС (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	Стерлинг, ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 1	ПТ-12-35/10 М	Т-12-2УЗ	12	6	13
	2	Стерлинг, ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 2	ПТ-12-35/10 М	Т-12-2УЗ	12	6	13
	3	Стерлинг. ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 3	ПТ-40-2,9	ТФП-40-2УЗ	40	30	70
	4	Стерлинг, ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 4а	Р-6-35/3 М	Т6-2УЗ	6	0,6	22,5
	5	Стерлинг, ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 4б	Р-6-35/3 М	Т6-2УЗ	6	0,6	22,5
	6	ТП-200-1	200	34,0	420	ТГ ст. N 5	Т-25-29	Т2-25-2	25	16	93
	7	ТП-200-1	200	34,0	420	ТГ ст. N 6	Т-25-29	Т2-25-2	25	16	93
	8	ТП-200-1	200	34,0	420	ТГ ст. N 7	Т-25-29	Т2-25-2	25	16	93
	-	-	-	-	-	ТГ ст. N 8	ПТ-40-2,9	ТФП-40-2УЗ	40	12	70
ПВЭС-2 (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	ТП-7	150	34,0	420	ТГ ст. N 1	ПТ-29/35-3,0/1,0	ТФП-25-2УЗ	29	7,5	36,6
	2	ТП-7	150	34,0	420	ТГ ст. N 2	Р-25-90/18	ТВС-30	25	4	194
	3	"Бабкок-Вилькокс"	150	35,0	425	ТГ ст. N 3	ПТ-12/13-3,4/1,0-1	Т-12-2УЗ	12	5	21,5
	4	"Бабкок-Вилькокс"	150	35,0	425	ТГ ст. N 4	ПТ-25/30-8,8/1.0-1	ТФП-25-2УЗ	25	7,5	31,6
	5	ПК-14-2 М	220	110,0	540	-	-	-	-	-	-
	6	ПК-14-2 М	220	110,0	540	-	-	-	-	-	-
	7	КГМ 125-10-540	125	110,0	540	-	-	-	-	-	-
ПВЭС-1 (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	Стерлинг, Дюрр-Верке	170	31,5	425	ТГст. N 1	Р-6-35/10М	Т-6-2УЗ	6	1	58,9
	2	Стерлинг, Дюрр-Верке	150	31,5	425	ТГ ст. N 2	Р-4-35/15М	Т-4-2УЗ	4	0,8	41,1
	3	Стерлинг, Дюрр-Верке	150	31,5	425	-	-	-	-	-	-
ТЭЦ ЧМК (ОАО "Мечел-Энерго")	1	ТКЗ-125	125	32,0	425	ТГ ст. N 2	П-25-2,9/1,3-2	Т2-25-2	25	15	109
	2	ТКЗ-125	125	32,0	425	ТГ ст. N 3	ПТ-35-2,9/1,0	ТФП-40-2	35	12	107
	3	ТКЗ-125	125	32,0	425	ТГ ст. N 4	Р-10-6,4/2,6	АТВ-2-31250-3000	10	3	0
	4	Г-220-3,2-425ГД	220	32,0	425	ТГ ст. N 6	ПТ-50-9,0/1,3	ТФ-60-2	50	30	56
	5	Фостер-Виллер	150	66,8	482	ТГ ст. N 7	ПТ-60-9,0/1,3	ТВФ-60-2	60	30	141
	6	Фостер-Виллер	210	66,8	482	ТГ ст. N 5	Т-25-9,0/0,1	ТС-32-2	25	18	141
	7	ПК-14-Р	230	100,0	510	ТГ ст. N 8	Р-12-2,9/0,1	Т12-2	12	3	39
	8	ПК-14-2М	220	100,0	540	ТГ ст. N 9	Р-12-8,8/1,8	Г12-2	12	4	94
	9	ПК-14-2М	220	100,0	540	-	-	-	-	-	-
	10	ПК-14-2М	220	100,0	540	-	-	-	-	-	-
	11	ПК-14-2М	220	100,0	540	-	-	-	-	-	-
Тургоякская ТЭЦ (ОАО "Миасский машиностроительный завод")	5	БКЗ-160-100ГМ	160	100,0	530	ТГ ст. N 1	ПТ-25-90/10/1,2	ТВС-30	12	4	73,5
	6	БКЗ-160-100ГМ	160	100,0	530	ТГ ст. N 2	ПР-25-90/10/0,9	ТВС-30	12,5	4	73,5
ТЭЦ ОАО "ЭнСер"	2	"Релей-Стокер"	75	31,0	400	ТГ ст. N 1	Фрезер-Чалмерс	Т-12-2УЗ	12	6	60
	3	ЦКТИ 75-39-Ф-2	75	31,0	400	ТГ ст. N 2	ДК-20-120	Т2-12-2	12	6	63
	4	ЦКТИ 75-39-Ф-2	75	31,0	400	ТГ ст. N 3	ПТ-12-35/10М	Т-12-2УЗ	12	6	62
	5	ЦКТИ 75-39-Ф-2	75	31,0	400	-	-	-	-	-	-
ТЭЦ Магнезит (ОАО "Комбинат Магнезит")	1	КУ-125	30	30	400	ТГ ст. N 1	ПТ-12-35/10М	Т2-12-2	12	6	7,9
	2	КУ-125	30	30	395	ТГ ст. N 2	ПТ-12-35/10М	Т2-12-2	12	6	7,9
	3	КУ-125	30	30	421	ТГ ст. N 3	ПТ-12-35/10М	Т2-12-2	12	6	7,9
	4	КУ-125	30	30	396	-	-	-	-	-	-
	5	КУ-125	30	30	320	-	-	-	-	-	-
ЦЭС ЗМЗ (ОАО "Златоустовский металлургический завод")	3	ГМ-50-1	50	39	440	ТГ ст. N 1	ПР-6-35/10/5М	Т-2-6-2	6	1	64
	4	ГМ-50-1	50	39	440	-	-	-	-	-	-
ЦЭС СМЗ (ОАО "Саткинский чугуноплавильный завод")	3	ДЕ-25-14ГМ	16	14,0	290	ТГ ст. N 1	ф. "Вестингауз"	н/д	1,5	н/д	0
	4	Гарбе-ЮМТ	16	14,0	290	ТГ ст. N 2	ф. "Вестингауз"	н/д	1,5	н/д	0
ПЦС (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	КГМ-3Г	75	4,3	440	ТГ ст. N 1	Р-4-35/15М	н/д	4	н/д	н/д
	2	ППУ-10	100	1,6	300	ТГ ст. N 1	ST3	н/д	7,46	н/д	н/д
	3	ППУ-10	100	1,6	300	ТГ ст. N 2	ST3	н/д	7,46	н/д	н/д

ГАРАНТ:

Нумерация пунктов приводится в соответствии с источником

13. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Собственное производство электроэнергии в энергосистеме в 2015 году составило 26636 млн. кВт. ч.

По типам электростанций: 100 процентов электроэнергии выработано на тепловых электростанциях, поскольку другие типы электростанций в Челябинской области не представлены. В общей величине выработки электроэнергии всеми электростанциями Челябинской энергосистемы доля выработки тепловыми электростанциями, принадлежащими генерирующим компаниям, составляет 70,8 процента. Выработка станциями промышленных предприятий составляет 29,2 процента.

Структура выработки электроэнергии по видам собственности представлена на рисунке 9.

Рисунок 9

Структура
выработки электроэнергии по типам электростанций в энергосистеме Челябинской области

14. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет

В таблице 17 приведены балансы мощности энергосистемы Челябинской области за 2011 - 2015 годы.

Таблица 17

Балансы мощности
Челябинской энергосистемы
за 2011 - 2015 годы, МВт

N	Мощность	Год
		2011	2012	2013	2014	2015
1.	Дата, час максимума	20.01 15-00 (мск)	03.02 7-00 (мск)	17.01 7-00 (мск)	30.01 9-00 (мск)	23.01 7-00 (мск)
2.	Установленная мощность	5017	5233,3	4767,22	4809,791	5297,62
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	5017		4767,22	4809,791	5297,62
3.	Ограничения мощности (+)/технически возможное превышение над установленной мощностью (-)	99,9	460	79,105	465,777	691,018
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	99,9	460	79,105	465,777	691,018
4.	Располагаемая мощность (2 - 3)	4917,1	4773,3	4688,115	4344,014	4606,602
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	4917,1	4773,3	4688,115	4344,014	4606,602
5.	Плановое ремонтное снижение (в соответствии с месячным графиком ремонтов)	303	439	81,5	25	430
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	303	439	81,5	25	430
6.	Снижение мощности в связи с выводом в неплановый, неотложный и аварийный ремонты	1209	808	1052,45	752,812	245,509
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	1209	808	1052,45	752,812	245,509
7.	Мощность в консервации	0	0	0	0	0
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	0	0	0	0	0
8.	Рабочая мощность (4 - (5 + 6 + 7))	3405,1	3526,3	3554,165	3566,202	3931,093
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	3405,1	3526,3	3554,165	3566,202	3931,093
9.	Мощность в резерве (8 + 11 - 10)	148,9	101,2	335,297	369,304	288,26
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	148,9	101,2	335,297	369,304	288,26
10.	Нагрузка электростанций	3301,7	3455,3	3284,224	3449,961	3682,905
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	3301,7	3455,3	3284,224	3449,961	3682,905
11.	В том числе превышение над рабочей/установленной мощностью на включенном оборудовании	45,6	30,2	65,356	253,063	40,072
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	45,6	30.2	65,356	253,063	40,072
12.	Максимум потребления	5418	5440,9	5149,838	5248,531	5158,303
13.	Сальдо перетоков (12 - 10)	2116,3	1985,6	1865,614	1798,57	1475,398
14.	Дефицит (-)/избыток (+)	-2012,9	-1914,6	-1595,673	-1682,329	-1227,21

Данные по электропотреблению и выработке электроэнергии по годам за 2011 - 2015 годы приведены в таблице 18.

Таблица 18

Динамика
изменения балансов электроэнергии энергосистемы Челябинской области
за 2011 - 2015 годы

Наименование, единица измерения	Год
	2011	2012	2013	2014	2015
Электропотребление энергосистемы, млн. кВт. ч	36192,2	36232,7	35756,8	36141,1	35696,13
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт. ч	1144,6	40,5	-475,9	384,3	444,9
Среднегодовые темпы прироста, процентов	3,3	0,1	-1,3	1,1	-1,2
Выработка электроэнергии, млн. кВт. ч	24653,1	25677,6	22896,0	23725,4	26636
Абсолютный прирост выработки, млн. кВт. ч	-1889,9	1024,5	-2781,6	829,4	2910,6
Среднегодовые темпы прироста, процентов	-7,1	4,1	-10,8	3,6	12,3
Избыток (+)/Дефицит (-), млн. кВт. ч	-11539,1	-10555,1	-12861	-12416	-9083,13

15. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет

Данные по динамике энергоемкости валового регионального продукта (далее именуется - ВРП) за последние 5 лет приведены в таблице 19.

Таблица 19

Динамика
энергоемкости ВРП за последние 5 лет

Энергоемкость ВРП, килограммов условного топлива на 10 тыс. рублей*	2011	2012	2013	2014	2015
	600,13	521,2	450	380	290

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

* Оценочные величины.

Данные по динамике электровооруженности труда в экономике (в основных видах деятельности промышленного производства) приведены в таблице 20.

Таблица 20

Динамика
электровооруженности труда в экономике

N п/п	Показатели	Электровооруженность труда работающих (в расчете на одного работника), тыс. кВт. ч/человек*
		2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год
1.	Добыча полезных ископаемых,	41,4	44,7	46	50	55
1)	в том числе: добыча топливно-энергетических полезных ископаемых	34,8	39,6	43	48	53
2)	добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических	42,1	45,1	47	50	53
2.	Обрабатывающие производства,	70,3	71,8	73	74	75
1)	в том числе: производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака	13,1	13,4	13,6	14	14,3
2)	текстильное и швейное производство	4,2	4,4	4,6	4,8	5,0
3)	производство кожи, изделий из кожи и производство обуви	2,6	3,0	3,4	3,8	4,2
4)	обработка древесины и производство изделий из дерева	10,6	10,0	9,4	8,8	8,2
5)	целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность	7,2	8,0	8,8	9,6	10,4
6)	производство кокса и нефтепродуктов	61,7	66,7	70	75	82
7)	химическое производство	47,4	49,4	51	53	55
8)	производство резиновых и пластмассовых изделий	12,9	14,8	17	19	21
9)	производство прочих неметаллических минеральных продуктов	49,1	48,7	48,2	47,9	47,5
10)	металлургическое производство и производство готовых металлических изделий	143,6	170,3	190	220	250
11)	производство машин и оборудования	18,0	15,9	14	11,8	8,6
12)	производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования	14,6	8,3	8,0	7,9	7,8
13)	производство транспортных средств и оборудования	14,5	13,8	13,6	12,6	11,7
14)	прочие обрабатывающие производства	17,7	17,3	17	16,5	16,2
3.	Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	91,2	96,6	100	108	111

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

* Оценочные величины.

Данные о динамике потреблении электроэнергии на душу населения приведены в таблице 21.

Таблица 21

Динамика
потребления электроэнергии на душу населения*

Потребление электроэнергии на душу населения, кВт. ч/человек	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год
	860	888	910	940	970

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

* Оценочные величины.

16. Основные характеристики электросетевого хозяйства энергосистемы Челябинской области 110 кВ и выше

Данные по электрическим сетям напряжением 110 кВ и выше, находящимся в эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское ПМЭС (протяженность ЛЭП в одноцепном исчислении по напряжениям 110, 220, 500 кВ; общая установленная мощность трансформаторов на подстанциях по напряжениям 110, 220, 500 кВ) приведены в таблице 22.

Таблица 22

Данные
по электрическим сетям 110 кВ и выше филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское ПМЭС

Наименование	Показатель
Протяженность ЛЭП 500 - 110 кВ, километров	2894
Количество ПС 500 кВ, штук	8
Количество ПС 220 кВ, штук	7
Количество ПС 110 кВ, штук	3
Суммарная мощность трансформаторов (автотрансформаторов), установленных на подстанциях, МВА	10043,1

Данные по электрическим сетям напряжением 110 кВ и выше, находящимся в эксплуатационном обслуживании филиала ОАО "МРСК Урала" - Челябэнерго (протяженность ЛЭП в одноцепном исчислении по напряжениям 0,4 - 220 кВ; количество подстанций 35 - 220 кВ, общая установленная мощность трансформаторов на подстанциях по напряжениям 110 - 220 кВ) приведены в таблице 23.

Таблица 23

Данные
по электрическим сетям 110 кВ и выше филиала ОАО "МРСК Урала" - Челябэнерго

Наименование	Показатель
Протяженность ЛЭП 0,4 - 110 кВ, километров	41537
Количество ПС 220 кВ, штук	1
Количество ПС 35 - 110 кВ, штук	307
Суммарная мощность трансформаторов, установленных на подстанциях 220 кВ, МВА	64
Суммарная мощность трансформаторов, установленных на подстанциях 110 кВ, МВА	5351,47

Данные по электрическим сетям напряжением 110 кВ и выше, расположенным на территории Челябинской области (протяженность ЛЭП в одноцепном исчислении по напряжениям 110, 220, 500 кВ; общая установленная мощность трансформаторов на подстанциях по напряжениям 110, 220, 500 кВ) приведены в таблице 24.

Таблица 24

Данные
по электрическим сетям 110 кВ и выше, расположенным на территории Челябинской области*

Наименование	110 кВ	220 кВ	500 кВ
Протяженность ЛЭП, километров	8172,61	1791,25	1370,47
Суммарная мощность трансформаторов (АТ, АТГ), установленных на подстанциях, МВА	12861,7	9660	7008

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

* Использованы данные из Схемы и программы развития электроэнергетики Челябинской области на период 2016 - 2020 годов.

ВЛ 500 кВ Костанайская - Челябинская построена в габаритах 1150 кВ, имеет протяженность 131,2 километра по Челябинской области и временный заход 500 кВ на ПС 500 кВ Челябинская, протяженностью 1,7 километра.

На напряжении 110 кВ работают ВЛ 110 кВ Козырево - Трубная I с отпайкой на ПС Челябинск Южный-т и ВЛ 110 кВ Козырево - Трубная II с отпайкой на ПС Челябинск Южный-т (2 x 35,25 километра).

В таблице 25 представлен перечень существующих ЛЭП 110 кВ и выше, в таблице 26 представлен перечень существующих подстанций 110 кВ и выше с указанием сводных данных по ним.

Таблица 25

Перечень
существующих ЛЭП

N п/п	Наименование ЛЭП	Год ввода	Марка провода	Длина ЛЭП, километров
500 кВ
1.	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	-	3 АС-300	272,2
2.	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	1959	3 АСО-500	59,6
		1959	3 АСО-480	19,1
		1986	3 АС-400/51	36,8
				115,5
3.	ВЛ 500 кВ Костанайская - Челябинская (Л-1103)	1985	3 АС-300/48	3,2
		1986	3 АС-300/48	128
				339,5
4.	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	1975	3 АСО-500	12,1
		1959	3 АСО-400	72,02
		1986	3 АСО-500	1,68
				85,8
5.	ВЛ 500 кВ Курган - Козырево	2008	3 АС-300/39	114,24
6.	ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Ириклинская ГРЭС	1975	3 АСО-330	138,8
		1975	3 АСУ-300	15,2
				220,5
7.	ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС	1990	3 АСО-330	186,6
8.	ВЛ 500 кВ Приваловская - Златоуст	1989	3 АСО-480	1,370
		1959	3 АСО-500	43,630
		2005	3 АС500/64	0,200
				45,200
9.	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	1990	3 АС-330/43	16,4
10.	ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Сокол	1972	3 АСО-330	163,9
11.	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	1959	3 АСО-500	57,91
		1975	3 АСО-399	11,99
				118,04
12.	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	1975	3 АСУ-300	55,3
13.	ВЛ 500 кВ Шагол - Челябинская	1986	3 АС-400/51	36,6
		1959	3 АСО-500	24,9
				61,5
14.	ВЛ 500 кВ Южная - Шагол	1959	3 АСО-480	104,90
		1993	3 АС-500/64	7,800
				187,2
15.	ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево	-	3 АС-300	9,45
		-	3 АС-330	126,8
		-		136,6
16.	ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол	-	3 АС-500	226,69
17.	ВЛ 500 кВ Курчатовская - Южная	-	3 АС-500	133,96
18.	КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2	1964	3 АС-500	63,7
		2015	Cu/XLPE/CWS/Al-foil/HFPO 1Cx2000SQMM 500 kV	0,52
				64,22
19.	КВЛ 500 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол	1964	3 АСО-500	88,05
		2015	Cu/XLPE/CWS/Al-foil/HFPO 1Cx2000SQMM 500 kV	0,53
				88,58
220 кВ
1.	ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная	-	АС-240	95,3
			АС-400	52,64
				142,08
2.	ВЛ 220 кВ Карталы 220 - Михеевский ГОК	-	АС-300	32,2
3.	ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная I цепь с отпайкой на ПС 220 кВ ГПП-9	1977	АСО-400	20,2
4.	ВЛ 220 кВ Козырево - конверторная II цепь с отпайкой на ПС 220 кВ ГПП-9	1977	АСО-400	20,2
5.	ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 1	1976	АСО-400	108,3
6.	ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 2	1971	АСО-400	108
7.	ВЛ 220 кВ КС 19 - Чебаркуль	1985	АС-400	0,9
		1955	АСУ-400	21,2
		1976	АСУ-400	17,1
		1976	АСО-400	38,5
				77,7
8.	ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская	1967	АС-400	3,7
		1956	АСУ-400	41,93
				86,7
9.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 60	1971	АСО-500	15,1
10.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 77	1971	АСО-500	17,414
		2006	АС-500/64	0,387
		1977	АСО-500	13,66
				31,46
11.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 86 I цепь	1971	АСО-500	13,11
		1980	АСО-500	0,3
				13,41
12.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 86 II цепь	1971	АСО-500	7,91
		1980	АСО-500	5,53
				13,44
13.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 90	1971	АСО-500	17,7
14.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь	1977	АСО-300	12,2
		1989	АСО-300	6,12
				18,32
15.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь	1977	АСО-300	12,2
		1989	АСО-300	6,12
				18,32
16.	ВЛ 220 кВ Новометаллургическая - ЧФЗ I цепь	2010	АС-400/51	0,427
		1978	АСО-400	2,704
		1982	АСО-400	1,085
				4,216
17.	ВЛ 220 кВ Новометаллургическая - ЧФЗ II цепь	2010	АС-400/51	0,427
		1978	АСО-400	2,704
		1982	АСО-400	1,085
				4,216
18.	КВЛ 220 кВ ПС 77 - ПС4 I цепь		АСО-500	1,8
			FXGL-220 H9 (1 x 630)	0,5
				2,3
19.	КВЛ 220 кВ ПС 77 - ПС4 II цепь		АСО-500	1,8
			FXGL-220 H9 (1 x 630)	0,5
				2,3
20.	ВЛ 220 кВ ПС 86 - ПС 60	1980	АСО-500	0,3
		1971	АС-500	1,93
				2,23
21.	ВЛ 220 кВ ПС 90 - ПС 77	2006	АС-500/64	0,118
		1977	АСО-500	13,448
		2006	АС-500/64	0,058
				13,624
22.	ВЛ 220 кВ Смеловская - ПС 30 I цепь	1990	АСО-500	17,4
23.	ВЛ 220 кВ Смеловская - ПС 30 II цепь	1990	АСО-500	17,4
24.	ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Карталы 220	1986	АС-300	139,9
25.	ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Приуральская
26.	ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 1	1961	АСО-480	176,51
27.	ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 2	1962	АСО-480	176,56
28.	ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ I цепь
29.	ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ I цепь
30.	ВЛ 220 кВ Хромовая - Новометаллургическая I цепь	1982	АСО-400	0,215
		1983	АСО-400	2,716
		2010	АС-400/51	0,431
				3,362
31.	ВЛ 220 кВ Хромовая - Новометаллургическая II цепь	1982	АСО-400	0,215
		1983	АСО-400	2,716
		2010	АС-400/51	0,431
				3,362
32.	ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая	2000	АС-400/51	0,47
		1970	АСО-400	6,2
				6,67
33.	ВЛ 220 кВ Чебаркуль - Шагол	1976	АСО-400	80,2
		1955	АСУ-400	29
				109,2
34.	КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь	-	АС-400	6,33
		2015	АПвПу2г	0,39
				6,72
35.	КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь	-	АС-400	6,33
		2015	АПвПу2г	0,46
				6,79
36.	КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь	-	АС-400	10,72
		2015	АПвПу2г	0,29
				11,01
37.	КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь		АС-400	5,62
		2015	АПвПу2г	4,85
				10,47
38.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь	2010	АСКС-400/51	0,459
		1981	АС-400	1,051
		1975	АСО-400	15,086
				16,596
39.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь	2010	АСКС-400/51	0,458
		1981	АС-400	1,051
		1971	АСО-400	15,222
				16,731
40.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая I цепь	2006	АС-400/51	0,1
		2010	АСКС-400/50	2,647
				2,747
41.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая II цепь	2006	АС-400/51	0,1
		2010	АСКС-400/51	2,678
				2,778
42.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая III цепь	2010	АСКС-400/51	0,255
		1981	АС-400	1,805
		2010	АС-400/51	0,81
				2,87
43.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая IV цепь	2010	АСКС-400/51	0,255
		1981	АС-400	1,805
		2010	АС-400/51	0,81
				2,87
44.	ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак I цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Очистные сооружения	1961	АСО-480	15,7
		1981	АС-240	1,8
				17,5
45.	ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак II цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Очистные сооружения	1961	АСО-480	15,7
		1981	АС-240	1,8
				17,5
46.	ВЛ 220 кВ Шагол - Кунашак	1956	АСУ-400	59,1
		1980	АС-400	3,7
				62,8
47.	ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая-220	1970	АСО-400	7,6
		2000	АС-400/51	0,52
				8,12
48.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Троицкая ГРЭС	1958	АСО-480	63
49.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Шагол III цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Исаково	1960	2*АСО-480	75
		1961	2*АСО-480	17,3
		1966	АСО-400	17
50.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 I цепь	-	АСУ-400	4,11
51.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 II цепь	-	АС-480	4,28
52.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - КС 19	-	АСУ-400	14,83
53.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково	-	АС-480	105,54
110 кВ
1.	ВЛ 110 кВ Акбашево - Кулуево	1976	АС-150	11,5
		1987	АС-185	19
		1990	АС-150	0,3
				30,8
2.	ВЛ 110 кВ АМЕТ - АМЗ I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ ГПП-2	2011	АС-120	2,5
3.	ВЛ 110 кВ АМЕТ - АМЗ II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ ГПП-2	2011	АС-120	2,5
4.	ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками		АС-185	0,54
		2011	АС-120	32,30
				32,846
5.	ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками		АС-185	0,546
		2011	АС-120	32,30
				32,846
6.	ВЛ 110 кВ Анненская - Карталы 220	1991	АС-150	7,04
		1967	АС-150	21,79
		1986	АС-150	0,87
				29,7
7.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-1	1953	АСУ-300	5
			АСУ-300	4,5
				9,5
8.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-2	1958	АСУ-300	4,6
			АСУ-300	4
				8,6
9.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-7	1955	АСУ-300	4,6
		1958	АСУ-300	2,19
				6,79
10.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Болото-11	1959	АС-185	18,6
11.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Болото-12	1959	АС-185	18,6
12.	ВЛ 110 кВ Арси - Петропавловская	1982	АС-150	53
13.	ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха	1959	АС-150	27,97
		2002	АС-150	0,27
				28,24
14.	ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС 110 кВ Шахтная	1951	АС-150	15,33
		2002	АС-150	2,87
		1951	М-95	4,4
				22,6
15.	ВЛ 110 кВ Биргильда-т - Бишкиль-т	1996	АС-120	15,3
		1971	АС-120	1
				16,3
16.	ВЛ 110 кВ Бобровская - Ключевская	1978	АС-150	1,5
		1966	АС-120	16,94
		1969	АС-120	1,3
				19,74
17.	ВЛ 110 кВ Болото-1 - Болото-2	1963	АС-240	0,23
		1957	М-150	1,76
				1,99
18.	ВЛ 110 кВ Болото-7 - Болото-2		АС-120	1,96
19.	ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС 110 кВ Бердяуш-т	1974	АС-150	3,68
		1980	АС-150	10,7
		1972	АС-150	1,04
				15,42
20.	ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпайкой на ПС 110 кВ Тундуш-т	1956	АС-150	11,89
		1997	АС-150	25,27
		1958	АС-150	0,7
		1998	АС-150	6,89
		1987	АС-185	0,57
				45,32
21.	ВЛ 110 кВ Бреды-т - КС-16 с отпайкой на ПС 110 кВ Айдырля	1968	АС-95	51,72
				63,82
22.	ВЛ 110 кВ Бреды-т - Павловская	1984	АС-95	4,21
		1968	АС-95	38,58
				42,79
23.	ВЛ 110 кВ Брусит - Сулея-т с отпайкой на ПС 110 кВ Айлино	1984	АС-120	5
		1993	АС-150	7,25
		1984	АС-150	0,7
				12,95
24.	ВЛ 110 кВ Бульварная - Челябинская ТЭЦ-2	1978	АСО-500	0,7
		1964	АСО-500	5,1
				5,8
25.	ВЛ 110 кВ Бускуль-т - Саламат-т	1966	АС-185	21,32
26.	ВЛ 110 кВ Бутаки - Полетаево-т	1998	АС-150	2
		1997	АС-150	2
		1995	АС-185	0,7
				4,7
27.	ВЛ 110 кВ Восточная - Комсомольская	1989	АС-185	1,3
		1966	АС-185	10,95
				12,25
28.	ВЛ 110 кВ Георгиевская - Бреды-т	1985	АС-120	1,84
		1968	АС-120	34
				35,84
29.	ВЛ 110 кВ Гогино-т - Бреды-т	1968	АС-120	40,47
		1974	АС-120	1
				41,47
30.	ВЛ 110 кВ Гончарская - Песчаная	-	АС-120	48,66
31.	ВЛ 110 кВ Город-2 - Тургояк	1962	АС-150	5,84
		1962	АС-185	4,2
				10,04
32.	ВЛ 110 кВ Горьковская - Березинская	1995	АС-120	8
33.	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2	1976	АС-185	2,6
		1957	АС-185	3
				5,6
34.	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками	1976	АС-185	2,6
		1957	АС-185	3
				5,6
35.	ВЛ 110 кВ Заварухино - Болото-7 с отпайками	1980	АС-150	4,9
		1996	АС-150	33,4
		2004 - 05	АС-150	16,53
		2008	АС-150	5,9
		1929	М-95	5,57
				66,3
36.	ВЛ 110 кВ Завьялиха - Лесная	2002	АС-150	0,27
		1959	АС-150	2,96 (ЗЭС)
				3,23
37.	ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС 110 кВ Шахтная	1986	АС-150	2,55
		2001	АС-150	16,20
		2002	АС-150	2,87
				21,62
38.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст I цепь	1958	АС-300	8,05
39.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст II цепь	1958	АС-300	8,05
40.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган-т с отпайкой на ПС 110 кВ Тундуш-т	1958	АС-150	0,8
		1997	АС-150	19
		1964	АС-185	8,3
				28,1
41.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь	1959	АСУ-400	48,24
42.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь	1959	АСУ-400	48,24
43.	ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная	1976	АС-185
		1976	АС-185	1,6
44.	ВЛ 110 кВ Еленинская - Карталы 220	1971	АС-150	0,9
		1967	АС-150	32,16
		1986	АС-150	22,66
				55,72
45.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Коркино N 1 с отпайками	1949	М-95	21,5
46.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Коркино N 2 с отпайками	1932	АС-95	20,7
		1994	АС-95	0,9
				21,6
47.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Красногорка с отпайкой на ПС 110 кВ Ключи	1949	М-120	14
48.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Мех. завод	1974	АС-150	3,7
		1974	АС-150	н/д
49.	ВЛ 110 кВ Еманкино-т - Бускуль-т	1984	АС-185	2
		1964	АС-185	38,08
		1966	АС-185	1,8
				41,88
50.	ВЛ 110 кВ Еткуль - Ю. Копи с отпайкой на ПС 110 кВ Калачево	1973	АС-240	20,3
		1967	АС-240	14,2
				34,5
51.	ВЛ 110 кВ Иремель - Уйская	1996	АСЛ85	2,2
		1967	АС-95	35,3
				37,5
52.	ВЛ 110 кВ Исаково - Бутаки с отпайками	1957	АС-150	17,6
		1997	АС-150	3,5
		1998	АС-150	2
				23,1
53.	ВЛ 110 кВ Исаково - Еткуль с отпайками	1967	АС-240	9,3
		1973	АС-240	20,3
				29,6
54.	ВЛ 110 кВ Исаково - Коркино 1 цепь с отпайками	1967	АС-185	20,3
55.	ВЛ 110 кВ Исаково - Коркино II цепь с отпайками	1967	АС-185	20,3
56.	ВЛ 110 кВ Исаково - Синеглазово-т с отпайкой на ПС 110 кВ Смолинский карьер	1957	АС-185	11,9
57.	КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I цепь с отпайками	2011	АС-240	2,94
		1977	АС-185	0,19
		1979/2010	АС-240	9,15
		2010	АС-240	2,3
				14,58
58.	КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II цепь с отпайками	2011	АС-240	2,94
		1977	АС-185	0,19
		1979/2010	АС-240	9,15
		2010	АС-240	2,32
				14,6
59.	ВЛ 110 кВ Исаково - Гранитная с отпайками	-	АС-185	10,53
60.	ВЛ 110 кВ Гранитная - Челябинская ТЭЦ-1	-	АС-185	2,62
61.	ВЛ 110 кВ Гранитная - Челябинская ТЭЦ-1	-	АС-185	2,62
62.	ВЛ 110 кВ Исаково - Челябинская ТЭЦ-1 II цепь с отпайками	1963	АС-185	12,1
		1963	АС-300	0,5
				12,6
63.	ВЛ 110 кВ Исаково - Ю. Копи с отпайками	1967	АС-240	23,3
64.	ВЛ 110 кВ Казачья - Кочкарь с отпайкой на ПС Центральная разведочная	1956	АС-185	36,5
65.	ВЛ 110 кВ Казачья - Упрун-т	-	АС-150	40,4
66.	ВЛ 110 кВ Касли - Курчатовская	1964	АС-185	18,6
		2008	АС-185	н.д.
67.	ВЛ 110 кВ Карталы 220 - Ракитная	1986	АС-150	0,83
		1999	АС-150	9,97
		1966	АС-150	30,9
		1979	АС-150	0,9
				42,6
68.	ВЛ 110 кВ Карталы 220 - Карталы районная I цепь	1999	АС-150	7,44
		1967	АС-150	4,52
				11,96
69.	ВЛ 110 кВ Карталы 220 - Карталы районная II цепь	1986	АС-150	0,87
		1999	АС-150	9,99
				10,86
70.	ВЛ 110 кВ Карталы 220 - Карталы-т	1999	АС-150	4,38
		1967	АС-150	5,15
				9,53
71.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Георгиевская с отпайкой на ПС 110 кВ Южностепная	1968	АС-120	44
		1985	АС-120	1,84
				45,84
72.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Гогино-т	1968	АС-120	39,47
73.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Кара-Оба-т	1966	АС 150	49,63
74.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Снежная	-	АС-120	50,47
75.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Тамерлан-т с отпайкой на ПС 110 кВ Варненская	1964	АС-185	33,1
		1964	АС-185	14,3
		1966	АС-185	1,4
				48,8
76.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Тумак-т	1964	АС-185	21,50
		1966	АС-185	0,80
				22,30
77.	ВЛ 110 кВ Карталы-т - Карталы районная	1967	АС 150	2,86
		1999	АС 150	3,06
				5,92
78.	ВЛ 110 кВ Каштак - Конверторная I цепь	1956	АСУ-300	3
		1977	АСУ-300	0,8
				3,8
79.	ВЛ 110 кВ Каштак - Конверторная II цепь	1956	АСУ-300	3
		1977	АСУ-300	0,8
				3,8
80.	ВЛ 110 кВ Кидыш - Петропавловская	1980	АС-95	3,99
		1979	АС-95	12,1
				16,09
81.	ВЛ 110 кВ Кизил - Обручевка с отпайкой на ПС Смородинка	-	АС-120	28,62
82.	ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС 110 кВ Компрессорная	1962	АС-185	5,35
		1976	АС-185	2,5
				7,85
83.	ВЛ 110 кВ Ключевская - Шантаринская	1969	АС-120	1,3
		1966	АС-120	14,06
		1992	АС-120	6,4
				21,76
84.	ВЛ 110 кВ Козырево - Алакуль-т с отпайкой на ПС Пивкино-т	1975	АС-185	6,1
		1957	АС-185	25,9
				56,6
85.	ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I цепь	1957	АС-185	5,20
		1975	АС-185	6,1
				11,3
86.	ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь	1957	АС-185	5,2
		1975	АС-185	6,1
				11,3
87.	ВЛ 110 кВ Козырево - Чернявская-т	1975	АС-185	26,1
		1957	АС-185	1,7
				27,8
88.	ВЛ 110 кВ Коелга - Кочкарь с отпайкой на ПС 110 кВ Береговая	1979	АС 150	4,5
		1997	АС 150	4,2
		1931	АС 150	21,5
		1986	АС 150	10,2
				40,4
89.	ВЛ 110 кВ Комсомольская - Маякская	1988	АС-185	1,5
		1966	АС-185	16,75
				18,25
90.	ВЛ 110 кВ Конверторная - Челябинская ТЭЦ-3 I цепь	1977	АСО-300	0,7
		1956	АСУ-300	3,9
		1993	АС-300	5,48
		2010	АСКС-300/39	0,6
				10,68
91.	ВЛ 110 кВ Конверторная - Челябинская ТЭЦ-3 II цепь	1977	АСО-300	0,7
		1956	АСУ-300	3,9
		1993	АС-300	5,48
		2010	АСКС-300/39	0,6
				10,68
92.	ВЛ 110 кВ КПД - Транзитная с отпайкой на ПС 220 кВ ЧФЗ	1993	АС-400/51	0,68
		1951	АСУ-400	7,66
		1991	АСУ-400	1,34
		1951	АСО-500	1,1
		1982	АСО-500	0,3
		1980	АСО-500	0,3
		1964	АСО-500	1,7
		1976	АСО-500	0,2
				13,28
93.	ВЛ 110 кВ Красная Горка - Арси	1982	АС-150	32
94.	ВЛ 110 кВ Красная Горка - Березинская	1986	АСП-150	23,63
95.	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками	1993	АС-185	21,6
96.	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками	1993	АС-185	21,6
97.	ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань III цепь с отпайками	1990	АС-240	36,4
		1959	АС-120	18,8
				55,2
98.	ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань IV цепь с отпайками	1990	АС-240	36,4
		1959	АС-120	18,8
				55,2
99.	ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	1970	АС-150	9,8
		1971	АС-150	8,35
				18,15
100.	ВЛ 110 кВ Кулуево - Яраткулово	1990	АС-150	0,3
		1987	АС-185	9,9
		1981	АС-185	0,52
				10,72
101.	ВЛ 110 кВ Кумысная-т - Станкозаводская	1972	АС-150	2,1
		1956	АС-150	12,72
		1966	АС-150	7,72
				22,54
102.	ВЛ 110 кВ Кунашак - Разъезд 3-т	1980	АС-120	7
		1977	АС-120	9,9
				16,9
103.	ВЛ 110 кВ Кундравы - Филимоново	1988	АС-120	19,03
104.	ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС 110 кВ Компрессорная	1962	АС-185	1,95
		1976	АС-185	2,5
				4,45
105.	ВЛ 110 кВ Курчатовская - Новая	2008	АС-185	2,42
106.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Болото-2 с отпайкой на ПС 110 кВ Болото-13	1946	М-95	10,3
		1946	М-95	2,5
		1967	АС-240	1
				13,8
107.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Стройка-4	1967	АС-240	1
		1941	АС-95	3,2
				н.д.
108.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Аргаяш	2011	АС-150	11,43
		2010	АС-150	3,99
		2004 - 05	АС-150	14,18
		1967	АС-150	2,20
				31,80
109.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Касли	1957	АС-185	23,5
110.	ВЛ 110 кВ Лазурная - Разъезд 6-т с отпайкой на ПС 110 кВ Хлебороб	1977	АС-150	9,6
111.	ВЛ 110 кВ Ларино - Уйская	1999	АС-150	17,85
		1999	АС-120	9,65
				27,5
112.	ВЛ 110 кВ Ленинская - Миасс	1972	АС-240	12,45
		1952	АС-240	2,45
		1961	АС-240	11,78
				26,68
113.	ВЛ 110 кВ Луговая - Первомайка I цепь с отпайками	1971	АС-120	35
		1971	АС-120	23,7
		1971	АС-150	4,8
				63,5
114.	ВЛ 110 кВ Луговая - Первомайка II цепь с отпайками	1971	АС-120	35
		1971	АС-120	23,7
		1971	АС-150	4,8
				63,5
115.	ВЛ 110 кВ Магнай-т - Саламат-т	1966	АС-185	2,7
		1964	АС-185	42,7
		1966	АС-185	1,4
				46,8
116.	КВЛ 110 кВ Массивная - Спортивная	2010	АС-240/32	0,37
		2010	АПВУ2Г (1X400-150-64/100) x 3	0,64
				1,01
117.	ВЛ 110 кВ Магнитная - Мочаги-т	1982	АС-150	7,75
		1967	АС-150	53,65
				61,4
118.	ВЛ 110 кВ Маук - Касли	1985	АС-185	21
119.	ВЛ 110 кВ Маякская - Бреды-т	1966	АС-185	9,49
		1988	АС-185	1,5
				10,99
120.	ВЛ 110 кВ Маякская - Октябрьская	1976	АС-120	1,15
		1985	АС-120	15,65
				16,80
121.	ВЛ 110 кВ Межозерная-т - Лазурная	1976	АС-150	2
		1976	АС-120	25,3
				27,3
122.	ВЛ 110 кВ Мех. завод - Коелга			н.д.
		1974	АС-150	0,4
		1984	АС-150	23,4
		1969	АС-150	4,5
123.	ВЛ 110 кВ Миасс - Город-2	1962	АС-150	3,24
124.	ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная	1962	АС-185	20,1
125.	ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т	1962	АС-185	16,7
126.	ВЛ 110 кВ Миасс - Северная с отпайкой на ПС 110 кВ Сталелитейная	1981	АС-300	10,28
127.	ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк I цепь с отпайками	1981	АС-300	17,3
128.	ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС 110 кВ Тальковая	1961	АС-240	11,78
		1952	АС-240	7,32
		1970	АСО-240	3,1
				22,20
129.	ВЛ 110 кВ Миасс - ТЭЦ УралАЗ с отпайкой на ПС 110 кВ Автозаводская	1959	АС-150	7,5
130.	ВЛ 110 кВ Мисяш-т - Челябинская	1986	АС-95	14,85
131.	ВЛ 110 кВ Мочаги-т - Анненская	1967	АС-150	15,74
		1991	АС-150	7,04
				22,78
132.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Болото-1	1982	АС-185	0,5
		1952	АС-150	44,8
		1950	АС-150	10,36
				55,66
133.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Кыштым с отпайкой на ПС 110 кВ Гранкварц	1982	АС-185	0,3
		1982	АС-150	3
		1932	АС-150	36,2
		1963	АС-240	1,5
				41
134.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Маук	1985	АС-185	16,7
135.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Сосновая	1982	АС-185	0,3
		1964	АС-185	16,4
			АС-185	н.д.
136.	ВЛ 110 кВ МТЭЦ - МЦЭС I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ 64	2006	АС-300/39	3,7
137.	ВЛ 110 кВ МТЭЦ - МЦЭС II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ 64	2006	АС-300/39	3,7
138.	ВЛ 110 кВ МТЭЦ - ПС 77 I цепь	2008	АСУ - 300	3
139.	ВЛ 1 ЮкВ МТЭЦ - ПС 77 II цепь	2008	АСУ-300	3
140.	ВЛ 110 кВ Муслюмово-т - Кунашак	1977	АС-120	15
		1980	АС-120	7
				22
141.	ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 23	2011	АС-300/39	2,37
142.	ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 60	2012	АС-300	8,2
143.	ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 62 с отпайкой на ПС 110 кВ 85	2012	АС-300	3,5
144.	ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 87	2003	АС-300/39	1,5
145.	ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 96 I цепь	2006	АС-300/39	2,4
146.	ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 96 II цепь	2006	АС-300/39	2,4
147.	ВЛ 110 кВ Новый Субай - Симская-т с отпайкой на ПС 110 кВ МММЗ	1961	АС-150	54,65
148.	ВЛ 110 кВ Непряхино - Ильменская	1989	АС-240	0,37
		1986	АС-185	38,5
		1985	АС-240	0,3
				39,17
149.	ВЛ 110 кВ Н. Усцелемово - Кидыш	1986	АС-95	0,66
		1980	АС-95	16,46
		1981	АС-95	0,89
				18,01
150.	ВЛ 110 кВ Новоградская - Шершневская	2011	АС-240/32	5,95
		1987	АС-185	0,50
		1975/2011	АС-240/32	2,50
				8,95
151.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Плавильная с отпайками	1970	АС-240	5,5
			АСКС-240	1,2
				4,5
152.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - ТЭЦ ЧМК с отпайками	1970	АС-240	7,5
153.	ВЛ 110 кВ Нижняя-т - 19 км	1977	АС-120	27,1
154.	ВЛ 110 кВ Октябрьская - Чудиновская	1979	АС-150	33,1
155.	ВЛ 110 кВ Павловская - КС-16 с отпайкой на ПС 110 кВ Айдырля	1984	АС-95	4,21
		1968	АС-95	11,14
				27,45
156.	ВЛ 110 кВ Песчаная - Подовинная	-	АС-120	27,8
157.	ВЛ 110 кВ Плавильная - ТЭЦ ЧМК I цепь	1958	АС-150	2,26
158.	ВЛ 110 кВ Плавильная - ТЭЦ ЧМК II цепь	1958	АС-150	2,26
159.	ВЛ 110 кВ Пластмасс - Ю. Копи	1976	АС-240	2,4
		1957	АС-240	7,5
				9,9
160.	ВЛ 110 кВ Подовинная - Маякская	1976	АС-120	16,1
		1985	АС-120	1,15
				17,25
161.	ВЛ 110 кВ Полетаево-т - Биргильда-т с отпайкой на ПС 110 кВ Алишево	1995	АС-120/19	9,9
		1971	АС-120/19	1
				10,9
162.	ВЛ 110 кВ Полоцкая - Измайловская	-	АС-120	37,43
163.	ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС 110 кВ Бердяуш-т	1988	АС-150	5,91
		1972	АС-150	5,66
		1980	АС-150	10,7
		1974	АС-150	3,68
				25,95
164.	ВЛ 110 кВ Приваловская - Единовер-т	1988	АС-150	5,91
		1972	АС-150	6,7
				12,61
165.	ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Огнеупор	1966	АС-150	0,94
		1966	М-95	0,20
				1,14
166.	ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Огнеупор	1966	АС-150	0,94
		1966	М-95	0,2
				1,14
167.	ВЛ 110 кВ Пригородная - Восточная	1966	АС-185	39,74
168.	ВЛ 110 кВ Промплощадка - Новометаллургическая I цепь	1981	АС-120	1,1
		1976	АС-120	1,6
				2,7
169.	ВЛ 110 кВ Промплощадка - Новометаллургическая II цепь	1981	АС-120	1,1
		1976	АС-120	1,6
				2,7
170.	ВЛ 110 кВ ПС 23 - ПС 30	2011	АС-300/39	2,29
171.	КВЛ 110 кВ ПС 30 - ПС 60 I цепь	1990	АС-300/39	3,5
		2010	АПвПС 2 x 3 (1 x 350)	1,63
				5,13
172.	КВЛ 110 кВ ПС 30 - ПС 60 II цепь	1990	АС-300/39	3,5
		2010	АПвПС 2 x 3 (1 x 350)	1,63
				5,13
173.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - Смеловская с отпайкой на ПС 110 кВ КТПБ	1961	АС-185	3,20
		2000	АС-185	5,54
		1999	АС-240	7,2
				15,94
174.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 62	2012	АС-300/39	5
175.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 99 с отпайкой на ПС 110 кВ 98		АС-300	10,8
			АС-185	14
				24,8
176.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 90 I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ 88	1960	АС-300/39	14,56
177.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 90 II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ 88	1960	АС-300/39	14,56
178.	ВЛ 110 кВ ПС 63 - МТЭЦ I цепь	1962	АС-300/39	9
179.	ВЛ 110 кВ ПС 63 - МТЭЦ II цепь	1962	АС-300/39	9
180.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Сиб. ПП I цепь с отпайками		АС-150	66,4
181.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Сиб. ПП II цепь с отпайками	-	АС-95	95,9
182.	ВЛ 110 кВ ПС 87 - ПС 30	2003	АС-300/39	4,5
183.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Агаповская	-	АС-150	20,6
184.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Красная Горка с отпайками	1967	АС-150	18,7
		1961	АС-120	46,7
				65,4
185.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Магнитная с отпайкой на ПС 110 кВ Буранная	1967	АС-150	14,95
		1982	АС-150	7,75
		1961	АС-120	18,7
				41,4
186.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - ПС 63 I цепь	1962	АС-300/39	11
187.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - ПС 63 II цепь	1962	АС-300/39	11
188.	КЛ 110 кВ ПС 96 - ПС 30 N 1	2010	АПвВнг 2г 1 x 500/120-110	1,76
189.	КЛ 110 кВ ПС 96 - ПС 30 N 2	2010	АПвВнг 2г 1 x 500/120-110	1,76
190.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Субутак-т	1961	АС-150	18,7
		1967	АС-150	19,6
				38,3
191.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - Узельга с отпайками	1973	АС-185	66,6
192.	ВЛ 110 кВ Разъезд 2-т - Нижняя-т	1977	АС-120	19,9
193.	ВЛ 110 кВ Разъезд 3-т - Разъезд 2-т	1977	АС-120	28,4
194.	ВЛ 110 кВ Разъезд 6-т - Уралбройлер	1977	АС-150	3
		1977	АС-120	16,3
		2012	АС-150	3,2
				22,5
195.	ВЛ 110 кВ Ракитная - Баталы-т с отпайкой на ПС 110 кВ ПТФ	1979	АС-185	0,9
		1966	АС-150	1,4
				62,82
196.	ВЛ 110 кВ Салган-т - Боровая	1964	АС-185	8,3
		1997	АС-150	6,27
		1964	АС-150	11,89
				26,46
197.	ВЛ 110 кВ Сатка - Брусит	1959	АС-120	0,4
		1978	АС-120	1,85
				2,25
198.	ВЛ 110 кВ Сатка - Западная	1959	М-95	0,4
		1984	АС-150	3,1
		1986	АС-150	2,55
				6,05
199.	ВЛ 110 кВ Светлая - Новая	1963	АС-185	1,523
200.	ВЛ 110 кВ Северная - Тургояк с отпайкой на ПС 110 кВ Аппаратная	1981	АС-300	7,52
201.	ВЛ 110 кВ Симская-т - Месягутово I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Симская-т - Месягутово 1)	-	АС-120	75,9
202.	ВЛ 110 кВ Симская-т - Месягутово II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Симская-т - Месягутово 2)	-	АС-120	75,9
203.	ВЛ 110 кВ Синеглазово-т - Полетаево-т с отпайкой на ПС 110 кВ Смолино-т	1957	АС-185	2,6
		1957	АС-150	8,7
		1997	АС-150/24	5,5
		1995	АС-185/29	0,7
				17,5
204.	ВЛ 110 кВ СЗК - Челябинская ГРЭС с отпайкой на ПС 110 кВ Цинковая 110	1965	АС-240	5,5
205.	ВЛ 110 к В Смеловская - Ново-Абзаково-т с отпайкой на ПС 110 кВ Баимово
206.	ВЛ 110 кВ Смеловская - Спасская с отпайкой на плавку льда	1997	АС-185	27,79
		1978	АС-185	2,07
				29,86
207.	ВЛ 110 кВ Смеловская - ПС 99	2000	АС-185	1,59
		1999	АС-240	7,2
			АС-185	22,03
				30,82
208.	ВЛ 110 кВ Смеловская - Укшук-т с отпайками
209.	ВЛ 110 кВ Снежная - Полоцкая	-	АС-120	27,7
210.	ВЛ 110 кВ Снежинская - Светлая	1990	АС-185	6,913
211.	ВЛ 110 кВ Сосновая - Снежинская	1963	АС-185	13,186
212.	ВЛ 110 кВ Спасская - Верхнеуральская	1976	АС-185	2,07
		1999	АС-185	20,48
				22,55
213.	ВЛ 110 кВ Спортивная - Сосновская с отпайками	2011	АС-240/32	27,89
		1987	АС-185	3,24
		2011	АС-150	0,07
		1987	АС-150	0,31
				31,51
214.	ВЛ 110 кВ Станкозаводская - Троицкая районная	1956	АС-150	5,3
		1972	АС-150	2,1
				7,4
215.	ВЛ 110 кВ Стройка-2 - Озерская	1990	АС-120	0,7
		2006	АС-185	0,296
				0,996
216.	ВЛ 110 кВ Стройка-2 - Касли с отпайкой на ПС 110 кВ Болото-4	1941	АС-95	16,3
		2000	АС-95	2,9
				19,2
217.	ВЛ 110 кВ Стройка-4 - Озерская	1990	АС-95	0,45
		2006	АС-185	0,366
				0,816
218.	ВЛ 110 кВ Субутак-т - Еленинская	1971	АС-150	0,9
		1967	АС-150	27,7
				28,6
219.	ВЛ 110 кВ Сулейманово - Чудиновская	1970	АС-70	19,6
220.	ВЛ 110 кВ Сулея-т - Приваловская I цепь	1972	АС-150	3,8
		1988	АС-150	5,8
				9,6
221.	ВЛ 110 кВ Сулея-т - Приваловская II цепь	1972	АС-150	3,8
		1988	АС-150	5,8
				9,6
222.	ВЛ 110 кВ Тамерлан-т - Саламат-т с отпайкой на ПС 110 кВ Варненская	1966	АС-185	19,7
		1964	АС-185	1,4
				21,1
223.	ВЛ 110 кВ Таганай - Горная	1991	АС-185	10,2
		1965	АС-185	6,8
				17,0
224.	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь	1952	М-95	2,1
		2010	АС-185	4,36
		1949	М-95	4,04
				10,5
225.	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь	1952	АС-150	2,1
		2010	АС-185	4,36
		1932	АС-150	4,04
				10,5
226.	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст N 3	1932	АС-185	9,00
		1952	АС-185	1,50
				10,5
227.	ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай	1971	АСО-240	2,59
		1952	АС-240	5,84
				8,43
228.	ВЛ 110 кВ Тепличная - Межозерная-т	1986	АС-120	5,42
		1976	АС-120	1,1
				6,52
229.	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	1976	АСО-500	0,20
		1975	АСО-500	8,30
				8,50
230.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Бобровская с отпайкой на ПС 110 кВ Строительная	1964	АС-150	0,9
		1978	АС-150	3,6
		1964	АС-120	7,3
				11,8
231.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т	1964	АС-185	9,7
		1984	АС-184	2
				11,7
232.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т	1964	АС-185	23,2
		1966	АС-185	2,7
				25,9
233.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Станционная
234.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Троицкая районная I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Золотая Сопка-т	1961	АСО-300	0,60
		1961	АС-240	2,90
		1961	АС-185	2,76
				6,26
235.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Троицкая районная II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Золотая Сопка-т	1961	АСО-300	0,6
		1961	АС-240	2,9
		1961	АС-185	2,76
				6,26
236.	ВЛ 110 кВ Троицкая районная - Гончарская I цепь	-	АС-120	8
237.	ВЛ 110 кВ Троицкая районная - Гончарская II цепь	-	АС-120	8
238.	ВЛ 110 кВ Троицкая районная - Южноуральский рудник	1971	АС-120	36,8
239.	ВЛ 110 кВ Тумак-т - Саламат-т	1964	АС-185	10,8
		1964	АС-185	34,4
				45,2
240.	ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная	1959	АС-185	2,15
		1951	АС-185	26,72
		1965	АС-185	6,8
				35,67
241.	ВЛ 110 кВ Тургояк - Ильменская	1954	АС-185	2,15
		1987	АС-185	1,13
		1984	АС-185	0,3
				3,58
242.	ВЛ 110 кВ Тургояк - Тургоякская ТЭЦ I цепь (ВЛ 110 кВ Тургояк - ТЭЦ Тургояк 1)	1981	АС-150	2,1
243.	ВЛ 110 кВ Тургояк - Тургоякская ТЭЦ II цепь цепь (ВЛ 110 кВ Тургояк - ТЭЦ Тургояк 2)	1981	АС-150	2,1
244.	ВЛ 110 кВ Тургояк - ТЭЦ УралАЗ	1962	АС-150	3,8
		1962	АС-185	4,2
				8,0
245.	ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т	1970	АСО-240	3,1
		1952	АС-240	16,96
				20,06
246.	ВЛ 110 кВ Тюбеляс-т - Мурсалимкино-т	1969	АС-150	5,02
		1990	АС-150	10,34
		1949	АС-150	1,90
				17,26
247.	ВЛ 110 кВ Углицкая - Горьковская	1991	АС-150	9,43
		1972	АС-120	9,20
				18,63
248.	ВЛ 110 кВ Узельга - Межозерная	1972	АС-185	0,8
		1973	АС-185	8,9
				13,7
249.	ВЛ 110 кВ Уйская - Н. Усцелемово	1980	АС-95	13,94
		1986	АС-95	0,66
				14,60
250.	ВЛ 110 кВ Улу-Теляк-т - АМЕТ I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Казаяк-т		АС-120	17,93
		1960	АС-120	3,78
				0,744
				22,454
251.	ВЛ 110 кВ Улу-Теляк-т - АМЕТ II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Казаяк-т		АС-120	20,78
		1999	АС-120	3,78
				0,744
				25,304
252.	ВЛ 110 кВ Упрун-т - Кумысная-т	1966	АС-150	20,62
		1956	АС-150	18,03
				38,65
253.	ВЛ 110 кВ Уралбройлер - Муслюмово-т	2012	АС-150	3,19
		1977	АС-120	5,50
				8,69
254.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Ново-Ивановская	1998	АС 150	51,70
255.	ВЛ 1 10 кВ Уфалей - Малахит II цепь с отпайками	1998	АС 150	51,80
256.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Мраморная N 1	1964	АС-185	9,2
		1982	АС-185	0,2
				9,4
257.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Мраморная N 2	1952	АС-150	9,2
		1982	АС-185	0,4
				9,6
258.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Мраморная N 3	1952	АС-150	9,3
		1982	АС-185	0,3
				9,6
259.	ВЛ 110 кВ Филимоново - Ларино	1993	АС-120	19,94
260.	ВЛ 110 кВ Харлуши - Акбашево	1978	АС-150	1,6
		1988	АС-185	4
		1976	АС-150	11,5
				17,1
261.	ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т	1962	АС-240	6,6
		1952	АС-240	5,3
		1971	АСО-240	2,59
				14,49
262.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Кундравы	1977	АС-120	27,6
263.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Луговая I цепь	1975	АС-150	14,4
264.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Луговая II цепь	1975	АС-150	14,4
265.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Мисяш-т	1972	АС-95	1,6
266.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино	1986	АС-185	13,1
		1989	АС-240	0,37
				13,47
267.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Шахматово-т	1972	АС-95	1,6
		1986	АС-95	6,4
		1970	АС-70	1,2
				9,2
268.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Яраткулово	1986	АС-150	30,5
		1981	АС-185	0,52
				31,02
269.	ВЛ 110 кВ Челябинская - Бишкиль-т	1996	АС-95	1,59
		1996	АС-120	3,35
				4,94
270.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками	1965	АС-120	1,5
		1965	АС-240	2,5
		1980	АС-300	0,7
				4,7
271.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Восточная	1960	АС-185	5,9
272.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь	1972	АСО-300	6,9
273.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь	1972	АСО-300	6,9
274.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Тракторозаводская	1960	АС-185	5,2
		1963	АС-95	1,2
		1963	АС-185	0,2
				6,6
275.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО	2004	АС-240	1,71
		1988	АС-185	н.д.
		1976	АС-185	1
		1976	АС-240	н.д.
276.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Пластмасс	2003	АС-240/32	1,71
		1957	АС-240/32	7,19
		1996	АС-240/32	0,1
		1976	АС-240/32	2,5
				11,5
277.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т	2004	АС-240	1,71
		1988	АС-185	н.д.
		1957	АС-185	2,80
278.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Ю. Копи с отпайкой на ПС 110 кВ Н.О.В.	2003	АС-240	1,71
		1957	АС-240	14,89
		1996	АС-240	0,1
				16,7
279.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	2008	АС-185	0,16
		2008	АСКС-300	1,44
				1,60
280.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	2008	АС-185	0,16
		2008	АСКС-300	1,44
				1,60
281.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Плавильная I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ ГПП-12	1993	АС-300/39	5,35
		2010	АСКС-300	0,7
		1956	АСУ-300	3,4
		1983	АСУ-300	0,6
				10,05
282.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Плавильная II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ ГПП-12	1993	АС-300/39	5,35
		2010	АСКС-300	0,7
		1956	АСУ-300	3,4
		1983	АСУ-300	0,6
				10,05
283.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Лазурная	1993	АС-120	1,93
		1976	АС-120	23,3
		1976	АС-150	2,00
				27,23
284.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Тепличная	1993	АС-120	1,97
		1976	АС-120	6,70
		1986	АС-120	5,42
				14,09
285.	ВЛ 110 кВ Чесменская - Углицкая	1972	АС-120	22
		1991	АС-150	9,43
				31,43
286.	ВЛ 110 кВ Чесменская - Ю.У. Рудник с отпайкой на ПС 110 кВ Берлинский карьер	1979	АС-150	40
287.	ВЛ 110 кВ Чернявская-т - Щучье-т с отпайкой на ПС Пивкино-т	1957	АС-185	48,70
288.	ВЛ 110 кВ Чурилово-т - Гусеничная	1957	АС-185	2,8
		1976	АС-185	2,6
				5,4
289.	ВЛ 110 кВ Шагол - Аргаяш с отпайками	1987	АС-185	7,2
		1996	АС-150	33,4
		1967	АС-150	2,1
				42,7
290.	ВЛ 110 кВ Шагол - Аэродромная	1965	АС-240	5,5
		1980	АС-300	0,7
				6,2
291.	ВЛ 110 кВ Шагол - Бульварная с отпайкой на ПС 220 кВ ЧФЗ	1951	АСУ-400	10,7
		1991	АС-400	1,34
		1982	АСО-500	0,3
		1980	АСО-500	0,3
		1964	АСО-500	5,2
		1978	АСО-500	0,7
				18,54
292.	ВЛ 110 кВ Шагол - Заварухино	1987	АС-185	7,4
		1980	АС-150	4,9
				12,3
293.	ВЛ 110 кВ Шагол - КПД	1951	АСУ-400	1,94
		1993	АС-400/51	0,68
				2,61
294.	КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	1966	АС-240/32	14,2
		1984	АС-240/32	2,6
		2010	АПВУ2Г (1X400-150-64/100) x3	0,64
		2010	АС-240/32	0,36
				17,8
295.	ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС 110 кВ Краснопольская	1966	АС-240/32	5,4
		1987	АС-240/32	0,4
				5,8
296.	ВЛ 110 кВ Шагол - СЗК	1965	АС-240	4,1
297.	ВЛ 110 кВ Шагол - Харлуши с отпайками	1988	АС-185	16,7
		1978	АС-150	1,7
				18,4
298.	КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Цинковая 110	1965	АС-240	9,5
299.	КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками	1965	АС-240	8
		1965	АС-120	1,5
				9,5
300.	ВЛ 110 кВ Шантаринская - Подовинная	1992	АС-120	6,4
		1966	АС-120	27,2
				33,6
301.	ВЛ 110 кВ Шахматово-т - Челябинская	1970	АС-70	1,2
		1986	АС-95	8,45
				9,65
302.	ВЛ 110 кВ Шершневская - Сосновская с отпайкой на ПС 110 кВ Томино	2011	АС-240/32	3,75
		1987	АС-185	12
		1981	АС-150	7,2
				22,95
303.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Еманжелинка с отпайками	1953	АС-185	20,5
		1993	АС-185	14,5
				35
304.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Казачья	1956	АС-185	4,65
305.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Красногорка с отпайкой на ПС 110 кВ Красноселка-т	1952	АС-185	22,08
306.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Ленинская с отпайкой на ПС 110 кВ Варламово	1952	АС-240	57,7
		1972	АС-240	9,95
		1998	АС-240	2,5
		1952	АС-240	42
				112,15
307.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Первомайка I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Еманжелинск-т	1965	АС-150	19,43
		1967	АС-150	34,8
				54,23
308.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Первомайка II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Еманжелинск-т	1965	АС-150	19,43
		1967	АС-150	34,8
				54,23
309.	КВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками	1952	АС-240	91
		1986	АС-240	16
		2000	АС-240	9,7
		1952	АС-240	42
				158,7
310.	ВЛ 110 кВ Южноуральская - Казачья	1956	АС-240	4,55
311.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская	1969	АС-150	0,30
		1969	АС-240	2,40
				2,70
312.	ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т I цепь	1975	АС-185	12,2
313.	ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь	1975	АС-185	12,2
314.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	1959	АС-150	3,6
		1949	М-95	24,1
				27,7
315.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь	1991	АС-240	23,11
		1981	АС-240	11,22
				34,33
316.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС 110 кВ Мурсалимкино-т	1980	АС-150	21,5
		1970	АС-150	12,3
				33,8
317.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Лесная I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Трехгорная	1994	АС-150	9,92
				н.д.
318.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Лесная II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Трехгорная	1994	АС-150	9,92
				н.д.
319.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Тюбеляс-т	1990	АС-150	11,16
		1969	АС-150	5,02
				16,18
320.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т	1991	АС-240	23,11
		1981	АС-240	9,34
				32,45
321.	ВЛ 110 кВ Яхино-т - Кропачево	1981	АС-240	6,12
322.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Гранит 1	1976	АС-95	0,2
		1972	АС-95	2,36
				2,56
323.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Гранит 2	1976	АС-95	0,2
		1972	АС-95	2,36
				2,56
324.	ВЛ 110 кВ Уйская - Зерновая	1987	АС-120	25,03
325.	ВЛ 110 кВ Боровая - Жука-Тау 1, 2	1974	АС-150	1,23
326.	ВЛ 110 кВ ЗМЗ-23 - Златоуст	1958	АС-300	8,2
327.	ВЛ 110 кВ ЗМЗ-25 - Златоуст	1958	АС-300	8,2
328.	ВЛ 110 кВ Ай-т 1, 2	1963	АС-150	11,3
329.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Завод Ленина 1, 2	1976	АС-185	6,96
330.	ВЛ 110 кВ Златоуст ЗМЗ 61	1968	АСО-500	7,9
331.	ВЛ 110 кВ Златоуст ЗМЗ 62	1968	АСО-500	7,9
332.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Ургала 1, 2	1982	АС-150	30,7
		1982	АС-95	16,3
			АС-95	13,39
				60,39
333.	ВЛ 110 кВ Бакан - Сидеритовая 1, 2		АС-150	2,09
334.	ВЛ 110 кВ Кропачево - УКВЗ 1	1981	АС-150	6,31
		2004	АС-150	10,45
				16,76
335.	ВЛ 110 кВ Кропачево - УКВЗ 2	1981	АС-150	5,91
		2004	АС-150	10,45
				16,36
336.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Магнитогорск-т I, II цепь	1967	АСУ-300	8,8
337.	ВЛ 110 кВ Георгиевская - Княженка	1982	АС-120	17
338.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Снежная	1967	АС-185	15,27
		1971	АС-120	35,2
				50,47
339.	ВЛ 110 кВ Снежная - Полоцкая	1970	АС-120	27,7
340.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - КС-17 I, II цепь	1964	АС-120	6,6
341.	ВЛ 110 кВ Бреды-т - Рымникская	1970	АС-120	17,21
342.	ВЛ 110 кВ Зингейка - Кацбах	1992	АС-120	9,8
343.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Агаповская	1979	АС-185	0,6
344.	ВЛ 110 кВ Агаповская - Сибай-3	1979	АС-185	0,6
				БЭ
345.	ВЛ 110 кВ СПП - Кизил	1979	АС-120	13,39
346.	ВЛ 110 кВ Агаповская - Янгелька	1982	АС-120	24
347.	ВЛ 110 кВ Верхнеуральская - Степная	1984	АС-95	14,7
348.	ВЛ 110 кВ Янгелька - Сыртинка	1987	АС-120	27,81
349.	ВЛ 110 кВ Верхнеуральская - Сабаново	1989	АС-150	31,6
350.	ВЛ 110 кВ Кизил - Обручевка с отпайкой на ПС Смородинка	1983	АС-120	28,42
		1989	АС-120	0,2
				28,62
351.	ВЛ 110 кВ Обручевка - Измайловская	1989	АС-120	0,2
		1983	АС-120	12,72
				12,92
352.	ВЛ 110 кВ Полоцкая - Измайловская	1983	АС-120	37,43
353.	ВЛ 110 кВ Сабаново - Александринская	1989	АС-150	8,82
		2000	АС-150	8,11
				16,93
354.	ВЛ 110 кВ Александринская - Нагайбакская	2000	АС-150	8,11
		1989	АС-150	5,69
				13,8
355.	ВЛ 110 кВ Измайловская - Красногвардейская	1990	АС-120	28,7
356.	ВЛ 110 кВ Полоцкая - Путь Октября	1990	АС-120	23,5
357.	ВЛ 110 кВ Путь Октября - Зингейка	1975	АС-120	11,1
358.	ВЛ 110 кВ Магнитная - Карьер I, II цепь	1987	АС-95	10,3
359.	ВЛ 110 кв Комсомольская - Атамановка	1992	АС-120	19,7
360.	ВЛ 110 кВ Шагол - Полевая 1 цепь	1991	АС-185	1,5
		1986	АС-95	0,65
				2,15
361.	ВЛ 110 кВ Шагол - Полевая 2 цепь	1991	АС-185	1,5
		1986	АС-95	0,65
				2,15
362.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Прогресс-2 1 цепь	1971	АС-240	1,2
363.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Прогресс-2 2 цепь	1971	АС-240	1,2
364.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Оргстекло 1, 2 цепь		АС-240
365.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Заречная 1 цепь	1965	АС-185	0,4
		1965	АС-120	1,7
				2,1
366.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Заречная 2 цепь	1965	АС-185	0,4
		1965	АС-120	1,6
		1965	АС-150	0,1
				2,1
367.	ВЛ 110 кВ ЧФЗ - Абразивная 1, 2 цепь	1963	АСУ-300	2,5
368.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЧТПЗ I цепь	2003	АС-240	0,7
		1960	АС-240	1,9
				2,6
369.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЧТПЗ II цепь.	2003	АС-240	0,7
		1960	АС-240	1,9
				2,6
370.	ВЛ 110 кВ Козырево - Шумово	1985	АС-150	18,2
371.	ВЛ 110 кВ Шумово - Бродокалмак	1988	АЖС-120	32,8
372.	ВЛ 110 кВ Козырево - Каясан I, II цепь	1975	АС-120	29,8
373.	ВЛ 110 кВ Козырево - Трубная I, II цепь	1975	АС-150/24	0,8
		1985	АС-400/51	29,7
		1985	АС-150/24	4,75
				32,25
374.	ВЛ 110 кВ Исаково - Синеглазово I, II цепь	1969	АС-185	1,15
		1969	АС-150	2,55
				3,7
375.	ВЛ 110 кВ Исаково - Трубная I, II цепь	1978	АС-240	8,4
		1982	АС-240	0,5
		1978
		1996	АС-95	0,8
376.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Сигнал I, II цепь	1989	АС-95	2,6
377.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Тайгинка	1982	АС-185	11,5
378.	ВЛ 110 кВ Тайгинка - Пирит	1982	АС-185	30
379.	ВЛ 110 кВ Карабаш - Пирит	1982	АС-185	1,3
380.	ВЛ 110 кВ Пирит - ПС 480	1959	АС-185	6,5
		1929	М-95	1
				7,5
381.	ВЛ 110 кВ Карабаш - Кыштым	1982	АС-185	37
		1930	М-95	10,5
		2008	АС-185	4,2
		1963	АС-240	1,6
				53,3
382.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Гидроузел	1979	АС-95	31,8
383.	ВЛ 110 кВ Гидроузел - Насосная	1979	АС-95	11,3
384.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Нязепетровск	1976	АС-185	42
385.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Водозабор	1976	АС-185	37,1
386.	ВЛ 110 кВ Водозабор - Нязепетровск	1976	АС-185	10
387.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Электролитная I, II цепь	1976	АС-185	2,7
388.	ВЛ 110 кВ Касли - ВРУ I, II цепь	1989	АС-185	13,8
389.	ВЛ 110 кВ Мраморная - УЗРМО I, II цепь	1985	АС-150	12,2
		1975	АС-95	3,85
				16,05

Таблица 26

Перечень
существующих ПС

N п/п	Наименование энергообъекта (ПС, электростанции)	Мощность трансформаторов, МВА	Год ввода в работу трансформаторов
Электростанции (с высшим напряжением 110 кВ и выше)
1.	Южноуральская ГРЭС	125, 125 /Т10 1, 2/	1966
		120, 120 /Т9 1, 2/	1960
		125 /Т8/	1986
		125 /Т7/	1990
		250 /АТ6/	1954
		250 /АТ5/	1992
		72 /Т4/	1952
		60 /Т3/	1953
		72 /Т2/	1953
		10 /ТСНР-2/	1957
		16 /ТГЗУ/	1975
2.	Южноуральская ГРЭС-2	3 x 167 /АТ связи/	2014
		630, 630 Т 1, 2	2014
3.	Троицкая ГРЭС	3 x 167 /АТГ связи/	1968
		3 x 80 /АТГ-1/	1960
		3 x 80 /АТГ-2/	1960
		250 /АТ-3/	1981
		400 /Т4/	1971
		400 /Т5/	1972
		206 /Т-7А/	1967
		206 /Т-7Б/	1966
		630 /Т-8/	1976
		32 /РТСН-1/	1966
		31,5 /РТСН-2/	1963
4.	Аргаяшская ТЭЦ	39,5 /Т-1/	1954
		40,5 /Т-2/	1968
		80 /Т-3/	1990
		80 /Т-5/	1989
		39 /Т-6/	1954
		39 /Т-7/	1957
		10 /РТСН-1/	1954
		10 /РТСН-2/	1957
5.	Челябинская ТЭЦ-1	63 /С1Т/	1982
		63 /С2Т/	1980
		63 /С3Т/	1983
		63 /С11Г/	2013
		20 /2РОТ	1981
6.	Челябинская ТЭЦ-2	63 /1Т/	1984
		63 /2Т/	2005
		125 /3Т/	1999
		125 /4Т/	1969
		16 /30Т/	1976
7.	Челябинская ТЭЦ-3 и ПС 110 Промплощадка	40 /РТСН-1/	1996
		32 /РТСН-2/	2011
		25 /ТСН-3/	2011
		40 /1ВТ/	1996
		32 /2ВТ/	2006
		200 /Т3-2/	2011
		80 /Т3-1/	2011
		250 /2ГТ/	2006
		250 /1ГТ/	1996
		25 /1Т/	1983
		25 /2Т/	1983
8.	Челябинская ГРЭС	63 /Т-1/	2015
		63 /Т-2/	2015
		63 /Т-3/	2015
		63 /Т-4/	2015
		225/Т 1-1	2015
		125/Т 1-2	2015
		225/Т 2-1	2016
		125/Т 2-2	2016
9.	Магнитогорская ТЭЦ	60 /Т-1/	1952
		63 /Т-2/	2005
		60 /Т-3/	1953
		80 /Т-4/	2012
		80 /Т-5/	2008
		80 /Т-6/	1988
		10 /Рез. Т-2/	1968
10.	Магнитогорская ЦЭС	40 /Т-1/	1979
		63 /Т-2/	1983
		63 /Т-3/	2012
		63 /Т-4/	2007
		63 /Т-5/	1998
		63 /Т-6/	2003
11.	ТЭЦ ЧМК	40 /Т-1/	1988
		40 /Т-2/	1987
		63 /Т-3/	1989
		75 /Т-6/	1969
		75 /Т-7/	1970
12.	ТЭЦ ОАО "ЭнСер"	31,5 /Т-1/	1966
13.	Тургоякская ТЭЦ	32 /Т-1/	1970
		31,5 /Т-2/	1965
14.	ТЭЦ Магнезит /ПС 110 кВ Огнеупор/	31,5 /Т-1/	н.д.
		31,5 /Т-2/
ПС ЮУПМЭС
15.	ПС 500 кВ Кропачево	250 /АТ1/	1991
		250 /АТ2/	1994
16.	ПС 500 кВ Приваловская	250 /АТ1/	1989
17.	ПС 500 кВ Златоуст	250 /АТ1/	2013
		250 /АТ2/	1986
		250 /АТ3/	2007
		2,5	2004
18.	ПС 500 кВ Смеловская	801 /АТГ1/	1990
		200 /АТ3/	1991
		2,5 /Т5/	1990
19.	ПС 500 кВ Магнитогорская	801 /АТГ1 ф. А, В, С/ 801 /АТГ2/	1978, 1978, 2008 1985
20.	ПС 500 кВ Челябинская	6,3 / Т3	1986
		6,3 / Т4	1986
21.	ПС 500 кВ Шагол	501 /АТГ3/	1988
		501 /АТГ4/	1989
		250 /АТ1/	1988
		250 /АТ2/	1992
22.	ПС 500 кВ Козырево	3 x 267 /АТГ3/	1983
		3 x 267 /АТГ4/	1975
		200 /АТ1/	1983
		200 /АТ2/	1975
23.	ПС 220 кВ Новометаллургическая	200 /АТ1/	2011
		200 /АТ2/	2010
		250 /АТ1 (старая)/	1990
		250 /АТ2 (старая)/	1977
24.	ПС 220 кВ Исаково	200 /АТ1/	1992
		180 /АТ2/	1966
25.	ПС 220 кВ Чебаркуль	250 /АТ1/	1986
		240 /АТ2/	1975
26.	ПС 220 кВ Мраморная	125 /АТ1/	1982
		125 /АТ2/	1984
27.	ПС 220 кВ Кунашак	63 /АТ2/	1982
		15 / Т1	2001
		16 / Т4	1982
28.	ПС 220 кВ КС 19	32 / Т1	1985
		32 / Т2	1985
29.	ПС 220 кВ Карталы 220	125 /АТ1/	1986
		200 /АТ2/	1999
30.	ПС 110 кВ Карталы районная	40,5 / Т1	1966
		40 / Т2	1997
		16 / Т3	1969
31.	ПС 110 кВ Восточная	2,5 / Т1	1989
		2,5 / Т2	1967
32.	ПС 110 кВ Ракитная	10 / Т1	1992
		10 / Т2	1990
ПС 220, 110 кВ Челябэнерго
33.	Абзаково	2,5	1980
34.	Агаповская	10	1978
		10	1977
35.	Айлино	6,3	1978
36.	Акбашево	2,5	1976
		2,5	1986
37.	Александринская	6,3	1999
		6,3	1999
38.	Александровская	6,3	1990
		10	1992
39.	Алишево	2,5	1982
40.	ЧАМЗ-110	25	1977
		25	1977
41.	Амурская	3,2	1999
42.	Анненская	10	1991
43.	Аппаратная	16	1990
		16	1998
44.	Аргаяш	25	1983
		25	1988
45.	Арси	6,3	1992
46.	Арша	6,3	1987
47.	Асфальтная - 110/10	6,3	0
		6,3	0
48.	Атамановка	6,3	1991
49.	Аэродромная - 110/10 кВ	63	2005
		63	2006
50.	Бакан	16	1981
		25	1998
51.	Батурино	10	1999
		7,5	1965
52.	Бектыш	6,3	2013
		6,3	1983
53.	Береговая	6,3	1993
		6,3	1993
54.	Березиновская	10	1986
		6,3	1990
55.	Бобровская	10	1981
		7,5	1966
56.	Борисовская	6,3	1976
		6,3	1992
57.	Боровая	40	1974
		40	1990
58.	Бородиновская	6,3	1988
		10	1992
59.	Бродокалмак - 110	16	1988
60.	Бульварная - 110/10 кВ	25	1977
		25	1980
61.	Буранная	10	1973
		10	1982
62.	Бутаки	16	2011
		16	2011
63.	Варламово - 110	11,4	1975
		16	1998
64.	Варненская	16	1982
		25	1992
65.	Вахрушево	6,3	1982
		6,3	1984
66.	Верхнеуральская	16	1992
		10	1993
67.	Водозабор	10	1976
		10	1976
68.	Восточная - 110/35/6 кВ	40	2008
		40	1968
69.	Гагаринская	16	1975
		16	1974
70.	Георгиевская	6,3	1985
71.	Гидроузел	2,5	2007
72.	Гончарская	25	1986
		25	1989
73.	Город-2	25	2000
		25	2010
74.	Горьковская	6,3	2011
		6,3	1988
75.	Гранитная - 110/10 кВ	40	2010
		40	2010
76.	Гранкварц	10	1998
		16	2000
77.	Д. Дача	7,5	1968
78.	Демаринская	6,3	1992
		6,3	1990
79.	Дробышевская	6,3	1981
		6,3	1992
80.	Еленинская	10	1998
		10	1999
81.	Еманжелинка	15	1960
		25	1992
82.	Есаулка	10	1965
		10	1980
83.	Еткуль	40	1973
		40	1973
		40	1978
84.	Заварухино	25	1988
		25	2004
85.	Западная	16	1986
		16	1986
86.	Западная - 110/6 кВ	31,5	1956
		31,5	1965
87.	Заречная - 110/10	25	2007
88.	Заречная - 110/6 кВ	16	2010
		15	1967
89.	Звягино	6,3	1985
90.	Зеленая	6,3	1978
		6,3	1978
91.	Зерновая	6,3	1987
92.	Зингейка	6,3	1991
93.	Золотая	10	2013
		10	2013
94.	Измайловская	10	1983
95.	Ильменская	10	1981
		10	1981
96.	Казачья	63	2011
		63	2007
97.	Калачево	10	1966
		7,5	1968
98.	Камыши	10	2007
		10	2007
99.	Карабаш	5,6	1934
		7,5	1951
		20	1960
		20	1960
100.	Каракульская	6,3	1991
		6,3	1991
101.	Карат	16	2011
		16	2011
102.	Касли	15	1957
		25	1990
103.	Кацбах	6,3	1999
104.	Каясан	40	1975
		40	1975
105.	Керамика	16	1991
106.	Кидыш - 110	2,5	1981
		10	2000
107.	Кизил	10	1978
		10	1980
108.	Кирпичная	6,3	1990
109.	Кирса	6,3	1986
110.	Ключевская	6,3	1988
		6,3	1992
111.	Ключи	10	1973
		10	1991
112.	Княженка	6,3	1982
113.	Коелга	6,3	1968
		10	2013
114.	Комсомольская	2,5	1975
		6,3	1988
115.	Копейская-Городская	20	1968
		16	1997
116.	Коркино	40	1991
		31,5	1964
		40	1993
117.	Кочкарь	10	1963
		10	1967
118.	Красная Горка	10	1963
		10	1961
119.	Красногвардейская	10	1990
120.	Красногорка	16	1971
		10	1949
121.	Краснопольская 110/10 кВ	40	2012
		40	2012
122.	Кременкуль	10	1983
123.	Кулуево	10	1990
		10	1990
124.	Кундравы	6,3	1976
		6,3	1978
125.	Курортная	10	1971
		10	1970
126.	Кыштым	20	1969
		20	1969
127.	Лазурная	16	1987
		10	1979
128.	Ларино	6,3	1991
		6,3	1995
129.	Ленинская	63	1998
		63	1997
130.	Луговая	40	1975
		40	1975
131.	Магнитная	6,3	2008
		10	2008
132.	Массивная - 110/10 кВ	40	2009
		40	2009
133.	Маук	6,3	2009
134.	Машзавод	10	1972
135.	Маякская	6,3	1988
		6,3	1991
136.	Миасс	40	1965
		40,5	1962
137.	Миасская	6,3	1976
		6,3	1990
138.	МММЗ	16	1997
		16	1965
139.	ММПС Оксана 110/10(6) кВ	25	2011
140.	Н. Усцелемово	6,3	1986
141.	Нагайбакская	6,3	1989
142.	Насосная	16	1981
143.	Непряхино	6,3	1990
144.	Новоградская - 110/10 кВ	40	1985
		40	1985
145.	Ново-Троицкая	10	1990
		6,3	1977
146.	Нязепетровск	25	1986
		25	1986
147.	Обручевка	6,3	1989
148.	Октябрьская	25	1997
		25	1997
149.	Очистные сооружения - 220/10/6 кВ	32	1981
		32	1981
150.	Павловская	10	1983
151.	Паклинская - 110/10 кВ	25	2006
		25	2006
152.	Первогорская	20	1955
		20	1955
153.	Первомайка	25	1980
		31,5	1961
		6,3	2001
154.	Песчаная	10	1992
		10	1992
155.	Петропавловская	16	1979
156.	Пирит	40	2007
		40	2007
157.	Пластмасс	16	1978
		16	1978
158.	Подкачка-1	10	1976
159.	Подкачка-2	16	1988
160.	Подкачка-3	10	1976
161.	Половинная	25	1992
		16	1992
162.	Полевая	16	1987
		16	1987
163.	Полоцк	6,3	1970
		6,3	1978
164.	Прибор	10	1998
		10	1998
165.	Путь Октября	6,3	1991
166.	Рыбная	10	1983
167.	Рымникская	10	1970
168.	Сабаново	6,3	1990
169.	Сары	6,3	1976
		6,3	1976
170.	Сатка	40	1987
		40	1987
171.	Светлинская	6,3	1976
		6,3	2006
172.	Северная - 110/6 кВ	40	1988
		40	2001
173.	Сигнал	6,3	2000
174.	Синеглазово	20	1959
		25	1976
175.	Смородинка	6,3	1993
176.	Снежная	6,3	1972
		6,3	1972
177.	Солнечная долина	16	2009
178.	Сосновская - 110/6 кВ	16	1979
		16	1980
179.	Спасская	2,5	1975
		2,5	1984
180.	Спортивная - 110/10 кВ	40	2003
		40	2003
181.	Станкозаводская	10	2014
		6,3	1972
182.	Степная	6,3	1984
		6,3	1980
183.	Степная 110/10 кВ	6,3	1982
184.	Строительная	25	1975
		25	1975
185.	Сыртинка	6,3	1987
186.	Таганай	40	2008
		40	2008
187.	Тайгинка	16	1983
		16	1982
188.	Таянды	10	1993
189.	Тепличная - 110/10 кВ	16	1984
		16	1985
190.	Тимирязевская	6,3	1980
191.	Тогузак	6,3	1994
		10	1990
192.	Томино	6,3	1983
193.	Тракторозаводская - 110/10 кВ	25	2011
		25	1970
194.	Троицкая Районная	31,5	1967
		31,5	1965
195.	Тургояк	10	1980
		10	1983
196.	Углицкая	6,3	1991
		6,3	1991
197.	Уйская	10	1991
		16	1990
198.	Уралбройлер	16	2012
		16	2012
199.	Уфалей	16	1972
		25	1989
200.	Фершампенуаз	16	2012
		10	1984
201.	Филимоново	6,3	1988
		10	1984
202.	Харлуши	2,5	1978
		6,3	1983
203.	Хуторская	6,3	1990
		10	1982
204.	Черноборская	6,3	1990
		6,3	1987
205.	Чесменская	10	1979
		25	1992
206.	Чудиновская	6,3	1983
207.	Чумляк	16	1986
		16	1986
208.	ЧЭРЗ - 110/6 кВ	20	1968
		20	1968
209.	Шантаринская	10	1992
		10	1991
210.	Швейная	10	1995
		10	1996
211.	Шершневская 110/10 кВ	25	2009
		25	2009
212.	Шумово	6,3	1985
		6,3	1990
213.	Ю. Копи	31,5	1957
		31,5	1957
214.	Южная - 110/10/6 кВ	40	1982
		25	1978
		16	1973
		16	1973
215.	Южностепная	10	1971
216.	Южноуральский рудник	10	1967
		6,3	1971
217.	Южно-Уральская	25	1977
		25	1977
218.	Юрюзань	25	1986
		10	1952
		19,07	2000
219.	Янгелька	6,3	2002
		6,3	1982
220.	Яраткулово	6,3	1989
		6,3	1981
Филиал ОАО "УТСК" Челябинские тепловые сети
221.	ПС 110 кВ ЮЗК	10	1981
		10	1981
222.	ПС 110 кВ СЗК	10	1975
		10	1973
Потребительские ПС
ОАО "ЧМК"
223.	ПС 110 кВ ГПП-1	31,5	1970
224.	ПС 110 кВ ГПП-2	63	1968
		63	1988
225.	ПС 110 кВ ГПП-4	31,5	1966
226.	ПС 110 кВ ГПП-5	80	1977
		80	1977
227.	ПС 110 кВ ГПП-6	80	1984
		80	1987
		63	1982
228.	ПС 110 кВ ГПП-7	63	1981
		63	1984
229.	ПС 110 кВ ГПП-8	31,5	1964
230.	ПС 220 кВ ГПП-9	100	1992
		100	2004
		100	1992
231.	ПС 110 кВ ГПП-12	25	1002
		25	1975
232.	ПС 110 кВ ГПП-13	63	1978
		63	1978
233.	ПС 110 кВ ГПП-14	25	1975
		25	1996
234.	ПС 110 кВ ГПП-15	16	2006
235.	ПС 110 кВ ГПП-16	40	2008
		40	2008
236.	ПС 220 кВ Каштак	125 /АТ-2/	2012
237.	ПС 220 кВ Конверторная	250 /АТ-1/	1989
		250 /АТ-2/	1977
238.	ПС 110 кВ Плавильная (ГПП-3)	40	1995
		40	1994
		40	1978
		40	1978
ОАО "ЧЭМК"
239.	ПС 220 кВ ЧФЗ (ГПП-1)	250 /АТ-1/	1978
		250 /АТ-2/	1979
		80	2007
		80	2007
		80	1964
		80	1990
		80	1989
240.	ПС 220 кВ Хромовая (ГПП-3)	200 /АТ-1/	1981
		200 /АТ-2/	1981
		63	2008
		63	1981
		63	1981
241.	ПС 110 кВ Абразивная (ГПП-2)	80	2012
		80	2012
242.	ПС 110 кВ КПД	25	1992
		25	1992
ОАО "ЧЦЗ"
243.	ПС 220 кВ Цинковая-220	100	2000
		100	2000
244.	ПС 110 кВ Цинковая-110	63	2000
		40	2008
ООО "ЧТЗ-Уралтрак"
245.	ПС 110 кВ Гусеничная	80	1976
		80	1976
		80	1976
246.	ПС 110 кВ ЧТЗ	20	1933
		20	1934
		60	1957
		20	1936
ПС ФГУП "ПО Маяк"
247.	ПС 110 кВ Болото-1	20	1951
		20	1950
248.	ПС 110 кВ Болото-2	16	2006
		25	1972
249.	ПС 110 кВ Болото-4	16	1974
		16	1974
250.	ПС 110 кВ Болото-5	25	1978
		25	1978
251.	ПС 110 кВ Болото-6	25	1978
		25	1978
252.	ПС 110 кВ Болото-7	20	1957
		20	1957
253.	ПС 110 кВ Болото-9	40	1977
		40	1977
254.	ПС 110 кВ Болото-11	6,3	2006
255.	ПС 110 кВ Болото-12	6,3	2005
256.	ПС 110 кВ Болото-13	15	1965
		20	1963
257.	ПС 110 кВ Болото-14	10	1986
		10	1986
258.	ПС 110 кВ Болото-18	6,3	2003
		6,3	2003
259.	ПС 110 кВ Болото-19	16	2004
		16	2004
ПС РФЯЦ-ВНИИТФ
260.	ПС 110 кВ Курчатовская	25	2008
		25	2008
261.	ПС 110 кВ Новая	16	1964
		16	1964
262.	ПС 110 кВ Светлая	10	1963
263.	ПС 110 кВ Снежинская	16	2003
		16	2003
264.	ПС 110 кВ Сосновая	16	1983
		16	1983
ПС ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат" и потребителей Магнитогорского промышленного узла
265.	ПС 220 кВ 86	63	1978
		63	1979
		100	1988
		100	1988
		63	2006
266.	ПС 220 кВ 30	250 /АТ-1/	1988
		250 /АТ-2/	1988
267.	ПС 220 кВ 60	250 /АТ-1/	1997
		250 /АТ-2/	1986
		25	1981
		25	1981
268.	ПС 220 кВ 90	250 /АТ-1/	1991
		250 /АТ-2/	1989
269.	ПС 220 кВ 77	200 /АТ-1/	1987
		200 /АТ-2/	1987
270.	ПС 220 кВ 4	160	2006
		160	2006
		160	2006
271.	ПС 110 кВ 87	80	1983
		80	1983
272.	ПС ПО кВ 23	100	2010
		100	2010
273.	ПС 110 кВ 31а	63	1993
		63	1994
274.	ПС 110 кВ 31	63	1994
		63	1995
		63	1994
275.	ПС 110 кВ 29	80	2009
		80	2009
276.	ПС 110 кВ 96	40	2010
		40	2010
		63	2006
		63	2010
277.	ПС 110 кВ 62	60	1989
		63	1989
278.	ПС 110 кВ 85	31,5	1966
		31,5	1966
279.	ПС 110 кВ 99	63	1999
		63	1999
280.	ПС 110 кВ 83	16	2005
		16	2005
281.	ПС 110 кВ 80	63	2007
		63	2007
282.	ПС 110 кВ 49	63	1981
		63	1983
283.	ПС 110 кВ 98	63	1988
		63	1984
284.	ПС 110 кВ МКЗ	63	1988
		63	1987
285.	ПС 110 кВ 36	25	2001
		25	2001
286.	ПС 110 кВ 88	40	1974
		25	2012
287.	ПС 110 кВ 91	6,3	1973
		6,3	1972
288.	ПС 110 кВ 66	80	2012
		63	1979
289.	ПС 110 кВ 63	63	2004
		63	2005
290.	ПС 110 кВ 65	25	1982
		25	1982
291.	ПС 110 кВ 64	80	2005
		80	2005
292.	ПС 110 кВ 81	63	2004
		63	2004
293.	ПС 110 кВ 16	100	2009
		100	2009
294.	ПС 110 кВ 94	80	2012
		63	2004
295.	ПС 110 кВ 95	63	2010
		63	2011
296.	ПС 110 кВ 41	60	2004
		63	2002
297.	ПС 110 кВ 97	80	1995
		80	1995
298.	ПС 110 кВ 46	63	1988
		63	1988
ПС других потребителей
299.	ПС 110 кВ Стройка 2	5,6	н.д.
300.	ПС 110 кВ Стройка 4	6,3	1981
		6,3	1981
301.	ПС 110 кВ ГПП-1 ЧТПЗ	40	1985
		40	1985
302.	ПС 110 кВ ГПП-2 ЧТПЗ	63	2006
		63	2005
303.	ПС 110 кВ ГПП-3 ЧТПЗ	40,5	1966
		40	1969
304.	ПС 110 кВ ГПП-2 ЧКПЗ	25	1970
		20	1968
305.	ПС 110 кВ Прогресс 1	40	1963
		40	1963
306.	ПС 110 кВ Прогресс 2	40	1972
		40	1972
307.	ПС 110 кВ Прогресс 3	63	1981
		63	1981
308.	ПС 110 кВ ЗСО	40	1974
		20	1974
309.	ПС 110 кВ ЗЭМ	25	1988
		25	1988
310.	ПС 110 кВ Тракторозаводская-2	16	н.д.
		16
311.	ПС 110 кВ Транзитная	25	1987
		25	1984
312.	ПС 110 кВ Оргстекло	16	1981
		16	1981
313.	ПС 110 кВ Першино	40	н.д.
		40
314.	ПС 110 кВ Хлебороб	6,3	1990
315.	ПС 110 кВ Капитальная	10	1975
		10	1975
316.	ПС 110 кВ Комсомольская	10	1980
		10	1980
317.	ПС 110 кВ Заводская	25	1985
		25	1985
318.	ПС 110 кВ Мехзавод	16	1974
		16	1974
319.	ПС 110 кВ Нагорная	6,3	1988
		6,3	1988
320.	ПС 110 кВ Смолининский карьер	10	1968
		10	1968
321.	ПС 110 кВ Никель	25	1986
		25	1986
322.	ПС 110 кВ УЗРМО	25	1986
		16	1986
		16	1987
323.	ПС 110 кВ ВРУ	16	1989
		16	1989
324.	ПС 110 кВ Машзавод	10	1973
		6,3	1973
325.	ПС 110 кВ Озерская	25	2008
		25	2008
326.	ПС 110 кВ Карьер	6,3	1988
		6,3	1988
327.	ПС 110 кВ КС-17	31,5	1964
		31,5	1964
328.	ПС 110 кВ Завод Ленина	40	1975
		40	1975
329.	ПС 110 кВ ЗМЗ-3	25	1986
		25	1986
330.	ПС 110 кВ ЗМЗ-4	75	1965
		40	2012
		60	1962
331.	ПС 110 кВ ЗМЗ-6	40	1967
		40	1966
		16	1984
332.	ПС 110 кВ Горная	6,3	1988
		6,3	1997
333.	ПС 110 кВ Непряхино	6,3	1989
		10	2007
334.	ПС 110 кВ Н. Златоуст	31,5	1960
		31,5	1960
		40	1980
335.	ПС 110 кВ Северная	16	1992
		40	1984
336.	ПС 110 кВ Автозаводская	20	1967
337.	ПС 110 кВ Сталелитейная	25	1979
		25	1979
338.	ПС 110 кВ Тальковая	6,3	1989
339.	ПС 110 кВ Гранит	20	1968
		20	1968
340.	ПС 110 кВ Компрессорная	15	1968
		15	1968
341.	ПС 110 кВ Крановая	10	1971
		10	1971
342.	ПС 110 кВ Брусит	25	1998
		25	1991
343.	ПС 110 кВ Сидеритовая	10	1971
		10	1971
344.	ПС 110 кВ Обжиговая	16	1971
		16	1971
345.	ПС 110 кВ Шахтная	6,3	1969
		6,3	1969
346.	ПС 110 кВ КИЦЗ	20	2003
		25	1993
347.	ПС 110 кВ КИЛМЗ	16	1978
		16	1966
348.	ПС 110 кВ УКВЗ	32	1980
		32	1980
349.	ПС 110 кВ Лесная	16	1989
		16	1979
350.	ПС 110 кВ Завьялиха	6,3	2002
		6,3	2002
351.	ПС 110 кВ Трехгорная	16	2002
		16	2002
352.	ПС 110 кВ АМЗ (ГПП-1)	40	2007
		40	2005
353.	ПС 110 кВ АМЗ (ГПП-2)	40	2012
354.	ПС 220 кВ АМЕТ	125	2010
		160	2010
		2,5	2011
355.	ПС 110 кВ Куса	15	1969
		25	2012
356.	ПС 110 кВ Жука-Тау	10	н.д.
		10	н.д.
357.	ПС 110 кВ Травники	10	1971
		10	1971
358.	ПС 110 кВ Дизельная	25	1980
		25	1980
359.	ПС 110 кВ Берлинский карьер	6,3	2007
360.	ПС 110 кВ Центральная разведочная	10	1983
		10	1983
Филиал ОАО "РЖД" - Южно-Уральская ЖД
361.	ПС 110 кВ Челябинск Главный-т	25	1974
		25	1973
362.	ПС 110 кВ Челябинск Южный-т	25	1989
		25	1989
363.	ПС 110 кВ Дубровка-т	10	1966
		10	1966
364.	ПС 110 кВ Еманжелинск-т	16	1966
		16	1966
365.	ПС 110 кВ Красноселка-т	10	1966
		10	1966
366.	ПС 110 кВ Чурилово-т	16	1991
		16	2003
367.	ПС 110 кВ Козырево-т	25	1974
		25	1974
368.	ПС 110 кВ Чернявская-т	15	1977
		16	1990
369.	ПС 110 кВ Межозерная-т	16	1977
		10	1979
370.	ПС 110 кВ Нижняя-т	16	1978
		16	1978
371.	ПС 110 кВ Разъезд 6-т	16	1977
		15	1960
372.	ПС 110 кВ Муслюмово-т	16	1977
		16	1994
373.	ПС 110 кВ Разъезд 3-т	16	1977
		16	1977
374.	ПС 110 кВ Разъезд 2-т	16	1977
		16	1977
375.	ПС 110 кВ Синеглазово-т	20	1982
		10	1982
376.	ПС 110 кВ Смолино-т	25	1978
		20	1960
377.	ПС 110 кВ Полетаево-т	16	1973
		16	1973
378.	ПС 110 кВ Биргильда-т	15	1968
		16	1976
379.	ПС 110 кВ Бишкиль-т	15	1969
		15	1958
380.	ПС 110 кВ Шахматово-т	10	1970
		10	1970
381.	ПС 110 кВ Мисяш-т	16	1964
382.	ПС 110 кВ Кисегач-т	16	1972
		16	1975
383.	ПС 110 кВ Тургояк-т	16	1985
		16	1986
384.	ПС 110 кВ Хребет-т	16	2001
		16	2005
385.	ПС 110 кВ Таганай-т	16	1985
		16	1985
386.	ПС 110 кВ Тундуш-т	15	1953
		16	1965
387.	ПС 110 кВ Салган-т	20	1962
		15	1975
388.	ПС 110 кВ Ай-т	16	1989
		16	1986
389.	ПС 110 кВ Бердяуш-т	20	1974
		20	1973
390.	ПС 110 кВ Единовер-т	15	1970
		16	1975
391.	ПС 110 кВ Сулея-т	16	1995
		16	1976
392.	ПС 110 кВ Кукшик-т	10	1969
		10	1969
393.	ПС 110 кВ Мурсалимкино-т	16	1977
		16	1974
394.	ПС 110 кВ Тюбеляс-т	16	1991
		16	1996
395.	ПС 110 кВ Усть-Катав-т	16	1991
		16	1997
396.	ПС 110 кВ Яхино-т	16	1988
		16	1988
397.	ПС 110 кВ Упрун-т	15	1966
		15	1966
398.	ПС 110 кВ Кумысная-т	16	1966
		15	1966
399.	ПС 110 кВ Золотая сопка-т	10	1966
		10	1966
400.	ПС 110 кВ Магнай-т	15	1966
		15	1966
401.	ПС 110 кВ Еманкино-т	16	1985
		16	1985
402.	ПС 110 кВ Бускуль-т	15	1966
		15	1966
403.	ПС 110 кВ Саламат-т	15	1966
		15	1966
404.	ПС 110 кВ Тамерлан-т	15	1966
		15	1966
405.	ПС 110 кВ Тумак-т	10	1966
		10	1966
406.	ПС 110 кВ Карталы-т	16	1980
		16	1979
407.	ПС 110 кВ Гогино-т	40	1983
		20	1968
		20	1968
		2,5	1980
408.	ПС 110 кВ Бреды-т	20	1968
		20	1968
		25	1990
409.	ПС 110 кВ Мочаги-т	20	1995
		25	1996
410.	ПС 110 кВ Субутак-т	20	1966
		25	1990
411.	ПС 110 кВ Гумбейка	25	1973
		7,5	1943
412.	ПС 110 кВ Магнитогорск-т	25	1996
		25	1990
Филиал ОАО "РЖД" - Куйбышевская ЖД
413.	ПС 110 кВ Симская-т	25	н.д.
		25	н.д.
414.	ПС 110 кВ Аша-т	20	н.д.
		20	н.д.
415.	ПС 110 кВ Миньяр-т	16	н.д.
		20	н.д.
416.	ПС 110 кВ Ерал-т	16	н.д.
		16	н.д.

17. Основные внешние электрические связи энергосистемы Челябинской области

Энергосистема Челябинской области по межсистемным ВЛ 500-220-110 кВ связана с соседними энергосистемами: Курганской, Свердловской, Башкирской, Оренбургской и ОЭС Казахстана.

Челябинская энергосистема по сетям 500 - 220 кВ имеет связь:

1) со Свердловской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево;

ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол;

ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная;

ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская;

2) Башкирской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Кропачево - Уфимская;

ВЛ 500 кВ Смеловская - Бекетово;

ВЛ 220 кВ Смеловская - Иремель I и II цепь;

ВЛ 220 кВ Смеловская - Белорецк I и II цепь;

ВЛ 220 кВ Уфимская - Амет I и II цепь;

3) с Оренбургской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Ириклинская ГРЭС;

4) Курганской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Курган - Козырево;

ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха I и II цепь;

5) с объединенной энергосистемой Казахстана:

ВЛ 500 кВ Костанайская - Челябинская (Л-1103);

ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Сокол;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Приуральская.

18. Информация об объемах и структуре топливного баланса электростанций и котельных на территории Челябинской области в 2015 году представлена в разделе VIII.

19. Единый топливно-энергетический баланс Челябинской области за предшествующие пять лет

Единый топливно-энергетический баланс (далее именуется - ЕТЭБ) Челябинской области за 2011 - 2013 годы приведен в таблицах 27 - 29. ЕТЭБ Челябинской области приведен в форматах, установленных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 14.12.2011 N 600 "Об утверждении Порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации и муниципальных образований".

Таблица 27

ЕТЭБ Челябинской области за 2011 год
(тысяч тонн условного топлива)

Наименование	Уголь и продукты переработки	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Гидроэнергия и НВИЭ	Атомная энергия	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
Производство энергетических ресурсов	17710,6				54,9	0,1				17765,6
Ввоз	13328,0	9,0	1639,5	19049,6				5660,8		39686,9
Вывоз					-45,2			-1708,3		-1753,5
Изменение запасов	490,2		-14,7							475,5
Потребление первичной энергии	30548,4	9,0	1654,2	19049,6	9,7	0,1	0,0	3952,5		55223,5
Статистическое расхождение	-0,2	0,0	0,0	0,1	0,0			0,1	-0,1	0,0
Производство электрической энергии	-2689,5	-4,4	-53,4	-5673,3	-0,2	-0,1		8588,0	0,0	167,1
Производство тепловой энергии, в том числе:	-2255,7	-3,7	-44,8	-4758,5	-0,2			0,1	7203,1	140,3
теплоэлектростанции	-1236,6	-2,0	-24,6	-2608,5	-0,1			0,0	3643,7	-228,1
котельные	-1019,2	-1,7	-20,2	-2149,9	-0,1			0,0	3003,1	-188,0
электрокотельные и теплоутилизационные установки	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			0,1	508,1	508,2
Преобразование топлива, в том числе:	-8192,6	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	-8192,6
переработка нефти	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
переработка газа	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
обогащение угля	-8192,6	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	-8192,6
Собственные нужды	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			-91,0	-216,1	-307,1
Потери при передаче	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			-1185,2	-511,2	-1696,4
Конечное потребление энергетических ресурсов	17137,8	0,9	1553,4	8617,7	9,3			11355,2	6692,0	45366,3
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	1,2	0,0	100,4	28,9	0,7			138,9	153,7	423,8
Промышленность	17108,9	0,0	402,1	7606,2	0,1			8350,3	3159,8	36627,4
Строительство	1,5	0,0	91,3	14,7	0,0			76,6	84,8	268,9
Транспорт и связь	6,3	0,9	139,2	27,2	0,3			1010,0	78,4	1262,3
Население	11,5	0,0	713,6	917,4	7,2			1030,6	2550,7	5231,0
Прочие	8,4	0,0	106,8	23,3	1			748,8	664,6	1552,9
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	273,0	0,0	2,6	0,0	0,0			0,0	0,0	275,6

Таблица 28

ЕТЭБ Челябинской области за 2012 год
(тысяч тонн условного топлива)

Наименование	Уголь и продукты переработки	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Гидроэнергия и НВИЭ	Атомная энергия	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
Производство энергетических ресурсов	18575,3				54,9	0,1				18630,3
Ввоз	12512,8	6,9	1767,9	17508,5				5006,8		36802,9
Вывоз					-21,3			-1462,5		-1483,8
Изменение запасов	-99,3		-0,9		7,1					-93,1
Потребление первичной энергии	31187,4	6,9	1768,8	17508,5	26,5	0,1	0,0	3544,3		54042,5
Статистическое расхождение	0,2	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	-0,1	0,1
Производство электрической энергии	-2849,7	-3,9	-56,4	-5871,1	-0,1	-0,1		8964,6	0,0	183,3
Производство тепловой энергии, в том числе:	-2216,9	-3,0	-43,9	-4567,5	0,0			0,0	6974,0	142,7
теплоэлектростанции	-1215,3	-1,7	-24,1	-2503,8	0,0			0,0	3527,8	-217,1
котельные	-1001,6	-1,4	-19,8	-2063,6	0,0			0,0	2907,6	-178,9
электрокотельные и теплоутилизационные установки	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	492,0	492,0
Преобразование топлива, в том числе:	-8287,4	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	-8287,4
переработка нефти	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
переработка газа	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
обогащение угля	-8287,4	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	-8287,4
Собственные нужды	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			-94,7	-209,2	-303,9
Потери при передаче	0,0	0,0	0,0	-102,0	0,0			-1076,6	-438,6	-1617,2
Конечное потребление энергетических ресурсов	17351,5	0,0	1666,3	6967,9	3,5			11432,3	6535,5	43957,0
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	1,2	0,0	107,7	23,4	0,3			139,8	150,1	422,5
Промышленность	17322,2	0,0	431,3	6150,0	0,0			8407,0	3085,9	35396,5
Строительство	1,5	0,0	97,9	11,9	0,0			77,1	82,8	271,3
Транспорт и связь	6,4	0,0	149,3	22,0	0,1			1016,9	76,6	1271,2
Население	11,6	0,0	765,5	741,8	2,7			1037,6	2491,0	5050,2
Прочие	8,5	0,0	114,6	18,8	0,4			753,9	649,1	1545,2
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	481,7	0,0	2.2	0,0	22,9			0,0	0,0	506,8

Таблица 29

ЕТЭБ Челябинской области за 2013 год
(тысяч тонн условного топлива)

Наименование	Уголь и продукты переработки	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Гидроэнергия и НВИЭ	Атомная энергия	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
Производство энергетических ресурсов	18892,3				69,4	0,1				18951,3
Ввоз	12512,8	6,9	1767,9	17508,5				5006,8		36802,9
Вывоз					-21,3			-1462,5		-1483,8
Изменение запасов	-99,3		-0,9		7,1					-93,1
Потребление первичной энергии	31187,4	6,9	1768,8	17508,5	26,5	0,1	0,0	3544,3		54042,5
Статистическое расхождение	0,2	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	-0,1	0,1
Производство электрической энергии	-2849,7	-3,9	-56,4	-5871,1	-0,1	-0,1		8964,6	0,0	183,3
Производство тепловой энергии, в том числе:	-2216,9	-3,0	-43,9	-4567,5	0,0			0,0	6974,0	142,7
теплоэлектростанции	-1215,3	-1,7	-24,1	-2503,8	0,0			0,0	3527,8	-217,1
котельные	-1001,6	-1,4	-19,8	-2063,6	0,0			0,0	2907,6	-178,9
электрокотельные и теплоутилизационные установки	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	492,0	492,0
Преобразование топлива, в том числе:	-8287,4	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	-8287,4
переработка нефти	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
переработка газа	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
обогащение угля	-8287,4	0,0	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	-8287,4
Собственные нужды	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0			-94,7	-209,2	-303,9
Потери при передаче	0,0	0,0	0,0	-102,0	0,0			-1076,6	-438,6	-1617,2
Конечное потребление энергетических ресурсов	17351,5	0,0	1666,3	6967,9	3,5			11432,3	6535,5	43957,0
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	1,2	0,0	107,7	23,4	0,3			139,8	150,1	422,5
Промышленность	17322,2	0,0	431,3	6150,0	0,0			8407,0	3085,9	35396,5
Строительство	1,5	0,0	97,9	11,9	0,0			77,1	82,8	271,3
Транспорт и связь	6,4	0,0	149,3	22,0	0,1			1016,9	76,6	1271,2
Население	11,6	0,0	765,5	741,8	2,7			1037,6	2491,0	5050,2
Прочие	8,5	0,0	114,6	18,8	0,4			753,9	649,1	1545,2
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	481,7	0,0	2,2	0,0	22,9			0,0	0,0	506,8

В требованиях нормативно-технической документации на разработку СиПРЭ ретроспективный и прогнозный ЕТЭБ является инструментом для оценки существующих и прогнозных изменений в структуре видов потребляемого топлива.

Ретроспективные ЕТЭБ Челябинской области (за 2008 - 2014 годы) разработаны на основании требований, изложенных в приказе Министерства энергетики Российской Федерации от 14 декабря 2011 года N 600 "Об утверждении порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований".

ЕТЭБ Челябинской области составлен из 11 групп энергетических ресурсов, которые формируются на основе однопродуктовых энергетических балансов.

Однопродуктовые топливно-энергетические балансы представляют собой таблицы, содержащие информацию о поставках, распределении и использовании отдельных видов энергетических ресурсов или их укрупненных однородных групп в отчетном периоде. В однопродуктовом топливно-энергетическом балансе для группы энергоресурсов данные по отдельным их видам суммируются с использованием соответствующего коэффициента перевода (калорийного эквивалента), а результат представляется в единицах условного топлива (угольного эквивалента).

В частности, для Челябинской области формируется однопродуктовый баланс угля, сырой нефти, нефтепродуктов (всех видов), природного газа, кокса металлургического, газа коксового искусственного, газа доменного искусственного, сжиженного углеводородного газа (далее именуется - СУГ), прочих видов твердого топлива, включая горючие возобновляемые энергоресурсы (далее именуется - ГВЭР) и промышленные и бытовые отходы, электроэнергии и тепловой энергии.

Однопродуктовые топливно-энергетические балансы являются основой для итогового сводного баланса, поэтому их разработка осуществляется в соответствии с принципами единства представления исходной информации, унификации балансовых таблиц, процедур их заполнения и проверки результатов (с учетом существующих особенностей для отдельных видов энергоресурсов). Это обеспечивает простоту и прозрачность сопоставления и консолидации данных в процессе формирования сводного топливно-энергетического баланса.

Формат однопродуктовых топливно-энергетических балансов един и разработан в соответствии с международными стандартами Международного энергетического агентства (далее именуется - МЭА) и статистической службы Европейского союза, то есть с выделением следующих основных разделов:

поставки первичных энергоресурсов и их эквиваленты;

преобразование энергоресурсов;

потери энергоресурсов при распределении;

конечное потребление.

В Челябинской области ведется незначительная добыча угля. В основном энергетические угли и коксующиеся угли завозятся на территорию Челябинской области из других регионов Российской Федерации. В 2014 году по данным статистического отчета 4-ТЭР "Сведения об остатках, поступлении и расходе топливно-энергетических ресурсов, сборе и использовании обработанных нефтепродуктов" было израсходовано около 185 тыс. тонн условного топлива угля различных марок. Отходящие газы (коксовый, доменный и другие промышленные) не использовались. Запасы на конец года не учитывались.

Сведения о поставках и использовании угля представлены в таблице 30.

Таблица 30

Однопродуктовый баланс угля
в Челябинской области
за 2014 год*

Показатель	Уголь
Производство	370
Ввоз (импорт)	13209
Вывоз (экспорт)	0
Изменение запасов	0
Потребление первичной энергии	13579
Невязка баланса	380
Преобразование всего	-2151
Преобразование в другие виды энергии	-3782
Преобразование в другие виды топлива	-8368
Электроэнергия, всего	-1981
КЭС	-477
ТЭЦ	-1505
Тепловая энергия, всего	-1801
ТЭЦ	-873
Котельные, всего	-928
Преобразование в другие виды топлива	-8368
Коксохимическое производство	-8368
Доменное производство	0
Собственные нужды	0
Потери при распределении	0
Конечное потребление	1048
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	1
Рыболовство	2
Промышленность	506
Строительство	2
Транспорт и связь	4
Прочие виды деятельности	309
Население	11
Неэнергетические нужды	213

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

* Здесь и далее приводятся округленные значения, что может давать увеличение значения до единицы в итоговых сроках.

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

В основном уголь, завезенный на территорию области, был использован для производства кокса (8368 тыс. тонн условного топлива, или 62 процента от общего количества угля). 28 процентов завезенного угля было использовано на преобразование в электроэнергию и тепловую энергию на КЭС, ТЭЦ и котельных. Остальные объемы угля (1048 тыс. тонн условного топлива) были использованы в конечном потреблении для энергетических и неэнергетических нужд.

В 2014 году на территорию Челябинской области завезено незначительное количество (около 7 тыс. тонн условного топлива) сырой нефти. Вся она была использована для выработки тепловой энергии в котельных. Переработка сырой нефти на территории области не осуществляется.

В топливно-энергетическом балансе "Нефтепродукты" (таблица 31) отражено движение энергоресурсов как импортируемых в регион, в том числе с учетом бункеровки (это касается топлива для двигателей автомобилей, самолетов и другого), так и вывозимых за пределы региона.

Валовое потребление нефтепродуктов на территории Челябинской области составило в 2014 году 1673 тыс. тонн условного топлива. Все количество нефтепродуктов было завезено на территорию Челябинской области. В секторе "Преобразование" было использовано 70 тыс. тонн условного топлива, в том числе для производства тепловой энергии - 70 тыс. тонн условного топлива (98 процентов).

В конечном потреблении было использовано 1618 тыс. тонн условного топлива нефтепродуктов (или 97 процентов от всего объема использованных нефтепродуктов). Таким образом, доля использования нефтепродуктов (в основном топочного мазута, котельно-печного топлива) для целей производства тепловой энергии и электроэнергии составляла в 2014 году всего 4 процента.

Среди конечных потребителей основные объемы потребления нефтепродуктов зафиксированы в группах "Население" - 665 тыс. тонн условного топлива (41 процент) и "Промышленность" - 456 тыс. тонн условного топлива (28 процентов).

Таблица 31

Однопродуктовый баланс
нефтепродуктов в Челябинской области за 2014 год,
тыс. тонн условного топлива

Показатель	Нефтепродукты
Производство	0
Ввоз (импорт)	1673
Вывоз (экспорт)	0
Изменение запасов	0
Потребление первичной энергии	1673
Невязка баланса	-15
Преобразование, всего	-70
Преобразование в другие виды энергии	-70
Преобразование в другие виды топлива	0
Электроэнергия, всего	0
КЭС	0
ТЭЦ	0
Тепловая энергия, всего	-70
ТЭЦ	0
Котельные: всего	-70
Преобразование в другие виды топлива	0
Коксохимическое производство
Доменное производство	0
Собственные нужды	0
Потери при распределении	0
Конечное потребление	1618
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	101
Рыболовство	0
Промышленность	456
Строительство	97
Транспорт и связь	176
Прочие виды деятельности	123
Население	665
Неэнергетические нужды	0

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

В топливно-энергетическом балансе "Природный газ" (таблица 32) отражено движение этого вида энергоресурса, использованного на территории Челябинской области. Топливный баланс природного газа сформирован на основе данных из форм 4-ТЭР "Сведения об остатках, поступлении и расходе топливно-энергетических ресурсов, сборе и использовании отработанных нефтепродуктов" и 11-ТЭР "Сведения об использовании топлива, теплоэнергии и электроэнергии на производство отдельных видов продукции, работ (услуг)".

В 2014 году в Челябинской области было использовано 17986 тыс. тонн условного топлива природного газа. На преобразование, для выработки электроэнергии и тепловой энергии на ТЭЦ и котельных общего пользования израсходовано 10439 тыс. тонн условного топлива, или 58 процентов всего импортированного на территорию региона природного газа. При этом для выработки электроэнергии на КЭС и ТЭЦ использовано 5468 тыс. тонн условного топлива, а для целей выработки тепловой энергии на ТЭЦ и котельных - 4971 тыс. тонн условного топлива природного газа. На конечное потребление пришлось 42 процента общей величины спроса на природный газ. В конечном потреблении доля промышленности составляет 88 процентов (6613 тыс. тонн условного топлива), а населения - 11 процентов (831 тыс. тонн условного топлива). Таким образом, в промышленности и населением потребляется 99 процентов от всего расхода природного газа в конечном потреблении.

Таблица 32

Однопродуктовый баланс
природного газа в Челябинской области за 2014 год,
тыс. тонн условного топлива

Показатель	Природный газ
Производство	0
Ввоз (импорт)	17986
Вывоз (экспорт)	0
Изменение запасов	0
Потребление первичной энергии	17986
Невязка баланса	0
Преобразование, всего	-10439
Преобразование в другие виды энергии	-10439
Преобразование в другие виды топлива	0
Электроэнергия, всего	-5468
КЭС	-1316
ТЭЦ	-4152
Тепловая энергия, всего	-4971
ТЭЦ	-2409
Котельные, всего	-2562
Преобразование в другие виды топлива	0
Коксохимическое производство
Доменное производство	0
Собственные нужды	0
Потери при распределении	0
Конечное потребление	7547
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	34
Рыболовство	0
Промышленность	6613
Строительство	18
Транспорт и связь	28
Прочие виды деятельности	23
Население	831
Неэнергетические нужды	0

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

Расход кокса в металлургической промышленности складывается из его производства на коксохимических предприятиях Челябинской области и незначительного количества импорта (203 тыс. тонн условного топлива, или 4 процента от всего потребления). На производство 5384 тыс. тонн условного топлива кокса расходуется 8368 тыс. тонн условного топлива угля. Весь кокс используется в технологических процессах металлургического производства (для производства тепловой энергии и электроэнергии не используется). В коксохимическом и доменном производствах генерируются вторичные энергетические ресурсы - газ коксовый и газ доменный (колошниковый).

Газ коксовый является продуктом переработки угля в кокс. В 2014 году в Челябинской области было произведено 2985 тыс. тонн условного топлива коксового газа (таблица 33). Он используется в дальнейшем в незначительных количествах (342 тыс. тонн условного топлива, или 13 процентов от всего объема коксового газа) на преобразование в энергетические продукты (электроэнергию и тепло на блок-станциях (ТЭЦ) металлургических предприятий). Остальное количество кокосового газа (2643 тыс. тонн условного топлива) используется в конечном потреблении для неэнергетических нужд.

Таблица 33

Однопродуктовый баланс
коксового газа в Челябинской области за 2014 год,
тыс. тонн условного топлива

Показатель	Газ коксовый искусственный
Производство	0
Ввоз (импорт)	0
Вывоз (экспорт)	0
Изменение запасов	0
Потребление первичной энергии	0
Невязка баланса	0
Преобразование, всего	2643
Преобразование в другие виды энергии	-342
Преобразование в другие виды топлива	2985
Электроэнергия, всего	-136
КЭС	0
ТЭЦ	-136
Тепловая энергия, всего	-206
ТЭЦ	-206
Котельные, всего	0
Преобразование в другие виды топлива	2985
Коксохимическое производство	2985
Доменное производство
Собственные нужды	0
Потери при распределении	0
Конечное потребление	2643
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	0
Рыболовство	0
Промышленность	0
Строительство	0
Транспорт и связь	0
Прочие виды деятельности	0
Население	0
Неэнергетические нужды	2643

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

Газ доменный (колошниковый) является вторичным энергетическим продуктом доменного производства. В 2014 году в Челябинской области было произведено 5384 тыс. тонн условного топлива доменного газа (таблица 34). Он используется в дальнейшем для преобразования в энергетические продукты (1027 тыс. тонн условного топлива). Остальное количество доменного газа (4357 тыс. тонн условного топлива) используется в конечном потреблении для утилизации тепла доменного газа и неэнергетических нужд.

Таблица 34

Однопродуктовый баланс
доменного газа в Челябинской области за 2014 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Газ доменный искусственный
Производство	0
Ввоз (импорт)	0
Вывоз (экспорт)	0
Изменение запасов	0
Потребление первичной энергии	0
Невязка баланса	-6
Преобразование, всего	4357
Преобразование в другие виды энергии	-1027
Преобразование в другие виды топлива	5384
Электроэнергия, всего	-538
КЭС	0
ТЭЦ	-538
Тепловая энергия, всего	-489
ТЭЦ	-489
Котельные, всего	0
Преобразование в другие виды топлива	5384
Коксохимическое производство
Доменное производство	5384
Собственные нужды	0
Потери при распределении	0
Конечное потребление	4363
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	0
Рыболовство	0
Промышленность	4357
Строительство	0
Транспорт и связь	0
Прочие виды деятельности	0
Население	0
Неэнергетические нужды	6

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

В 2014 году в Челябинской области было произведено 47 тыс. тонн условного топлива прочих твердых видов топлива ("древесина топливная" и "торф"). 21 тыс. тонн условного топлива древесины топливной было экспортировано. Использовано 26 тыс. тонн условного топлива в основном для производства тепловой энергии в котельных.

Сжиженные углеводородные газы импортируются на территорию Челябинской области в количестве 100 тыс. тонн условного топлива. Полностью используются в конечном потреблении. В преобразовании в другие виды энергоресурсов не используются. В конечном потреблении 88 тыс. тонн условного топлива (88 процентов). СУГ используется населением.

В однопродуктовом балансе электроэнергии отражается ее производство электростанциями различных типов и последующее использование в других секторах преобразования и конечного потребления. Расчетные перетоки электроэнергии между энергосистемами приводятся по строкам "Экспорт" и "Импорт". В 2014 году спрос потребителей Челябинской области покрывался собственным производством на 66 процентов. Остальные потребности в электроэнергии были покрыты за счет перетоков электрической энергии из смежных энергосистем.

В таблицах 35 и 36 приведен баланс электроэнергии Челябинской области, выраженный в млн. кВт. ч и тыс. тонн условного топлива. Баланс показывает, что производство электроэнергии в Челябинской области после полномасштабного ввода в эксплуатацию блоков ПГУ КЭС и ТЭЦ приводит к постепенному сокращению импорта электроэнергии.

Таблица 35

Баланс
электроэнергии Челябинской области,
млн. кВт. ч

Год	Производство	Всего ТЭС	КЭС	В том числе ПТУ КЭС	В том числе ПГУ КЭС	ТЭЦ	В том числе ПТУ ТЭЦ	В том числе ПГУ ТЭЦ	Сальдо переток	Потребление, спрос на электроэнергию	Темп роста
2008	22807	22807	9378	9378	0	13429	23472	0	12857	35664
2009	19302	19302	7937	7937	0	11365	23713	0	12857	32159	-9,83 %
2010	22273	22273	9327	9327	0	12946	24161	0	12857	35130	9,24 %
2011	23545	23545	9453	9453	0	14092	23297	670	12857	36402	3,62 %
2012	23455	23455	9417	9417	0	14038	21263	1404	12857	36312	-0,25 %
2013	22900	22900	7784	7784	0	15116	21111	1404	12857	35757	-1,53 %
2014	23740	23740	6840	1640	5200	16900	21238	1404	12400	36140	1,07 %
2015	27166	27166	9685	4485	5200	17481	14856	4622	8616	35782	-0,99 %

Источник: Схема и программа развития электроэнергетики Челябинской области на 2016 - 2020 годы.

Таблица 36

Однопродуктовый баланс
электроэнергии Челябинской области
за 2014 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Электроэнергия
Производство	0
Сальдо-переток	1525
Вывоз (экспорт)	0
Изменение запасов	0
Потребление первичной энергии	1525
Невязка баланса	-21
Преобразование, всего	2536
Преобразование в другие виды энергии	2536
Преобразование в другие виды топлива	0
Электроэнергия, всего	2920
КЭС	841
ТЭЦ	2079
Тепловая энергия, всего	0
ТЭЦ	0
Котельные, всего	0
Преобразование в другие виды топлива	0
Коксохимическое производство
Доменное производство
Собственные нужды	0
Потери при распределении	-384
Конечное потребление	4082
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	48
Рыболовство	0
Промышленность	2974
Строительство	29
Транспорт и связь	379
Прочие виды деятельности	273
Население	379
Неэнергетические нужды	0

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

В однопродуктовом балансе тепловой энергии отражается ее производство теплоэлектроцентралями, котельными и установками по утилизации вторичных энергетических ресурсов в промышленности.

В таблицах 37 и 38 приведен баланс тепловой энергии Челябинской области, выраженный в тыс. Гкал и тыс. тонн условного топлива. На основе материалов официальной статистики отпуск тепла ТЭЦ в 2014 году был оценен в 23354 тыс. Гкал, в том числе ПГУ ТЭЦ - 2116 тыс. Гкал. Отпуск тепла котельными, согласно данным формы 11-ТЭР, составил 20535 тыс. Гкал (430 тыс. тонн условного топлива).

Таблица 37

Баланс
тепловой энергии Челябинской области,
тыс. тонн условного топлива

Год	Производство	ТЭЦ	В том числе ПТ ТЭС	В том числе ПГ ТЭЦ	Прочими электростанциями	Котельные, всего	Теплоутилизационные установки	Полезный отпуск с коллекторов	Потери в сетях	Всего потребление
2008	50749	23472	23472	0	76	22874	4328	49228	3204	46024
2009	49180	23713	23713	0	102	21630	3735	47706	3373	44333
2010	50718	24161	24161	0	303	22108	4146	49198	3596	45602
2011	49971	24520	23297	1223	325	21707	3420	48473	3440	45033
2012	48960	23921	21263	2658	294	21366	3379	47492	3512	43980
2013	48420	23519	21111	2408	370	21201	3330	46968	3516	43452
2014	47735	23354	21238	2116	370	20535	3476	46304	3612	42692
2015	47166	23191	14856	8334	370	20294	3312	45753	3808	41945

Таблица 38

Однопродуктовый баланс
тепловой энергии Челябинской области
за 2014 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Тепловая энергия
Производство	0
Ввоз (импорт)	0
Вывоз (экспорт)	0
Изменение запасов	0
Потребление первичной энергии	0
Невязка баланса	-552
Преобразование, всего	5555
Преобразование в другие виды энергии	5555
Преобразование в другие виды топлива	0
Электроэнергия, всего	0
ГЭС + НВИЭ	0
КЭС	0
ТЭЦ	0
Тепловая энергия, всего	6276
ТЭЦ	3340
Котельные, всего	2936
Преобразование в другие виды топлива	0
Коксохимическое производство	0
Доменное производство	0
Собственные нужды	-205
Потери при распределении	-517
Конечное потребление	6107
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	108
Рыболовство	0
Промышленность	2978
Строительство	73
Транспорт и связь	76
Прочие виды деятельности	575
Население	2297
Неэнергетические нужды	0

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

Потери тепла при передаче конечным потребителям в 2014 году достигли 3612 тыс. Гкал, или 8 процентов от отпуска с коллекторов источников тепловой мощности. Конечное потребление тепловой энергии составило 42692 тыс. Гкал, или 6107 тыс. тонн условного топлива, из них 38 процентов - это потребление тепловой энергии населением.

Итоговый сводный топливно-энергетический Челябинской области за 2014 год и плановый ЕТЭБ за 2015 год.

Итоговый сводный топливно-энергетический баланс Челябинской области - это результирующая таблица, которая содержит представленные в едином топливном эквиваленте, взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок энергетических ресурсов, их распределения и использования потребителями всех видов экономической деятельности на территории данного субъекта Российской Федерации за истекший год.

Сводный энергобаланс разработан путем консолидации однопродуктовых топливно-энергетических балансов и полностью соответствует описанным выше стандартам и принципам (таблица 39). Графа "Всего" позволяет оценить эффективность использования энергии. Полное потребление энергии в Челябинской области в 2014 году составило 35009 тыс. тонн условного топлива. Конечное потребление достигло 29512 тыс. тонн условного топлива (84 процента), остальная энергия (7805 тыс. тонн условного топлива) была израсходована на преобразование и передачу. Распределение энергопотребления по основным направлениям представлено на рисунке 10.

Рисунок 10

Распределение
энергопотребления Челябинской области за 2014 год

Плановый ЕТЭБ Челябинской области на 2015 год приведен в таблице 40. В силу отсутствия на момент разработки документа официальных отчетов органов статистики по использованию топлива на территории Челябинской области на 2015 год ЕТЭБ 2015 года интерпретируется как плановый и подлежит коррекции после выхода официальных документов.

Как показано в таблице, полное потребление энергии в Челябинской области в 2015 году составит 33773 тыс. тонн условного топлива, что на 3,8 процента меньше, чем в 2014 году (34704 тыс. тонн условного топлива). Конечное потребление энергетических ресурсов в 2015 году составит 28760 тыс. тонн условного топлива, что соответствует 85 процентам от общего потребления топливно-энергетических ресурсов на территории Челябинской области. В 2014 году доля конечного потребления составляла 84 процента. Остальные топливно-энергетические ресурсы были затрачены на преобразование первичных топливных энергоресурсов в другие виды энергии (электроэнергию, тепло) и топлива (коксовый и доменный газ). Следует отметить, что столь значительная доля потребления энергоресурсов в конечном Следует отметить, что столь значительная доля потребления энергоресурсов в конечном потреблении Челябинской области характеризует особенность ее экономики - развитые энергоемкие отрасли промышленности (прежде всего металлургию).

В топливной структуре поставок и валового энергопотребления ключевую роль в 2015 году играют уголь и природный газ (90 процентов всех поставок).

Таблица 39

Сводный топливно-энергетический баланс
Челябинской области за 2014 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс	Газ коксовый	Газ доменный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	Электроэнергия	Тепловая энергия	Всего
Производство	370	0	0	0	0	0	0		47	0	0	417
Ввоз (импорт)	13209	7	1673	17986	203	0	0	100	0	1525	0	34704
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	13579	7	1673	17986	203	0	0	100	26	1525	0	35099
Невязка баланса	380	0	-15	0	0	0	-6	1	0	-21	-552	-212
Преобразование, всего	-12151	-7	-70	-10439	-203	2643	4357	0	-26	2536	5555	-7805
Электроэнергия, всего	-1981	0	0	-5468	0	-136	-538	0	0	2920	0	-5203
КЭС	-477	0	0	-1316	0	0	0	0	0	841	0	-951
ТЭЦ	-1505	0	0	-4152	0	-136	-538		0	2079	0	-4252
Тепловая энергия, всего	-1801	-7	-70	-4971	0	-206	-489		-26	0	6276	-1293
ТЭЦ	-873	0	0	-2409	0	-206	-489	0	0	0	3340	-637
Котельные, всего	-928	-7	-70	-2562	0	0	0	0	-26	0	2936	-656
Преобразование в другие виды топлива	-8368	0	0	0	-203	2985	5384	0	0	0	0	-203
Коксохимическое производство	-8368				5384	2985						0
Доменное производство	0	0	0	0	-5587		5384					-203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-205	-205
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0		0	-384	-517	-901
Конечное потребление	1048	0	1618	7547	0	2643	4363	100	0	4082	6107	29521
Сельское хозяйство	1	0	101	34	0	0	0	1	0	48	108	293
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	3
Промышленность	506	0	456	6613	0	0	4357	4	0	2974	2978	17888
Строительство	2	0	97	18	0	0	0	0	0	29	73	218
Транспорт и связь	4	0	176	28	0	0	0	2	0	379	76	664
Прочие виды деятельности	309	0	123	23	0	0	0	4	0	273	575	1307
Население	11	0	665	831	0	0	0	88	0	379	2297	4271
Неэнергетические нужды	213	0	0	0	0	2643	6	1	0	0	0	2864

Таблица 40

Плановый сводный топливно-энергетический баланс
Челябинской области на 2015 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый	Газ доменный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	366	0	0	0	0	0	0		47	0	0	0	413
Ввоз (импорт)	12535	7	1718	17758	203	0	0	100	0	0	1060	0	33381
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	12901	7	1718	17758	203	0	0	100	26	0	1060	0	33773
Невязка баланса	378	0	53	0	0	0	-6	1	0	0	-25	-528	-128
Преобразование, всего	-11385	-7	-70	-10439	-203	2243	4303	0	-26	0	2957	5472	-7155
Преобразование в другие виды энергии	-3471	-7	-70	-10439	0	-342	-1027	0	-26	0	2957	5472	-6953
Преобразование в другие виды топлива	-7914	0	0	0	-203	2584	5330	0	0		0	0	-203
Электроэнергия, всего	-1913	0	0	-5754	0	-123	-566	0	0	0	3341	0	-5014
НВИЭ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
КЭС	-668	0	0	-2008	0	0	0	0	0	0	1191	0	-1485
ТЭЦ	-1245	0	0	-3745	0	-123	-566		0	0	2150	0	-3529
Тепловая энергия, всего	-1558	-7	-70	-4685	0	-219	-461		-26	0	0	6218	-808
ТЭЦ	-759	0	0	-2283	0	-219	-461	0	0	0	0	3316	-406
Котельные, всего	-799	-7	-70	-2402	0	0	0	0	-26	0	0	2902	-402
Преобразование в другие виды топлива	-7914	0	0	0	-203	2584	5330	0	0	0	0	0	-203
Коксохимическое производство	-7914				5330	2584				0			0
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0		0	0	-384	-545	-929
Конечное потребление	1139	0	1595	7319	0	2243	4309	100	0	0	4042	6000	28760
Сельское хозяйство	1	0	101	35	0	0	0	1	0	0	48	106	292
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	3
Промышленность	550	0	440	6388	0	0	4303	4	0	0	2945	2926	17556
Строительство	2	0	82	18	0	0	0	0	0	0	28	72	202
Транспорт и связь	4	0	176	27	0	0	0	2	0	0	375	74	658
Прочие виды деятельности	336	0	123	23	0	0	0	4	0	0	271	565	1321
Население	12	0	672	828	0	0	0	88	0	0	375	2257	4232
Неэнергетические нужды	232	0	0	0	0	2243	6	1	0	0	1	0	2482

В топливной структуре поставок (рисунок 11) и валового энергопотребления ключевую роль играют природный газ (52 процента всего импорта) и уголь (38 процентов). Нефтепродукты (5 процентов всего импорта), электроэнергия (4 процента) и прочие виды топлива (1 процент) в сумме покрывают остальные 10 процентов спроса на энергоресурсы.

Рисунок 11

Структура
используемого топлива для выработки тепловой энергии в Челябинской области
за 2014 год

Для выработки электроэнергии в основном используется природный газ (67 процентов всех затраченных энергоресурсов в количестве 8123 тыс. тонн условного топлива), уголь (24 процента), коксовый газ (2 процента) и доменный газ (7 процентов). Нефтепродукты для выработки электроэнергии не используются (или относятся статистикой на выработку тепловой энергии).

Для выработки тепловой энергии (полные затраты - 7544 тыс. тонн условного топлива) в основном используются: природный газ (66 процентов), уголь (24 процента), коксовый газ (3 процента), колошниковый газ (6 процентов) и прочие виды топлива (около 1 процента). Структура используемого топлива для выработки тепловой энергии на ТЭЦ и котельных приведена на рисунке 12.

Рисунок 12

Структура
используемых энергоресурсов в конечном потреблении Челябинской области за 2014 год

Среднеотраслевая эффективность использования теплоты топлива (далее именуется - КИТТ) для выработки электроэнергии составила в 2014 году 36 процентов. Средневзвешенный удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии на всех ТЭС Челябинской области составил 342 т у.т/кВт. ч.

Среднеотраслевая эффективность использования теплоты топлива для выработки тепловой энергии составила в 2014 году 83 процента. При этом среднеотраслевой КИТТ выработки тепловой энергии на котельных - 82 процента, на ТЭЦ - 84 процента (с учетом пропорционального метода распределения топлива между выработкой электрической и тепловой энергии).

Среди потребителей в Челябинской области наибольшее потребление энергоресурсов было зарегистрировано в промышленном секторе (в основном обрабатывающая промышленность), который формирует 61 процент всего конечного энергопотребления. На население (бытовой сектор) приходится 24 процента всего конечного энергопотребления. На прочие виды деятельности израсходовано 16 процентов всех энергоресурсов в конечном потреблении (рисунок 13).

Статистическая невязка энергобаланса по графе "Всего" таблицы 40 составила 0,6 процента, что является удовлетворительным показателем статистической связности однопродуктовых энергобалансов. Наибольшего значения показатель статистической невязки достигает в графе "тепловая энергия" - 10 процентов. Наличие в этой графе такого показателя статистической невязки является ожидаемым и отражает отсутствие строгих метрологических правил учета тепловой энергии в зоне ответственности потребителей.

Рисунок 13

Отраслевая структура
конечного потребления энергии Челябинской области за 2014 год

Изменение объемов производства, экспорта и импорта первичных энергоресурсов за 2008 - 2014 годы.

Сведения об изменении объемов производства, экспорта и импорта первичных энергоресурсов на территории Челябинской области приведены в таблицах 41 - 42.

Таблица 41

Производство
первичных энергоресурсов в Челябинской области, тыс. тонн условного топлива

Год	Уголь	Прочие виды твердого топлива	Всего
2008	423	56	479
2009	417	56	472
2010	374	85	459
2011	399	55	454
2012	378	47	425
2013	374	47	421
2014	370	47	417

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

Таблица 42

Импорт
первичных энергоресурсов в Челябинской области, тыс. тонн условного топлива

Год	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	СУГ	Электроэнергия	Всего
2008	12921	10	1508	18656	612	24	1581	35312
2009	12456	12	1402	18656	532	26	1581	34666
2010	12503	9	2849	17493	354	31	1581	34821
2011	13112	9	1511	19050	216	128	1581	35607
2012	13055	7	1668	17509	203	100	1581	34123
2013	12801	7	1668	17455	203	100	1581	33815
2014	13209	7	1673	17986	203	100	1525	34704

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

К первичным энергоресурсам, производимым на территории Челябинской области, относятся: уголь и прочие виды твердого топлива, представленные в основном горючими возобновляемыми энергоресурсами. Объем электроэнергии, производимой Челябинскими ГЭС и ВЭС, незначителен. Прочие виды топлива также дают небольшую часть первичных энергоресурсов, отражаемых в балансе.

В таблице 42 указана динамика объемов поставок (импорта) первичных энергоресурсов для использования на территории Челябинской области. Практически весь показанный объем (лишь с некоторым различием, которое может быть вызвано изменением запасов) представляет собой именно поставку этих первичных энергоресурсов в Челябинскую область в конкретном году.

Прежде всего необходимо отметить, что в таком промышленно-ориентированном регионе как Челябинская область практически все необходимые для осуществления деятельности энергоресурсы импортируются. Добывается на территории только 1,2 процента всех используемых энергоресурсов.

Необходимо отметить стабильное потребление энергетических ресурсов, которое хоть и зависит от темпа роста промышленного производства, но незначительно - с коэффициентом эластичности не боле 0,08 (рисунок 14).

Экспорт энергоресурсов с территории Челябинской области также незначителен (не более 100 тыс. тонн условного топлива) и в основном складывается из экспорта древесины топливной.

Рисунок 14

Импорт
энергоресурсов на территорию Челябинской области

Данные об изменении объемов потребления первичных энергетических ресурсов на цели преобразования в другие виды энергоресурсов, объемов потребления на собственные нужды и потери при распределении представлены отрицательными значениями в таблице 43. Также в данной таблице положительными значениями представлены объемы производства тепловой и электрической энергии, а в графе "Всего" для электростанций и котельных с отрицательным знаком показаны безвозвратные потери при преобразовании.

Как можно видеть из таблицы 43, объемы потребления первичных энергоресурсов довольно точно следовали за объемами производства преобразованных энергоресурсов (электроэнергии и тепла). Средний КИТТ выработки электроэнергии на ТЭС Челябинской области изменялся с 33 процентов в 2008 году до 36 процентов в 2014 году. Этому способствовало повышение КИТТ КЭС с 32 процентов в 2008 году до 47 процентов в 2014 в связи с вводом в эксплуатацию ряда парогазовых установок.

Средний КИТТ выработки электроэнергии на ТЭЦ изменялся с 25 процентов в 2008 году до 33 - 34 процентов в 2014 году. С одной стороны, это объясняется установленным методом разделения затрат топлива на выработку тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, а с другой, вводом в эксплуатацию ПГУ блоков.

Таблица 43

Изменение
объемов потребления ПЭР на цели преобразования в другие виды энергоресурсов в Челябинской области,
тыс. тонн условного топлива

Год	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый искусственный	Газ доменный искусственный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	Электроэнергия	Тепло	Всего
Преобразование в другие виды энергии
2008	-4256	-10	-86	-11957	0	-354	-3022	0	-11	2438	5952	-11306
2009	-4156	-12	-85	-11957	0	-298	-3022	0	-12	2028	5791	-11723
2010	-4177	-9	-108	-10659	0	-319	-1036	0	-11	2383	5885	-8050
2011	-3604	-9	-69	-10432	0	-319	-1023	0	-10	2473	5904	-7087
2012	-3696	-7	-70	-10439	0	-342	-1027	0	-26	2501	5764	-7342
2013	-3663	-7	-70	-10439	0	-342	-1027	0	-26	2432	5685	-7456
2014	-3782	-7	-70	-10439	0	-342	-1027	0	-26	2536	5555	-7602
Электроэнергия, всего
2008	-2220	0	0	-6237	0	-105	-1576	0	0	2805	0	-7333
2009	-2025	0	0	-5826	0	-83	-1473	0	0	2374	0	-7033
2010	-2191	0	0	-5591	0	-92	-543	0	0	2740	0	-5677
2011	-1941	0	0	-5618	0	-97	-551	0	0	2896	0	-5311
2012	-2002	0	0	-5655	0	-104	-556	0	0	2885	0	-5433
2013	-1968	0	0	-5608	0	-115	-552	0	0	2817	0	-5426
2014	-1981	0	0	-5468	0	-136	-538	0	0	2920	0	-5203
КЭС
2008	-957	0	0	-2687	0	0	0	0	0	1154	0	-2490
2009	-871	0	0	-2507	0	0	0	0	0	976	0	-2402
2010	-984	0	0	-2511	0	0	0	0	0	1147	0	-2347
2011	-843	0	0	-2441	0	0	0	0	0	1163	0	-2122
2012	-874	0	0	-2467	0	0	0	0	0	1158	0	-2183
2013	-732	0	0	-2086	0	0	0	0	0	957	0	-1861
2014	-477	0	0	-1316	0	0	0	0	0	841	0	-951
ТЭЦ
2008	-1263	0	0	-3550	0	-105	-1576		0	1652	0	-4843
2009	-1154	0	0	-3320	0	-83	-1473		0	1398	0	-4631
2010	-1207	0	0	-3080	0	-92	-543		0	1592	0	-3330
2011	-1098	0	0	-3177	0	-97	-551		0	1733	0	-3190
2012	-1129	0	0	-3187	0	-104	-556		0	1727	0	-3250
2013	-1236	0	0	-3522	0	-115	-552		0	1859	0	-3565
2014	-1505	0	0	-4152	0	-136	-538		0	2079	0	-4252
Тепловая энергия, всего
2008	-2036	-10	-86	-5720	0	-249	-1446		-11	0	6627	-2930
2009	-2131	-12	-85	-6131	0	-215	-1549		-12	0	6484	-3652
2010	-1986	-9	-108	-5068	0	-226	-493		-11	0	6617	-1285
2011	-1663	-9	-69	-4814	0	-222	-472		-10	0	6610	-647
2012	-1694	-7	-70	-4784	0	-237	-471		-26	0	6476	-813
2013	-1695	-7	-70	-4831	0	-226	-475		-26	0	6395	-936
2014	-1801	-7	-70	-4971	0	-206	-489		-26	0	6276	-1293
ТЭЦ
2008	-959	0	0	-2695	0	-249	-1446	0	0	0	3356	-1993
2009	-1035	0	0	-2978	0	-215	-1549	0	0	0	3391	-2387
2010	-952	0	0	-2430	0	-226	-493	0	0	0	3455	-646
2011	-805	0	0	-2329	0	-222	-472	0	0	0	3506	-320
2012	-815	0	0	-2302	0	-237	-471	0	0	0	3421	-404
2013	-811	0	0	-2312	0	-226	-475	0	0	0	3363	-462
2014	-873	0	0	-2409	0	-206	-489	0	0	0	3340	-637
Котельные, всего
2008	-1077	-10	-86	-3025	0	0	0	0	-11	0	3271	-937
2009	-1096	-12	-85	-3152	0	0	0	0	-12	0	3093	-1264
2010	-1034	-9	-108	-2638	0	0	0	0	-11	0	3161	-639
2011	-858	-9	-69	-2485	0	0	0	0	-10	0	3104	-327
2012	-879	-7	-70	-2482	0	0	0	0	-26	0	3055	-408
2013	-884	-7	-70	-2519	0	0	0	0	-26	0	3032	-474
2014	-928	-7	-70	-2562	0	0	0	0	-26	0	2936	-656

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

Аналогичную картину дает анализ данных по среднему КИТТ выработки тепловой энергии на ТЭЦ и котельных. КИТТ при выработке теплоты на ТЭЦ изменялся с 63 процентов в 2008 году до 84 процентов в 2014 году, а на котельных КИТТ изменялся с 78 процентов до 82 процентов в 2014 году.

Общая эффективность выработки тепловой энергии с учетом ее относительных долей выработки в комбинированном цикле на ТЭЦ и в котельных составила около 83 процентов.

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Челябинской области

20. Общие сведения

Челябинская область - одна из самых энергоемких в Российской Федерации - потребление электроэнергии составляет около 35,7 млрд. кВт. ч в год (по данным на 2015 год). По производству электроэнергии в 2015 году Челябинская энергосистема заняла четвертое место в Уральском федеральном округе.

Балансовая ситуация по электрической энергии на текущий период (2016 год) прогнозируется следующим образом: потребление электроэнергии по территории Челябинской области планируется в размере 35729 млн. кВт. ч, выработка электроэнергии электрическими станциями, расположенными на территории Челябинской области, ожидается в размере 27997 млн. кВт. ч. Недостаток по электрической энергии покрывается соседними энергосистемами.

На текущий период недопустимых отклонений напряжений в сети энергосистемы Челябинской области 110 кВ и выше не зафиксировано.

На текущий период несоответствие фактических условий эксплуатации оборудования требованиям нормативно-технической документации на территории Челябинской области не выявлено.

В энергосистеме существуют энергорайоны, характеризующиеся повышенным риском выхода параметров режима из области допустимых значений:

1) Челябинский энергорайон. Сосновский энергоузел. В летний период существует риск ввода ГАО объемом до 25 МВт в ремонтных схемах (например, ремонт КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками) при аварийных отключениях элементов сети (например, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская);

2) Златоустовско-Миасский энергорайон. В летний период в ремонтных схемах (например, ремонт ВЛ 500 кВ Челябинская - Златоуст или ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево) существует риск ввода ГАО объемом до 174 МВт (с учетом работы противоаварийной автоматики) при аварийном отключении элементов сети.

Помимо этого существует ряд ПС 35-110 кВ, на которых наблюдается высокая загрузка трансформаторного оборудования и отсутствуют схемно-режимные мероприятия по их разгрузке (к таким ПС относятся: ПС 110 кВ Есаулка, ПС 110 кВ Верхнеуральская, ПС 110 кВ Красногорка, ПС 35 кВ Центральная, ПС 35 кВ АМЗ).

Требуется дополнительное определение наличия ограничений на технологическое присоединение потребителей к электрической сети в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (далее именуются - Правила ТП). Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Все вышеперечисленные "узкие места" подробно рассмотрены в разделе V при анализе отчетного потокораспределения основной электрической сети (110 кВ и выше) энергосистемы Челябинской области. По результатам рассмотрения разработаны мероприятия по устранению выявленных "узких мест".

21. Проблемы отдельных территорий

Дополнительно рассмотрены вопросы электроснабжения агломерата города Челябинск и прилегающей территории интенсивного развития, южной части Магнитогорского городского округа, Локомотивного городского округа, Озерского городского округа, Снежинского городского округа, Трехгорного городского округа, Красноармейского, Саткинского, Пластовского и Увельского муниципальных районов Челябинской области.

Красноармейский муниципальный район: площадь - 3842,02 кв. километров; население по состоянию на 1 января 2015 года составляет 42,1 тыс. человек. Образован 13 января 1941 года. Центр - село Миасское.

Близость к Челябинску, удобное транспортное сообщение сделали район привлекательным для индивидуальной застройки.

В непосредственной близости от города Челябинска (в 15 километрах) на земельном участке площадью 30 гектаров планируется осуществить застройку малоэтажными жилыми домами. Помимо этого, выделено еще множество участков под дачное строительство, малый и средний бизнес.

Ближайшим источником питания является ПС 35/10 кВ Мирная. На подстанции установлены два трансформатора 35/10 кВ мощностью 3,2 и 5,6 МВА каждый. Существующая загрузка в зимний период составляет 1,59 и 2,64 МВт для Т-1 и Т-2 соответственно, в летний период - 0,8 и 0,6 МВт соответственно.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Пластовский муниципальный район: площадь - 1751,76 кв. километров; население по состоянию на 1 января 2015 года составляет 25,8 тыс. человек. Образован 24 июня 2004 года. Центр - город Пласт. Электроснабжение города Пласта осуществляется от ПС 110/35/6 кВ Кочкарь. На подстанции установлены два трансформатора 110/6 кВ мощностью 10 МВА каждый. Загрузка трансформаторов в зимний период составляет 4,43 и 4,33 МВт для Т-1 и Т-2 соответственно, в летний период - 2,48 и 3,09 МВт соответственно.

Планируется ввод в эксплуатацию объектов жилищного строительства города Пласта, расширение производства ЗАО "Пласт-Рифей", увеличение объемов производства ОАО "Южуралзолото Группа Компаний", ООО "Новые технологии" и других.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Увельский муниципальный район: площадь - 2298,89 кв. километров; население по состоянию на 01.01.2015 года составляет 31,2 тыс. человек. Образован 24 мая 1924 года. Центр - поселок Увельский. В Увельском муниципальном районе планируется индивидуальное жилищное строительство с созданием соответствующей инфраструктуры (школы, детские сады, клубы и другое) вблизи следующих населенных пунктов: Кичигино, Увельский, Нагорный и Синий Бор.

Электроснабжение новых объектов в районе Кичигино, Нагорного и Синего Бора возможно осуществить от ближайшего источника питания - ПС 35/10 кВ Кичигинская. На подстанции установлен один трансформатор 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА. Существующая загрузка в зимний период составляет 1,08 МВт, в летний период - 0,95 МВт.

Электроснабжение новых объектов в районе села Увельское возможно осуществить от ближайших центров питания - ПС 35/10 кВ Увельская и ПС 35/10 кВ Южная.

Требуется дополнительное определение возможности. присоединения перспективной нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Южная часть Магнитогорского городского округа. Существующая схема подключения подстанции 110 кВ N 99 запроектирована таким образом, что в случае аварийной ситуации на ВЛ - 110 кВ или выхода из строя одного из трансформаторов на подстанции срабатывает автоматическое включение резерва, и питание нагрузки подстанции осуществляется через один трансформатор мощностью 63 МВА. Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ N 99 составляет 2*63 МВА, фактическая нагрузка по зимним замерам составила 57,7 МВт.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения перспективной нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Озерский городской округ: площадь - 657,31 кв. километров; население по состоянию на 1 января 2015 года составляет 90,6 тыс. человек. Город основан в 1945 году. Озерский городской округ имеет статус ЗАТО. Озерск является наукоградом, способным развивать новейшие технологии, в том числе в производстве и переработке ядерных компонентов. Ключевую роль в этой работе играет производственное объединение "Маяк" - ведущее предприятие российской атомной отрасли, градообразующее предприятие города Озерска.

В рамках реализации Федерального закона от 29.12.2014 N 473-ФЗ "О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации" на территории Озерского городского округа планируется создание территории опережающего социально-экономического развития (далее именуется - ТОСЭР).

В соответствии с письмом администрации Озерского городского округа Челябинской области от 11.03.2016 N 01-0207/34 предполагается организация 2-х площадок со следующими резидентами:

Площадка N 1 (кадастровый квартал 74:41:0201001) - ЗАО "Уральский завод полимерных технологий "Маяк", ООО "Станкостроение", ООО "Региональный центр облучательных технологий", ООО "Маяк-Редукторы" предварительной суммарной мощностью потребления 6,9 МВт;

Площадка N 2 (2 земельных участка с кадастровыми номерами 74:41:0000000:6652 и 74:41:0000000:6651) - ЗАО "Озерский завод свайных конструкций", ООО "Озерская трубная компания", ООО "Завод углеродных материалов", ООО "Нанотех", ООО "ФинИтерКом" и ООО "Уральский завод промышленных композитов" предварительной суммарной мощностью потребления 9,65 МВт.

В непосредственной близости от площадки N 1 находятся три подстанции напряжением 110 кВ, а также проходят трассы четырех ВЛ 110 кВ.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых электросетевых объектов. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Снежинский городской округ: площадь - 299,13 кв. километров; население по состоянию на 1 января 2015 года составляет 50,1 тыс. человек. Город основан в 1957 году. Снежинский городской округ имеет статус ЗАТО. Здесь расположено одно из крупнейших предприятий атомной промышленности - Российский федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт технической физики имени академика Е.И. Забабахина.

В рамках реализации Федерального закона от 29 декабря 2014 года N 473-ФЗ "О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации" на территории Снежинского городского округа планируется создание ТОСЭР.

В соответствии с письмом администрации Снежинского городского округа Челябинской области от 18.03.2016 N Д-01-09/0452 планируется организация следующих площадок:

Площадка "Снежинск Энергетика" - предварительная потребляемая мощность 17 МВт;

Площадка "СнежинскЭлМаш" - предварительная потребляемая мощность 4 МВт;

Площадка "Снежинск Нефтегаз" - предварительная потребляемая мощность 4,5 МВт;

Площадка "Снежинск Технопарк" - предварительная потребляемая мощность 2,5 МВт.

Существующая схема электроснабжения ЗАТО город Снежинск осуществляется от пяти ПС 110 кВ. Все подстанции присоединены шлейфовыми заходами к одноцепной ВЛ 110 кВ. Суммарная длина транзита 110 кВ составляет около 67 километров.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых электросетевых объектов (например, сооружения 3-й ВЛ 110 кВ для повышения надежности питания вышеуказанных пяти ПС 110 кВ). Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Трехгорный городской округ.

Площадь - 162,85 кв. километров. Население по состоянию на 1 января 2015 года составляет 32,5 тыс. человек. Город основан в 1952 году.

Трехгорный городской округ имеет статус ЗАТО. Более полувека назад здесь был построен приборостроительный завод по серийному выпуску ядерных боеприпасов. Высокотехнологичное производство уникального предприятия, которое является одним из ведущих предприятий Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом", задает тон экономике всего города. Соответствуя статусу атомграда и реализуя конверсионные программы, предприятия Трехгорного производят приборы радиационного контроля, медицинскую технику, оборудование для агропромышленного комплекса и нефтеперерабатывающего комплекса, силовые кабели и строительные материалы. Всего в городе действуют более 500 средних и малых предприятий.

В рамках реализации Федерального закона от 29 декабря 2014 года N 473-ФЗ "О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации" на территории Трехгорного городского округа планируется создание ТОСЭР.

В соответствии с письмом Администрации города Трехгорного Челябинской области от 19.11.2016 N 01-09/3306 для формирования ТОСЭР планируется развитие инженерной инфраструктуры для электроснабжения трех площадок:

Площадка "Трехгорный ПСЗ";

Площадка "Трехгорный "Точмаш". На территории расположена ТП-71, также вблизи площадки расположена существующая РП-7;

Площадка "Трехгорный Наномед".

Существующая схема электроснабжения ЗАТО город Трехгорный осуществляется от ПС 110 кВ. В непосредственной близости от города находятся еще две ПС 110 кВ.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых электросетевых объектов. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Саткинский муниципальный район.

Площадь - 2412,07 кв. километров. Население по состоянию на 1 января 2015 года составляет 82,5 тыс. человек. Образован 4 ноября 1926 года. Центр - город Сатка.

В районе расположен ЗАО "Саткинский чугуноплавильный завод", питание которого осуществляется от ПС 35 кВ Металлургическая. Кроме завода данная ПС питает коммунально-бытовую нагрузку старой части города. В планах ЗАО "Саткинский чугуноплавильный завод" увеличить потребление.

Также в районе ведется строительство нового жилого микрорайона в районе улицы Металлургов (около 2 МВт). Ближайшей подстанцией является ПС 35/6 кВ Соцгород. На подстанции установлены два трансформатора 35/6 кВ мощностью 10 МВА каждый. Существующая загрузка в зимний период составляет 5,87 и 6,23 МВт для Т-1 и Т-2 соответственно, в летний период - 1,26 и 3,04 МВт соответственно.

Для питания нового жилого микрорайона возможно использовать существующий центр питания западной части города - ПС 110/6 кВ Западная. На подстанции установлены два трансформатора 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый. Существующая загрузка в зимний период составляет 3,51 и 1,17 МВт для Т-1 и Т-2 соответственно, в летний период - 1,51 и 0,96 МВт соответственно.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Локомотивный городской округ.

Площадь - 2412,07 кв. метров. Население по состоянию на 1 января 2015 года составляет 8,5 тыс. человек. Город образован в 1963 году.

Вопросы электроснабжения Локомотивного городского округа были подробно рассмотрены в разделе V СиПРЭ Челябинской области "Расчеты и анализ режимов работы энергосистемы Челябинской области" и разделе VI СиПРЭ Челябинской области "Развитие электросетевых объектов" в составе Карталинского энергорайона. Исходя из анализа полученных результатов следует, что каких-либо мероприятий по развитию электрической сети рассматриваемого энергорайона (а также Локомотивного городского округа) не требуется.

Агломерат город Челябинск и прилегающая территория интенсивного развития.

Вопросы электроснабжения агломерата город Челябинск и прилегающей территории интенсивного развития подробно рассмотрены в разделе V СиПРЭ Челябинской области "Расчеты и анализ режимов работы энергосистемы Челябинской области" и разделе VI СиПРЭ Челябинской области "Развитие электросетевых объектов" в составе Челябинского энергорайона. По всем выявленным проблемам предложены пути решения (основные и альтернативные), а также проведена оценка разработанных вариантов развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на основании расчета капитальных затрат.

IV. Основные направления развития электроэнергетики Челябинской области

22. Цели и задачи развития электроэнергетики Челябинской области

Основной целью развития электроэнергетики Челябинской области является развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию.

Основными задачами развития электроэнергетики Челябинской области являются:

1) предотвращение возникновения дефицита электрической энергии и мощности в энергосистеме Челябинской области;

2) размещение новых и реконструкция существующих линий электропередачи, а также подстанций и генерирующих мощностей для обеспечения:

баланса производства, потребления электроэнергии в энергосистеме,

выдачи мощности электрических станций,

предотвращения возникновения локального дефицита производства электрической энергии и мощности;

3) недопущение ограничения пропускной способности электрических сетей энергосистемы Челябинской области;

4) обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей энергосистемы Челябинской области;

5) скоординированный ввод в эксплуатацию и вывод из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей.

Помимо вышеизложенного, целями и задачами развития электроэнергетики Челябинской области в соответствии со Стратегией социально-экономического развития Челябинской области до 2020 года являются:

1) развитие малой энергетики. Использование альтернативных источников энергии (мини-теплоэлектростанций с когенерацией, объекты малой гидроэнергетики, ветроэнергетические установки, производство биотоплива, использование солнечной энергии);

2) реализация государственной программы Челябинской области "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности" на 2014 - 2020 годы, утвержденной постановлением Правительства Челябинской области от 22 октября 2013 года N 346-П:

снижение показателей удельного потребления топливно-энергетических ресурсов в государственном секторе в 2020 году на 30 процентов по сравнению с 2009 годом;

снижение показателей удельного потребления топливно-энергетических ресурсов в многоквартирном жилищном фонде в 2020 году на 30 процентов по сравнению с 2009 годом;

3) оптимизация затрат на оказание услуг по передаче электрической энергии;

4) создание и развитие энерго- и ресурсосберегающих технологий.

23. Уровни спроса на электрическую энергию и мощность по территории Челябинской области в целом и по отдельным энергорайонам, узлам нагрузки на текущий период

Уровни спроса на электроэнергию и мощность энергосистемы Челябинской области приведены по данным последнего обработанного на текущий момент отчетного периода, а именно на 2015 год.

В таблицах 44 и 45 представлено фактическое потребление электроэнергии и мощности в 2015 году по всей территории энергосистемы Челябинской области, а также по наиболее крупным ее энергорайонам и энергоузлам.

Таблица 44

Потребление
электроэнергии по энергосистеме Челябинской области
за 2015 год

Энергорайон	Электропотребление
	млн. кВт. ч	процентов
Территория	35696,13	100
Всего по энергорайонам	32007,28	89,7
В том числе:	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон	3790,70	10,62
В том числе:	-	-
Ашинский энергоузел	411,2	1,2
Миасско-Чебаркульский энергоузел	1387,1	3,9
Карталинский энергорайон	1214,01	3,40
Магнитогорский энергорайон	11066,98	31,00
Челябинский энергорайон	13704,90	38,39
В том числе:	-	-
Металлургический энергоузел	2307,2	6,5
Сосновский энергоузел	1354,8	3,8
Узел ЧГРЭС	1295,1	3,6
Узел ЧТЭЦ-1	2349,6	6,6
Узел ЧТЭЦ-2	474,2	1,3
Узел ЧЭМК	3588,1	10,1
Северный энергорайон	2230,69	6,25

Таблица 45

Максимальное
потребление мощности по энергосистеме Челябинской области
за 2015 год

Энергорайон	Потребление мощности на час максимума 2015 года
	зимний максимум 23 января 2015 года, 7-00 московского времени		летний максимум 27 августа 2015 года, 12-00 московского времени
	МВт	процентов	МВт	процентов
Территория	5158,303	100	4114,395	100
Всего по энергорайонам	4626,8	89,7	3678	89,4
В том числе;	-	-	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон	607,2	11,77	487,3	11,84
В том числе:	-	-	-	-
Ашинский энергоузел	65,9	1,3	52,9	1,0
Миасско-Чебаркульский энергоузел	222,2	4,3	178,3	3,5
Карталинский энергорайон	209,4	4,06	77,7	1,89
Магнитогорский энергорайон	1551,9	30,09	1239	30,11
Челябинский энергорайон	1903,8	36,91	1623	39,45
В том числе:	-	-		-
Металлургический энергоузел	320,5	6,2	273,2	6,6
Сосновский энергоузел	188,2	3,65	121,3	2,95
узел ЧГРЭС	179,9	3,5	153,4	3,0
узел ЧТЭЦ-1	326,4	6,3	278,3	5,4
узел ЧТЭЦ-2	65,9	1,3	56,2	1,1
узел ЧЭМК	498,4	9,7	424,9	8,2
Северный энергорайон	354,5	6,87	251	6,10

В результате анализа данных, представленных в таблицах 44 и 45, выявлено, что наибольшую долю потребления электроэнергии и мощности по энергосистеме Челябинской области составляет Челябинский энергорайон (37 - 38 процентов от суммарного потребления электроэнергии), за ним следует Магнитогорский энергорайон (30 - 31 процент).

На основании представленных выше данных сформированы уровни спроса на электрическую энергию и мощность по территории Челябинской области в целом и по отдельным энергорайонам, узлам нагрузки на текущий период - 2016 год.

Ожидаемый уровень спроса на электрическую энергию по территории в целом и отдельным энергорайонам и узлам нагрузки Челябинской области в 2016 году представлен в таблице 46.

Таблица 46

Ожидаемый уровень спроса
на электрическую энергию по отдельным энергорайонам Челябинской области
в 2016 году

Энергорайон	Электрическая энергия, млн. кВт. ч
Территория	35729
Всего по энергорайонам	32036,8
в том числе:
Златоустовско-Миасский энергорайон	3794,19
В том числе:	-
Ашинский энергоузел	411,6
Миасско-Чебаркульский энергоузел	1388,4
Карталинский энергорайон	1215,13
Магнитогорский энергорайон	11077,2
Челябинский энергорайон	13717,5
В том числе:
Металлургический энергоузел	2309,3
Сосновский энергоузел	1331,7
Узел ЧГРЭС	1296,3
Узел ЧТЭЦ-1	2351,8
Узел ЧТЭЦ-2	474,6
Узел ЧЭМК	3591,4
Северный энергорайон	2232,74
Процентов по отношению к предыдущему году	0,1
Выработка электроэнергии,	27586
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	27586
ВИЭ
Сальдо (получение электрической энергии энергосистемой)	8143

Ожидаемый уровень спроса на электрическую мощность по отдельным энергорайонам и узлам нагрузки Челябинской области в 2016 году представлен в таблице 47.

Таблица 47

Ожидаемый уровень спроса
на электрическую мощность по отдельным энергорайонам и узлам нагрузки Челябинской области в 2016 году

Энергорайон	Электрическая мощность, МВт
Территория	5228
Всего по энергорайонам	4689,3
В том числе:
Златоустовско-Миасский энергорайон	615,4
В том числе:
Ашинский энергоузел	66,8
Миасско-Чебаркульский энергоузел	225,2
Карталинский энергорайон	212,2
Магнитогорский энергорайон	1572,9
Челябинский энергорайон	1929,5
В том числе:
Металлургический энергоузел	324,8
Сосновский энергоузел	187,3
Узел ЧГРЭС	182,3
Узел ЧТЭЦ-1	330,8
Узел ЧТЭЦ-2	66,8
Узел ЧЭМК	505,2
Северный энергорайон	359,3
Процентов по отношению к предыдущему году	1,4
Установленная мощность станций	6566,22
В том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6566,22
ВИЭ

Ожидаемый баланс электрической энергии по территории Челябинской области в целом в 2016 году по данным Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области представлен в таблице 48.

Таблица 48

Ожидаемый баланс
электрической энергии по территории Челябинской области в 2016 году, млн. кВт. ч

Показатель	Потребление электроэнергии, млн. кВт. ч
Территория	35605,37
Выработка электроэнергии	29406,57
В том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	29406,57
ВИЭ
Сальдо (получение электрической энергии энергосистемой)	6198,8

24. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период (с разбивкой по годам) по территории Челябинской области с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов

Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области на 2017 - 2021 годы (вариант а) составлен на основе проекта СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы, разрабатываемого ОАО "СО ЕЭС", и представлен в таблице 49.

Таблица 49

Прогноз
потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области
на 2017 - 2021 годы

Наименование показателя, единица измерения	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Потребление мощности, МВт	5247	5271	5293	5318	5335
Абсолютный прирост потребления мощности, МВт	19	24	22	25	17
Прирост, процентов	0,4	0,5	0,4	0,5	0,3
Потребление электроэнергии, млн. кВт. ч	35750	35916	36073	36302	36350
Абсолютный прирост потребления электроэнергии, млн. кВт. ч	21,1	166,2	156,5	229,5	47,4
Прирост, процентов	0,1	0,5	0,4	0,6	0,1

Динамика изменения потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области на 2017 - 2021 годы в графическом виде представлена на рисунках 15 и 16.

Сценарий прогнозного изменения потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области характеризуется среднегодовым темпом 0,34 процента в 2017 - 2021 годах.

Сценарий прогнозного изменения потребления мощности энергосистемы Челябинской области характеризуется среднегодовым темпом 0,42 процента в 2017 - 2021 годах. Суммарный прогноз прироста максимума нагрузки за период 2017 - 2021 годов составляет 107 МВт.

На рисунках 15 и 16 справочно приведена динамика изменения прогноза потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области в соответствии со Схемой и программой перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2016 - 2020 годы, утвержденной распоряжением Губернатора Челябинской области от 29.04.2015 г. N 405-р "Об утверждении Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2016 - 2020 годы". Прогнозное изменение потребления мощности в СиПРЭ Челябинской области на период до 2021 года ниже на 55 - 77 МВт, прогнозное потребление электроэнергии ниже на 412 - 601 млн. кВт. ч.

Рисунок 15

Динамика
изменения потребления мощности энергосистемы Челябинской области
на 2017 - 2021 годы

Рисунок 16

Динамика
изменения потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области
на 2017 - 2021 годы

Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области на 2017 - 2021 годы (вариант b) совместно с Министерством тарифного регулирования и энергетики Челябинской области не разрабатывался, поскольку был принят соответствующим разработанному ОАО "СО ЕЭС" прогнозу.

Перечень крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области (не менее 1 процента от потребления региона) с указанием максимальной прогнозной мощности по ним на 2017 - 2021 годы представлен в таблице 50.

Таблица 50

Перечень
крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области
(не менее 1 процента от потребления региона) с указанием максимальной мощности
на 2017 - 2021 годы

Наименование потребителя	Максимальная прогнозная мощность, МВт
	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат"*	987,77	989,45	1035,84	1034,5	1040,7
ОАО "Челябинский электрометаллургический комбинат"*	500	500	500	500	500
ОАО "Челябинский металлургический комбинат"*	360	360	360	360	360
ОАО "Челябинский цинковый завод"	108	110	110	110	110
ОАО "Челябинский трубопрокатный завод"*	40	40	40	40	40
ФГУП "РФЯЦ-ВНИИТФ академика Е.И. Забабахина"	27	28	28	28	28
ОАО "АЗ "УРАЛ"	26,033	26,033	26,033	26,03	26,03
ФГУП "ПО "Маяк" (с транзитными потребителями и городом Озерском)	90,2	90,2	90,2	90,2	90,2
ОАО "Комбинат Магнезит"*	39	39	39	39	39
ОАО "Ашинский металлургический завод"	94,5	94.5	94.5	94,5	94,5
ЗАО "Томинский ГОК"**	90	90	90	90	90
ЗАО "Михеевский ГОК"**	110	110	110	110	110

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

* Данные приняты в соответствии со Схемой и программой перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2016 - 2020 годы.

** К ПС 220 кВ Михеевский ГОК присоединена газопоршневая электростанция ООО "Газэнерго" установленной мощностью 92 МВт.

Имеется информация о планируемом вводе новой нагрузки в размере 60 МВт ООО "Индустриальный Парк "Станкомаш", расположенным по адресу: город Челябинск, улица Енисейская, дом 8. Схема внешнего электроснабжения ООО "Индустриальный Парк "Станкомаш" в настоящий момент разрабатывается и проходит согласование.

25. Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области на 5-летний период (с разбивкой по годам) с детализацией электропотребления, максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы (энергорайонам) Челябинской области с выделением потребителей, составляющих не менее 1 процента потребления региона. Структура электропотребления по энергорайонам, крупным городам

Прогноз потребления электроэнергии по годам с детализацией электропотребления по отдельным частям энергосистемы (энергорайонам) представлен в таблице 51. Прогноз составлен в соответствии с Проектом СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы, разрабатываемым ОАО "СО ЕЭС".

Таблица 51

Прогноз
потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области

Энергорайон	Потребление электроэнергии, млн. кВт. ч
	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Территория	35750	35916	36073	36302	36350
Всего по энергорайонам,	32055,6	32204,4	32345,2	32550,5	32593,5
в том числе:	-	-	-	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон,	3796,42	3814,05	3830,72	3855,04	3860,14
в том числе:	-	-	-	-	-
город Златоуст	811,4	817,6	817,6	823,7	823,7
город Миасс	1008,1	1014,3	1020,4	1020,4	1026,6
Ашинский энергоузел	411,9	413,8	415,5	417,5	418,8
Миасско-Чебаркульский энергоузел	1389,2	1395,8	1401,6	1408,1	1412,6
Карталинский энергорайон	1215,84	1221,49	1226,83	1234,62	1236,25
Магнитогорский энергорайон,	11083,7	11135,1	11183,8	11254,8	11269,7
в том числе:	-	-	-	-	-
город Магнитогорск	10363,3	10405,5	10447,6	10496,7	10531,8
Челябинский энергорайон,	13725,6	13789,3	13849,6	13937,5	13955,9
в том числе:	-	-	-	-	-
город Челябинск	11935,9	11992,6	12042,2	12091,9	12134,4
город Копейск	829,3	836,4	836,4	836,4	843,5
Металлургический энергоузел	2310,6	2321,3	2330,9	2341,9	2349,4
Сосновский энергоузел	1332,5	1338,6	1344,2	1350,5	1354,9
узел ЧГРЭС	1297,1	1303,0	1308,5	1314,6	1318,8
узел ЧТЭЦ-1	2353,2	2364,0	2373,8	2385,0	2392,7
узел ЧТЭЦ-2	474,9	477,1	479,1	481,3	482,9
узел ЧЭМК	3543,9	3560,2	3575,0	3591,9	3603,4
Северный энергорайон	2234,06	2244,43	2254,24	2268,55	2271,55
процентов по отношению к предыдущему году	0,1	0,5	0,4	0,6	0,1
Выработка электроэнергии,	30853	29201	29205	29648	30052
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	30853	29175	29103	29546	29950
ВИЭ		26	102	102	102
Сальдо (получение электрической энергии энергосистемой)	4897	6715	6868	6654	6298

Разбивка прогнозного потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области на 2017 - 2021 годы выполнена на основе фактического потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области за 2015 год.

Прогноз изменения максимального потребления мощности энергосистемы Челябинской области с детализацией по энергорайонам представлен в таблице 52.

Таблица 52

Прогноз
максимального потребления мощности энергосистемы Челябинской области

Энергорайон	Потребление мощности, МВт
	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Территория	5247	5271	5293	5318	5335
Всего по энергорайонам,	4706,3	4727,9	4747,7	4770	4785,3
в том числе:	-	-	-	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон,	617,6	620,5	623,1	626,0	628,0
в том числе:	-	-	-	-	-
город Златоуст	132	133	133	134	134
город Миасс	164	165	166	166	167
Ашинский энергоузел	67	67	68	68	68
Миасско-Чебаркульский энергоузел	226	227	228	229	230
Карталинский энергорайон	213,0	214,0	214,9	215,9	216,6
Магнитогорский энергорайон,	1578,6	1585,8	1592,4	1599,9	1605,1
в том числе:	-	-	-	-	-
город Магнитогорск	1476	1482	1488	1495	1500
Челябинский энергорайон,	1936,5	1945,4	1953,5	1962,7	1969,0
в том числе:	-	-	-	-	-
город Челябинск	1684	1692	1699	1706	1712
город Копейск	117	118	118	118	119
Металлургический энергоузел	326	327	329	330	331
Сосновский энергоузел	188	189	190	191	191
узел ЧГРЭС	183	184	185	185	186
узел ЧТЭЦ-1	332	334	335	336	338
узел ЧТЭЦ-2	67	67	68	68	68
узел ЧЭМК	500	502	504	507	508
Северный энергорайон	360,6	362,2	363,8	365,5	366,6
процентов по отношению к предыдущему году	0,4	0,5	0,4	0,5	0,3
Установленная мощность электростанций,	6475,72	6375,72	6375,72	6375,72	6375,72
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6460,72	6315,72	6315,72	6315,72	6315,72
ВИЭ	15	60	60	60	60

Разбивка прогнозного максимального потребления мощности энергосистемы Челябинской области на 2017 - 2021 годы выполнена на основе фактического максимального потребления мощности энергосистемы за 23 января 2015 года, на 7 часов 00 минут по московскому времени (максимум потребления мощности энергосистемы Челябинской области).

Перечень крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области (не менее 1 процента от потребления региона) с указанием максимальной прогнозной мощности по ним на 2017 - 2021 годы был представлен выше в таблице 50.

26. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период

Структура прогнозного баланса мощности энергосистемы Челябинской области на час прохождения максимума энергосистемы на перспективный период представлена в таблице 53. При формировании перспективных балансов мощности энергосистемы Челябинской области потребность в производстве электроэнергии определялась с учетом сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

Таблица 53

Прогнозный баланс
мощности энергосистемы Челябинской области на час прохождения максимума энергосистемы, МВт

Мощность	Прогноз потребления/выработки мощности
	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Установленная мощность	6475,72	6375,72	6375,72	6375,72	6375,72
АЭС
ГЭС
ТЭС	6460,72	6315,72	6315,72	6315,72	6315,72
ВИЭ	15,0	60,0	60.0	60,0	60,0
Ограничения мощности (+)/технически возможное превышение над установленной мощностью (-)	216	216	216	216	216
АЭС
ГЭС
ТЭС	216	216	216	216	216
ВИЭ
Располагаемая мощность (1 - 2)	6259,72	6159,72	6159,72	6159,72	6159,72
АЭС
ГЭС
ТЭС	6244,72	6099,72	6099,72	6099,72	6099,72
ВИЭ	15,0	60,0	60,0	60,0	60,0
Максимум потребления	5247	5271	5293	5318	5335
процент прироста по отношению к предыдущему году	0,4	0,5	0,4	0,5	0,3
Дефицит (-)/избыток (+) (3 - 4)	1012,72	888,72	866,72	841,72	824,72

В результате планируемых вводов генерирующей мощности баланс мощности Челябинской энергосистемы прогнозируется избыточным в 2017 - 2021 годах.

Прогнозный баланс по электроэнергии энергосистемы Челябинской области на 5-летний период представлен в таблице 54.

Таблица 54

Прогнозный баланс
по электроэнергии энергосистемы Челябинской области

Наименование показателя	Потребление электроэнергии, млн. кВт. ч
	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Территория	35750	35916	36073	36302	36350
Выработка электроэнергии	30853	29201	29205	29648	30052
Сальдо*	4897	6715	6868	6654	6298

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

* (-) - выдача электрической энергии;

(+) - получение электрической энергии энергосистемой.

27. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период в соответствии с разработанными схемами теплоснабжения поселений Челябинской области

Перспективный спрос (полезный отпуск и потребление) на тепловую энергию на пятилетний период (отпуск тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ и котельных), включая системы теплоснабжения крупных поселений, приведен в таблице 55. Он сформирован на базе оценок балансов тепловой энергии по каждому источнику тепловой энергии (за исключением индивидуальных теплогенераторов).

Таблица 55

Перспективный спрос
на тепловую энергию на 5-летний период, тыс. Гкал

Городские округа	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Златоустовский	2760	2712	2665	2620	2550
Карабашский	185	180	185	190	195
Копейский	1280	1250	1240	1230	1220
Локомотивный	90	90	87	84	81
Миасский	2245	2230	2215	2200	2185
Озерский	1900	1900	1850	1801	1754
Снежинский	1200	1195	1176	1157	1139
Трехгорный	810	800	800	800	800
Троицкий	510	500	502,2	504	507
Усть-Катавский	400	390	380	370	361
Чебаркульский	310	300	312	325	338
Южноуральский	750	725	715	705	695
Верхнеуфалейский	610	600	587	574	562
Кыштымский	700	692	675	658	642
Магнитогорский	8150	8100	8150	8200	8251
Челябинский	15350	15370	15325	15280	15235
Всего по городским округам	37250	37034	36864	36700	36516
Темп роста	-0,62 %	-0,58 %	-0,46 %	-0,44 %	-0,50 %
Муниципальные районы	2017	2018	2019	2020	2021
Агаповский	205,1	201,6	198,2	198,2	199,2
Аргаяшский	158	149	145	141,1	137,3
Ашинский	630	616	600	584,4	569,2
Брединский	70,2	69,1	68	66,9	65,8
Варненский	65	64	64	64	64
Верхнеуральский	120	115	116	117	118
Верхнеуфалейский	353	350	340	330,3	320,9
Еманжелинский	410	417	415	413	411
Еткульский	110,8	110	115	120,2	125,6
Карталинский	150,6	150	152	154	156
Каслинский	300	300	300	300	300
Катав-Ивановский	282	280	275	270,1	265,3
Кизильский	56	54	52	50,1	48,3
Коркинский	538	530	525	520	515
Красноармейский	165,1	165	167	169	171
Кунашакский	121	121	120	119	118
Кусинский	202,3	205	210	215,1	220,3
Кыштымский	814	810	810	810	810
Нагайбакский	110	108	107	106	105
Нязепетровский	86,2	86	87	88	89
Октябрьский	40	40	39	38	37
Пластовский	133	133	130	127,1	124,3
Саткинский	879	850	850	850	850
Сосновский	299	295	290	285,1	280,3
Троицкий	60	58	57	56	55
Увельский	245,1	245	245	245	245
Уйский	114,3	117	118	119	120
Чебаркульский	136,1	135	135	135	135
Чесменский	76	76	75	74	73
Всего по муниципальным округам	6929,9	6849,7	6805,2	6765,6	6728,5
Темп роста	-1,02 %	-1,16 %	-0,65 %	-0,58 %	-0,55 %
Всего по Челябинской области	44179,9	43883,7	43669,4	43466	43244
	-0,68 %	-0,67 %	-0,49 %	-0,47 %	-0,51 %

28. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Челябинской области мощностью не менее 5 МВт на пятилетний период с указанием оснований включения в перечень каждого объекта с учетом максимального развития когенерации

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Челябинской области на 2017 - 2021 годы, сформированный на основе Проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы, представлен в таблице 56.

Таблица 56

Перечень
планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Челябинской области на 2017 - 2021 годы, сформированный на основе Проекта Схемы и программы развития ЕЭС России
на 2016 - 2022 годы

Электростанция	Изменение установленной мощности, МВт
	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Троицкая ГРЭС	660 (ТГ10)	-85 (1 x 85) (ТГ-1)	-170 (2 x 85) (ТГ-2, 3)
Челябинская ГРЭС	494,5 (247* + 247,5)	-39 (ТГ-1, 2, 3, 7)
Челябинская ТЭЦ-1	-4 (ТГ-9)**		25 (ТГ-12)
Аргаяшская ТЭЦ	65 (ТГ4)
Октябрьская СЭС		15
Чесменская СЭС			15
Бородиновская СЭС			15
Песчаная СЭС			15

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

* Блок ПГУ-3 Челябинской ГРЭС не является блоком ДПМ. Блок сооружается по инициативе ОАО "Фортум". Необходимость строительства указанного блока Челябинской ГРЭС в части его теплофикационной мощности должна определяться в рамках разработки и утверждения Схемы теплоснабжения города Челябинска. Ввод ПГУ-2 Челябинской ГРЭС мощностью 247 МВт осуществлен 24 февраля 2016 года.

** ТГ-9 (4 МВт) Челябинской ТЭЦ-1 выведен из эксплуатации с 1 апреля 2016 года.

Обоснованием для включения вводов новых генерирующих мощностей на тепловых станциях является балансовая необходимость. Для солнечных электростанций (Октябрьская, Чесменская, Бородиновская и Песчаная СЭС) основанием для включения в перечень, помимо Проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы, является договор о предоставлении мощности возобновляемых источников энергии (ДПМ ВИЭ).

29. Перечень планируемых к строительству электростанций промышленных предприятий на территории Челябинской области

Объемы ввода электростанций промышленных предприятий на территории Челябинской области на период до 2021 года представлены в таблице 57. Основанием для включения в данный перечень являлись выданные технические условие и/или заключенные договоры технологического присоединения.

Таблица 57

Объемы ввода
электростанций промышленных предприятий на территории Челябинской области
на период до 2021 года

Наименование заявителя	Наименование объекта по производству электрической энергии	Мощность, МВт	Точки присоединения	Год ввода
ОАО "ЧКПЗ"	мини-ТЭС на базе газопоршневых электростанций	8	ВЛ 110 кВ отпайка ЧКПЗ от ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-1 - ЧТПЗ 1, 2 цепь	2016
ООО Агрокомплекс "Чурилово"	мини-ТЭЦ с газопоршневыми генераторными установками (ГГУ)	8,6	ПС 110 кВ Тепличная	2016
ООО "Энергопрайс"	газопоршневая станция (город Челябинск)	1,025	ПС 110 кВ Бульварная	2016
ЗАО "Карабашмедь"*	5 генераторных установок (город Карабаш)	21,5	ПС 110 кВ Пирит	2016
ЧТПЗ*	генераторная установка ГПП-1 (город Челябинск)	8,6	ВЛ 110 кВ Козырево - ЧТПЗ 1, 2 цепь	2017
ЧТПЗ*	генераторная установка ГПП-2 (город Челябинск)	8,6	ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-1 - ЧТПЗ 1, 2 цепь	2017
ЧТПЗ*	генераторная установка ГПП-2 (город Челябинск)	8,6	ВЛ 110 кВ Исаково - Трубная 1, 2 цепь	2017
ОАО "Комбинат Магнезит"	генераторная установка	12,042	ПС 110/6 кВ Брусит (принадлежит Магнезиту)	2016
ОАО "Комбинат Магнезит"	генераторная установка	12,042	ПС 35/6 кВ Каменка (принадлежит Магнезиту)	2016

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

* Договоры технологического присоединения по данным объектам не заключены.

V. Расчеты и анализ режимов работы энергосистемы Челябинской области

30. Общие положения

Расчеты электроэнергетических режимов и анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области выполнялись отдельно по каждому из энергорайонов Челябинской энергосистемы.

Существующие и перспективные балансы мощности и электроэнергии по Челябинской энергосистеме и отдельно по энергорайонам на 2017 - 2021 годы, а также перспективное развитие энергорайонов описаны ранее.

Перечень основных вводов электросетевых объектов 110 кВ и выше, учтенных в расчетных моделях энергосистемы Челябинской области, представлен в таблице 58.

Таблица 58

Ввод
электросетевых объектов 110 кВ и выше, учтенных в расчетных моделях

Электросетевой объект	Параметры объекта, километров, МВА, Мвар	Год	Тип мероприятия	Источник информации
Сооружение двух одноцепных ЛЭП 220 кВ на участках от места врезки в ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая до ПС 500 кВ Шагол и ПС 220 кВ Новометаллургическая с образованием новых КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь и КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, используя заходы ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая с восстановлением ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая	8,74	2016	новый ввод	Проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы (объект введен в работу)
	5,35
ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)	2 x 100 МВА	2016	новый ввод	Проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)	3,148 километра,	2016	новый ввод	Проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы
	3,229 километра
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Карталы с расширением ПС 500 кВ Магнитогорская и ПС 220 кВ Карталы	124,77 километра	2017	новый ввод	Проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы

31. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области на зимний максимум, летний максимум и летний минимум нагрузок за 2015 год

Был проведен анализ параметров наиболее тяжелых послеаварийных режимов для режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок в Карталинском, Златоустовско-Миасском, Северном, Магнитогорском и Челябинском энергорайонах энергосистемы Челябинской области для отчетного потокораспределения 2015 года. Результаты проведенного анализа представлены ниже.

Карталинский энергорайон.

Для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, выявлено не было.

Для отчетных режимов летних максимальных и летних минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, выявлено не было.

Златоустовско-Миасский энергорайон.

В Златоустовско-Миасском энергорайоне для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, выявлено не было.

В таблице 59 представлены элементы с указанием их загрузки в процентах от длительно допустимой токовой нагрузки (далее именуется - ДДТН)/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок.

Таблица 59

Элементы
с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах

Контролируемый элемент	Отключаемый элемент	Отключаемый элемент	Сезон/Загрузка от ДДТН/номинальных параметров, процентов
			Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	139	-
	АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль	ВЛ 500 кВ Шагол - Челябинская	111	-
ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная	АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	127	-
	АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль	ВЛ 500 кВ Шагол - Челябинская	100	-

Для предотвращения выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтной схемы, эффективным мероприятием является деление сети на шунтирующих связях 110 кВ.

Северный энергорайон.

В Северном энергорайоне для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, выявлено не было.

В Северном энергорайоне для отчетных режимов летних максимальных и летних минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, выявлено не было.

Магнитогорский энергорайон.

Для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, выявлено не было.

Для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтной схемы, выявлено не было.

Челябинский энергорайон.

В таблице 60 представлены элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок.

Таблица 60

Элементы
с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме

Контролируемый элемент	Отключаемый элемент	Сезон/Загрузка ВЛ от ДДТН/номинальных параметров, процентов*
		зима максимум	лето максимум	лето минимум
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2 до ПС 110 кВ Гусеничная)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	110	-	-
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	114	-	-
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	122	101	-
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	108	101	-
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	141	101	-

В таблице 61 представлены элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах для отчетных режимов.

Таблица 61

Элементы
с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах

Контролируемый элемент	Отключаемый элемент	Отключаемый элемент	Сезон/Загрузка ВЛ от ДДТН/номинальных параметров, процентов
			лето максимум	лето минимум
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2 (участок от отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2 до ПС 110 кВ Гусеничная)	ВЛ 110 кВ Бульварная - Челябинская ТЭЦ-2	101	-
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	ВЛ 110 кВ Бульварная - Челябинская ТЭЦ-2	109	-
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	ВЛ 110 кВ Бульварная - Челябинская ТЭЦ-2	109	-

Выход параметров режима из области допустимых значений по ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I (II) цепь, ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I (II) цепь определяется объемом генерации ЧТЭЦ-1 и ЧТЭЦ-2.

Для исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, требуется ограничение генерации Челябинской ТЭЦ-2.

Для ликвидации выхода параметров режима из области допустимых значений по ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I (II) цепь, ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I (II) цепь выполняются оперативные мероприятия (деление сети и/или снижение генерации Челябинской ТЭЦ-2).

32. Расчеты электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области (режим зимний и летний максимумы нагрузок рабочего дня, летний минимум нагрузок выходного дня) для каждого года на пятилетний период

Был приведен анализ параметров наиболее тяжелых послеаварийных режимов для режимов зимнего и летнего максимумов нагрузок рабочего дня, летнего минимума нагрузок выходного дня в Карталинском, Златоустовско-Миасском, Северном, Магнитогорском и Челябинском энергорайонах энергосистемы Челябинской области для каждого года на пятилетний период. Результаты проведенного анализа представлены ниже.

Карталинский энергорайон.

В Карталинском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, выявлено не было.

В Карталинском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов при нормативных возмущениях был выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем. В летний период аварийное отключение ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т при ремонте ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т при ремонте ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС приводит к выходу параметров режима из области допустимых значений по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т.

Максимальная выявленная токовая загрузка данных ВЛ 110 кВ составляет 109 процентов от ДДТН.

Златоустовско-Миасский энергорайон.

В Златоустовско-Миасском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов был выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха;

ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь;

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т;

ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т;

ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС Тальковая;

ВЛ 110 кВ Сатка - Западная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Горная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай;

ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная;

ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т;

ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т.

В Златоустовско-Миасском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов при нормативных возмущениях был выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

АТ ПС 500 кВ Приваловская;

АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль;

ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Биргильда-т - Бишкиль-т;

ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т;

ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпайкой на ПС Тундуш-т;

ВЛ 110 кВ Завьялиха - Лесная;

ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст I цепь;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган-т с отпайкой на ПС Тундуш-т;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь;

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань III цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань IV цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т;

ВЛ 110 кВ Кумысная-т - Станкозаводская;

ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т;

ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС Тальковая;

ВЛ 110 кВ Непряхино - Ильменская;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Единовер-т;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС Огнеупор;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор;

ВЛ 110 кВ Салган-т - Боровая;

ВЛ 110 кВ Сатка - Западная;

ВЛ 110 кВ Станкозаводская - Троицкая районная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Горная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т;

ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная;

ВЛ 110 кВ Тургояк - Ильменская;

ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т;

ВЛ 110 кВ Упрун-т - Кумысная-т;

ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т;

ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т.

Практически все схемно-режимные ситуации, связанные с выходом параметров режима из области допустимых значений, обусловлены значительным транзитным перетоком через электрическую сеть Златоустовско-Миасского энергорайона в западном направлении.

Северный энергорайон.

В Северном энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, выявлено не было.

В Северном энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов при нормативных возмущениях был выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ Кыштым - Болото-2 с отпайкой на ПС Болото-13;

ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым II цепь с отпайкой на ПС Болото-12;

ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым I цепь с отпайкой на ПС Болото-11;

ВЛ 110 кВ Болото-2 - Болото-7.

Следует отметить, что причиной возникновения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся выходом параметров режима из области допустимых значений, является планируемое ОАО "Фортум" включение ТГ-4 на Аргаяшской ТЭЦ в рамках технических условий на технологическое присоединение.

Магнитогорский энергорайон.

В Магнитогорском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов был выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, по следующим элементам:

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь.

В Магнитогорском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов при нормативных возмущениях был выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ МТЭЦ - ПС 77 II цепь;

ВЛ 110 кВ МТЭЦ - ПС 77 I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 90.

Челябинский энергорайон.

В Челябинском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов был выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь;

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2;

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО;

ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная.

В Челябинском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов при нормативных возмущениях был выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь;

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2;

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО;

ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т;

ВЛ 110 кВ Чурилово-т - Гусеничная;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками;

КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС 1 цепь;

КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС 2 цепь;

КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II (I) цепь с отпайками;

КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками;

КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайками.

33. Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области с оценкой необходимости замены существующего оборудования в основной электрической сети энергосистемы Челябинской области

Были проведены расчеты токов короткого замыкания на шинах 110 кВ и выше для нормальной схемы на этапы 2017 и 2021 годов с учетом включенного положения ШСВ 110 кВ и 220 кВ ПС 500 кВ Шагол и перефиксации ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая на 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Шагол.

Выявлено превышение суммарным током КЗ (ПС 500 кВ Шагол, СШ 110 кВ: однофазный - 44,73 кА и трехфазный - 45,64 кА; ПС 110 кВ КПД: трехфазный - 31,14 кА) отключающей способности выключателей 110 кВ на ПС 500 кВ Шагол (Iном откл. 40 и 42 кА) и отключающей способности выключателей 110 кВ на ПС 110 кВ КПД (Iном откл. 25 кА).

Исключение выявленного несоответствия отключающей способности выключателей 110 кВ ПС 500 кВ Шагол и ПС 110 кВ КПД токам короткого замыкания возможно осуществить путем размыкания ШСВ 110 кВ ПС 500 кВ Шагол. Значения токов короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС 500 кВ Шагол и на шинах 110 кВ ПС 110 кВ КПД после размыкания ШСВ 110 кВ и 220 кВ ПС 500 кВ Шагол составят:

На 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Шагол: трехфазный - 27,69 кА и однофазный - 26,91 кА;

На 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Шагол: трехфазный - 21,28 кА и однофазный - 21,25 кА;

На шинах 110 кВ ПС 110 кВ КПД трехфазный - 18,29 кА и однофазный - 15,49 кА.

Полученные значения токов короткого замыкания не превышают отключающую способность выключателей 110 кВ на ПС 500 кВ Шагол и ПС 110 кВ КПД.

С учетом разомкнутого состояния ШСВ 110 кВ и 220 кВ ПС 500 кВ Шагол, на ПС 110 кВ Заречная рекомендована замена 2 короткозамыкателей (КЗ-110 м) и 1 комплекта ТТ (TG-145N) на оборудование с термической стойкостью не менее 40 кА и электродинамической стойкостью не менее 100 кА.

С учетом разомкнутого состояния ШСВ 110 кВ и 220 кВ ПС 500 кВ Шагол, на ПС 110 кВ Аэродромная рекомендована замена 1 ВЧ-заградителя (ВЗ-600) ф. А ВЛ 110 кВ Шагол на оборудование с термической стойкостью не менее 40 кА и электродинамической стойкостью не менее 100 кА.

VI. Развитие электросетевых объектов

34. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании балансовых и расчетов электроэнергетических режимов

Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании балансовых расчетов и расчетов электроэнергетических режимов произведено для варианта а - прогноза потребления электроэнергии и мощности, разрабатываемого ОАО "СО ЕЭС".

Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области на 2017 - 2021 годы (вариант b) совместно с Министерством тарифного регулирования и энергетики Челябинской области не разрабатывался, поскольку был принят соответствующим разработанному ОАО "СО ЕЭС" прогнозу.

35. Составление и уточнение перечня "узких мест" в электрической сети энергосистемы Челябинской области напряжением 110 кВ и выше с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработка предварительных предложений в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест"

В данном разделе будет составлен перечень "узких мест" в электрической сети энергосистемы Челябинской области напряжением 110 кВ и выше, а также разработаны предварительные предложения в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для их ликвидации.

Мероприятия будут сформированы по основным энергорайонам энергосистемы Челябинской области.

Карталинский энергорайон.

В летний период аварийное отключение ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т при ремонте ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС и аварийное отключение ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т при ремонте ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС приводит к выходу параметров режима из области допустимых значений по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т.

Максимальная выявленная токовая загрузка данных ВЛ 110 кВ составляет 109 процентов от ДДТН.

По данным собственника оборудования, ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т и ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т допускают токовую перегрузку оборудования сверх ДДТН (величина Iадтн = 1,2 x IДДТН), то есть указанные токовые перегрузки ликвидируются действием оперативно-технического персонала и применение каких-либо дополнительных мероприятий не требуют. В качестве эффективного мероприятия по устранению указанных токовых перегрузок целесообразно отключение перегружаемой ВЛ. Исходя из анализа полученных результатов следует, что каких-либо мероприятий по развитию электрической сети Карталинского энергорайона на период 2017 - 2021 годы не требуется.

Златоустовско-Миасский энергорайон.

В летний период аварийное отключение ВЛ 500 кВ Челябинская - Златоуст при ремонте ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево (и наоборот) приведет к работе АДШС "2-х ВЛ 500 кВ" ПС 500 кВ Златоуст с действием на отключение нагрузки в объеме до 161 МВт. Для обеспечения максимально допустимого перетока (МДП) в контролируемом сечении в сложившейся схеме требуется дополнительно ввести ГАО в объеме до 36 МВт. Суммарный объем ГАО (с учетом замены нагрузки, отключенной действием ПА, на ГАО) составит 197 МВт.

С целью минимизация объемов ГАО и исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к вводу ГАО, рекомендуется модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная и АОПО ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т с выполнением действия на отключение нагрузки (ОН) 55 МВт по каналам УПАСК.

В качестве альтернативного мероприятия целесообразно рассмотреть сооружение ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Приваловская.

Северный энергорайон.

Для исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, возникающих в послеаварийных схемах, предусмотрено выполнение следующих мероприятий:

на ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым с отпайкой на ПС Болото-11 (2 шт.), ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-1 (1 шт.), ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-2 (1 шт.) и ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-7 (1 шт.) замена ВЧЗ (с номинальным током не менее 600 А);

установка устройства АОПО, действующего на разгрузку Аргаяшской ТЭЦ по факту перегрузки ВЛ 110 кВ Кыштым - Болото-2 с отпайкой на ПС Болото-13, ВЛ 110 кВ Болото-7 - Болото-2, ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым II цепь с отпайкой на ПС Болото-12, ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым I цепь с отпайкой на ПС Болото-11. Устройства АОПО устанавливаются на Аргаяшской ТЭЦ и ПС 110 кВ Болото-2. Для передачи управляющих воздействий с ПС 110 кВ Болото-2 на Аргаяшскую ТЭЦ предусматривается сооружение УПАСК.

Данные решения реализуются в соответствии с утвержденной СВМ ТГ-4 Аргаяшской ТЭЦ в рамках технических условий на технологическое присоединение.

ПС 110/35/10 кВ Есаулка.

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Есаулка составляет 2 x 10 МВА. При этом загрузка ПС 110 кВ Есаулка по данным зимнего максимума нагрузок 2015 года составила 12,36 МВА (из которых 10,7 МВт). По данным замеров 4 квартала 2015 года, загрузка Т-1 составляет 84 процента, загрузка Т-2 составляет 87 процентов.

При аварийном отключении Т-1(2) 110 кВ ПС 110 кВ Есаулка загрузка оставшегося в работе Т-2(1) 110 кВ ПС 110 кВ Есаулка превысит ДДТН и составит - 171 процент.

Вновь присоединяемая мощность по заключенным договорам на технологическое присоединение, находящимся на исполнении, в настоящее время составляет - 9,05 МВт.

На ОРУ 110 кВ ПС Есаулка установлены открытые плавкие вставки со стреляющими пиропатронами (быстродействующие короткозамыкатели БДКЗ 110 кВ), имеющие много эксплуатационных недостатков: отказы в срабатывании пироприводов. Создание искусственного короткого замыкания, приводящего к дополнительной нагрузке на смежную сеть, может привести к повреждению оборудования.

Комплексная реконструкция подстанции с увеличением трансформаторной мощности (2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА) позволит обеспечить достижение оптимальной загрузки района, исключить недопустимые токовые перегрузки трансформаторного оборудования, повысить надежность электроснабжения и качество напряжения у потребителей, а также исполнить обязательства по заключенным договорам на технологическое присоединение.

Таким образом, рекомендуется комплексная реконструкция ПС 110 кВ Есаулка с увеличением трансформаторной мощности до 2 x 25 МВА.

Альтернативные мероприятия не предусмотрены.

Магнитогорский энергорайон.

Для предотвращения выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, необходимость ввода ГАО отсутствует. В данной схемно-режимной ситуации ввод параметров режима в допустимую область осуществляется действием существующей АОПО на ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I (II) цепь на деление сети в полукольце МЦЭС при включенном АТГ1 на ПС 500 кВ Смеловская. При отключенном АТГ1 выполняется разгрузка энергорайона.

Для предотвращения выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, необходимость ввода ГАО отсутствует.

Исключение схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, возникающих в послеаварийных схемах, по ВЛ 110 кВ МТЭЦ - ПС 77 I (II) цепь выполняется существующей АРЛ с действием на отключение перегружаемой линии.

Исключение схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, возникающих в послеаварийных схемах по ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I (II) цепь, осуществляется существующими устройствами АОПО, действующими на отключение нагрузки (далее именуется - САОН).

Исключение схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, возникающих в послеаварийных схемах, по ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 90, осуществляется существующими устройствами АОПО, действующими на ОГ блоков Троицкой ГРЭС.

Исходя из анализа полученных результатов следует, что каких-либо мероприятий по развитию электрической сети Магнитогорского энергорайона на период 2017 - 2021 годы не требуется.

ПС 110/10 кВ Верхнеуральская.

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Верхнеуральская составляет 16 + 10 МВА. Загрузка ПС 110 кВ Верхнеуральская по данным зимнего максимума нагрузок 2015 года составила 13,7 МВА (из которых 12,3 МВт).

При аварийном отключении Т-1 110 кВ ПС 110 кВ Верхнеуральская загрузка оставшегося в работе Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Верхнеуральская превышает ДДТН и составляет 137 процентов от Iном.

Анализ схемы прилегающей электрической сети 35 кВ и выше показал, что ПС 110 кВ Верхнеуральская является проходной и имеет связи по электрической сети 110 кВ. Данные по возможности перевода нагрузки ПС 110 кВ Верхнеуральская по сети 10 кВ отсутствуют.

Для снижения токовой загрузки трансформаторов можно рекомендовать установку УКРМ, однако данное мероприятие неэффективно, поскольку загрузка одного оставшегося в работе Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Верхнеуральская составляет 131 процент от Iном. при полной компенсации реактивной мощности. По данным собственника оборудования, данная величина токовой перегрузки (более 130 процентов от Iном) превышает аварийно допустимое значение и требует дополнительных мероприятий.

Таким образом, для устранения возможных токовых перегрузок на ПС 110 кВ Верхнеуральская рекомендуется замена трансформатора Т2 мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА.

Альтернативные мероприятия по данному "узкому месту" не предусмотрены.

Челябинский энергорайон.

Выход параметров режима из области допустимых значений по ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I (II) цепь, ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I (II) цепь, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО, ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т, ВЛ 110 кВ Чурилово-т - Гусеничная определяется объемом генерации Челябинской ТЭЦ-1 и Челябинской ТЭЦ-2. При проведении расчетов в зимний и летний периоды принят следующий объем генерации на электростанциях: Челябинская ТЭЦ-1 - 120 МВт, Челябинская ТЭЦ-2 - 280 МВт.

Для исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, требуется ограничение генерации Челябинской ТЭЦ-2.

Для исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, в настоящее время реализуется установка устройства АОПО по ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I, II цепь на Челябинской ТЭЦ-2 с действием на ограничение генерации Челябинской ТЭЦ-2.

По данным собственника оборудования, допускается превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 до величины АДТН, равной 586 А при температуре окружающей среды 25 град. C в течение 10 минут (1,2 от ДДТН). Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 выявлена в режимах летних максимальных нагрузок и составляет 150 процентов от ДДТН.

В целях исключения превышения ДДТН ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 в настоящее время применяются схемно-режимные мероприятия, направленные на отключение перегружаемого элемента, а также совмещение ремонтной кампании Челябинской ТЭЦ-2 и ВЛ 110 кВ.

По данным собственника оборудования, допускается превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками до величины АДТН, равной 586 А при температуре окружающей среды 25 град. C в течение 10 минут (1,2 от ДДТН). Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками выявлена в режимах летних максимальных нагрузок и составляет 158 процентов от ДДТН.

В целях исключения превышения ДДТН ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками в настоящее время применяются схемно-режимные мероприятия, направленные на отключение перегружаемого элемента, а также совмещение ремонтной кампании Челябинской ТЭЦ-2 и ВЛ 110 кВ.

По данным собственника оборудования, превышение ДДТН ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная, ВЛ 110 кВ Чурилово-т - Гусеничная, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т не допускается.

В целях исключения превышения ДДТН ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная, ВЛ 110 кВ Чурилово-т - Гусеничная, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т в настоящее время применяются схемно-режимные мероприятия, направленные на отключение перегружаемого элемента, а также совмещение ремонтной кампании Челябинской ТЭЦ-2 и ВЛ 110 кВ.

Исключение схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, возникающих в послеаварийных схемах по КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками, осуществляется существующим устройством АОПО, установленным в рамках реализации СВМ Челябинской ГРЭС и действующим на разгрузку Челябинской ГРЭС.

Для исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, возникающих в послеаварийных схемах по ВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС 1, 2 цепь, в рамках СВМ Челябинской ГРЭС (ПГУ-1, 2, 3) определена целесообразность ввода устройств АОПО данных ВЛ с действием на разгрузку Челябинской ГРЭС.

Для исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, возникающих в послеаварийных схемах сети (аварийное отключение КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская при ремонте КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками), для следующего нормативного возмущения (аварийное отключение КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II (I) цепь) нарушение предела коэффициента запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности (8 процентов) и запаса по напряжению (10 процентов) не происходит, при этом токовая загрузка КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I (II) с отпайками превышает ДДТН.

В целях исключения превышения ДДТН КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I (II) цепь с отпайками и исключения ввода ГВО рекомендуется установка АОПО на ПС 220 кВ Исаково по КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I, II цепь с отпайками с действием на отключение нагрузки в Сосновском узле по каналам УПАСК.

В целях исключения превышения ДДТН КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками и исключения ввода ГВО рекомендуется установка нового устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками на ПС 500 кВ Шагол с действием на отключение нагрузки в Сосновском узле по каналам УПАСК.

В целях исключения превышения ДДТН КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская и исключения ввода ГВО рекомендуется установка АОПО на ПС 500 кВ Шагол по КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская с действием на отключение нагрузки в Сосновском узле по каналам УПАСК.

В качестве альтернативного мероприятия для исключения превышения ДДТН КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I (II) цепь с отпайками, КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками и КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская целесообразно рассмотреть сооружение КЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Массивная.

ПС 110/35/6 кВ Красногорка.

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Красногорка составляет 10 + 16 МВА. При этом загрузка ПС 110 кВ Красногорка по данным зимнего максимума нагрузок 2014 года составила 15,05 МВА (из которых 14,6 МВт).

При аварийном отключении Т-1 110 кВ ПС 110 кВ Красногорка загрузка оставшегося в работе Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Красногорка превышает ДДТН и составляет 150 процентов от Iном.

Анализ схемы прилегающей электрической сети 35 кВ и выше показал, что ПС 110 кВ Красногорка имеет связи по электрической сети 35 кВ и 110 кВ, то есть перевод нагрузки по сети 35 кВ возможен. Включение в работу СВ на ПС 35 кВ Каратабан не позволяет снизить загрузку оставшегося в работе Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Красногорка при аварийном отключении Т-1 ПО кВ ПС 110 кВ Красногорка до ДДТН.

Для снижения токовой загрузки трансформаторов можно рекомендовать установку УКРМ, однако данное мероприятие неэффективно, поскольку загрузка одного оставшегося в работе трансформатора превышает ДДТН и составляет 146 процентов от Iном. при полной компенсации реактивной мощности. По данным собственника оборудования, данная величина токовой перегрузки (более 130 процентов от Iном.) превышает аварийно допустимое значение и требует дополнительных мероприятий.

Таким образом, для устранения возможных токовых перегрузок на ПС 110 кВ Красногорка целесообразно увеличение трансформаторной мощности Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Красногорка до 16 МВА.

Альтернативные мероприятия не предусмотрены.

ПС 35/6 кВ Центральная.

Установленная мощность трансформаторов на ПС 35 кВ Центральная составляет 2 x 10 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС 35 кВ по данным летнего максимума нагрузок в день контрольного замера 2015 года составила 12,02 МВА (из которых 11,3 МВт активной мощности).

При аварийном отключении Т-1 (Т-2) ПС 35 кВ Центральная токовая нагрузка оставшегося в работе Т-2 (Т-1) превышает ДДТН и составляет 120 процентов.

Максимальная величина нагрузки ПС 35 кВ Центральная за период 2014 - 2015 годов составила 14 МВА. Для исключения рисков повреждения трансформаторного оборудования в результате недопустимых перегрузок в период прохождения максимума ПС 35 кВ Центральная из работы выводится АВР.

Установка УКРМ является неэффективным мероприятием, поскольку загрузка одного оставшегося в работе трансформатора превышает ДДТН и составляет 115 процентов от Iном при полной компенсации реактивной мощности.

Ближайшие питающие центры к ПС 35 кВ Центральная следующие:

ПС 110 кВ Восточная. Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Восточная составляет 2 x 40 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС 110 кВ по данным зимнего максимума нагрузок составила 47,21 МВА (из которых активная мощность - 45,6 МВт) и по данным летнего максимума нагрузок составила 47,45 МВА (из которых активная мощность - 45 МВт). Максимальная величина нагрузки ПС 110 кВ Восточная за период 2014 - 2015 годов составила 56 МВА;

ПС 110 кВ Западная. Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Западная составляет 2 x 31,5 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС 110 кВ по данным зимнего максимума нагрузок составила 29,37 МВА (из которых активная мощность 28,5 МВт) и по данным летнего максимума нагрузок составила 22,27 МВА (из которых активная мощность 21,1 МВт). На ПС 110 кВ Западная установлены силовые трансформаторы с обмотками 110/35/6 кВ, при этом сеть 35 кВ на ПС отсутствует, а ограничение по обмотке низшего напряжения составляет 28 МВА;

ПС 110 кВ Южная. Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Южная составляет: Т1 110/6 кВ - 25/40 МВА, Т2 110/6 кВ - 25 МВА, Т3 110/10 кВ - 16 МВА, Т4 110/10 кВ - 16 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС 110 кВ по данным зимнего максимума нагрузок по стороне 6 кВ составила 21,63 МВА, по стороне 10 кВ - 18,1 МВА.

Объем нагрузки по заключенным договорам на ПС 35 кВ Центральная - 1,4 МВт, на ПС 110 кВ Восточная - 10,3 МВт, на ПС 110 кВ Южная - 6,3 МВт, на ПС 110 кВ Западная - 4,2 МВт.

Таким образом, для ликвидации перегрузок трансформаторного оборудования ПС 110 кВ центральной части г. Челябинск, а также учитывая дальнейшее перспективное развитие и прирост нагрузки в районе ПС 35/6 кВ Центральная и прилегающих ПС 110 кВ, целесообразен перевод ПС 35 кВ Центральная на напряжение 110 кВ с заменой силовых трансформаторов (2 x 16 МВА).

Данное мероприятие (перевод на ПС 35 кВ Центральная на напряжение 110 кВ) включает в себя следующие технические решения:

установка нового РУ 110 кВ на ПС Центральная по схеме два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (схема N 4Н-2 ячейки 110 кВ);

установка 2-х новых силовых трансформаторов 110/10 кВ на ПС Центральная мощностью 2 x 16 МВА;

демонтаж РУ 35 кВ (два блока с ПП и неавтоматической перемычкой на стороне ЛЭП) и силовых трансформаторов (2 x 10 МВА) на ПС Центральная;

прокладка двух КЛ 110 кВ (по существующей трассе КЛ 35 кВ Восточная - Центральная-1,2) длиной 1,5 километра каждая, марки АПвПнг(А)2г-3 x 1 x 185/150 каждая;

демонтаж РУ 35 кВ на ПС 110 кВ Восточная (существующая схема N 9 - 7 ячеек 35 кВ);

установка нового РУ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная по схеме одна секционированная система шин (схема N 9) с установкой 5 ячеек 110 кВ (2 линейные ячейки, СВ-110 - нормально разомкнут, 2 В-110 на ПС Центральная).

При демонтаже РУ 35 кВ ПС 110 кВ Восточная необходимо в рамках отдельного проектирования разработать мероприятия по:

переводу питания нагрузки ПС 35 кВ Строммашина на напряжение 6 кВ с организацией на площадке ПС 35 кВ Строммашина РП 6 кВ;

разработке мероприятий по использованию КЛ 35 кВ, питающих ПС 35 кВ Строммашина, и организации дополнительных ячеек 6 кВ на РУ 6 кВ ПС 110 кВ Восточная.

Следует отметить, что проведение реконструкции ПС 35 кВ Центральная с полным погашением ПС возможно в летний период на время перевода всей нагрузки ПС 35 кВ Центральная на ПС 110 кВ Южная.

Альтернативным мероприятием по исключению данного "узкого места" является проведение реконструкции ПС 35 кВ Центральная с заменой трансформаторов на более мощные (2 x 16 МВА) и ПС 110 кВ Восточная (2 x 63 МВА). Вместе с тем данное мероприятие не обеспечивает снижение загрузки смежных ПС 110 кВ и является неэффективным, с учетом того, что реконструкция ПС 110 кВ Восточная с увеличением трансформаторной мощности до 2 x 63 МВА (по данным собственника) не представляется возможной ввиду отсутствия возможности расширения фундамента ПС 110 кВ Восточная, расположенной в центре Челябинска.

ПС 35/6 кВ АМЗ.

Установленная мощность трансформаторов на ПС 35 кВ АМЗ составляет 2 x 10 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС 35 кВ по данным зимнего максимума нагрузок 2014 года составила 12,47 МВА (из которых 11,1 МВт) и летнего максимума нагрузок 2015 года составила 16,12 МВА (из которых 14,5 МВт).

При аварийном отключении Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ АМЗ токовая нагрузка оставшегося в работе (Т-2) Т-1 превышает ДДТН и составляет 124,7 процента в режимах зимнего максимума нагрузок и 161,2 процента в режимах летнего максимума нагрузок.

Установка УКРМ является неэффективным мероприятием, поскольку загрузка одного оставшегося в работе трансформатора превышает ДДТН и составляет 145 процентов от Iном. при полной компенсации реактивной мощности. По данным собственника оборудования, данная величина токовой перегрузки (более 130 процентов от Iном) превышает аварийно допустимое значение и требует дополнительных мероприятий.

В настоящее время на стадии реализации находится мероприятие по переводу ПС 35 кВ АМЗ на напряжение 110 кВ. Проектно-сметная документация утверждена. Строительно-монтажные работы находятся на стадии реализации. Указанное мероприятие позволит исключить недопустимые токовые перегрузки трансформаторного оборудования ПС 35 кВ АМЗ и обеспечить возможность технологического присоединения новых потребителей Челябинска.

Альтернативным мероприятием по исключению данного "узкого места" является проведение реконструкции ПС 35 кВ АМЗ с заменой трансформаторов на более мощные (2 x 25 МВА).

36. Анализ необходимости и мест размещения дополнительных средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности

В результате анализа проведенных электрических расчетов режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области недопустимых отклонений напряжения выявлено не было.

Необходимость ввода дополнительных средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в энергосистеме Челябинской области отсутствует.

37. Разработка мероприятий по обеспечению качества и надежности электроснабжения с учетом требований ПУЭ по надежности электроснабжения потребителей

В результате анализа проведенных электрических расчетов режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области отклонений от требований ПУЭ по надежности электроснабжения потребителей не выявлено.

38. Выдача рекомендаций по снижению уровня токов короткого замыкания

В результате анализа проведенных расчетов токов короткого замыкания в основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области было выявлено превышение суммарным током КЗ (ПС 500 кВ Шагол: однофазный - 44,73 кА и трехфазный - 45,64 кА; ПС 110 кВ КПД: трехфазный - 31,14 кА) отключающей способности выключателей 110 кВ на ПС 500 кВ Шагол (Iном откл. 40 и 42 кА) и отключающей способности выключателей 110 кВ на ПС 110 кВ КПД (Iном откл. 25 кА).

Для исключения выявленного несоответствия отключающей способности выключателей 110 кВ ПС 500 кВ Шагол токам короткого замыкания рекомендуется размыкание ШСВ 110 кВ и 220 кВ ПС 500 кВ Шагол. Значения токов короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС 500 кВ Шагол и на шинах 110 кВ ПС 110 кВ КПД после размыкания ШСВ 110 кВ и 220 кВ ПС 500 кВ Шагол составят:

На 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Шагол: трехфазный - 27,69 кА и однофазный - 26,91 кА;

На 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Шагол: трехфазный - 21,28 кА и однофазный - 21,25 кА;

На шинах 110 кВ ПС 110 кВ КПД трехфазный - 18,29 кА и однофазный - 15,49 кА.

Полученные значения токов короткого замыкания не превышают отключающую способность выключателей 110 кВ на ПС 500 кВ Шагол и ПС 110 кВ КПД.

39. Выполнение расчетов электрических режимов для формирования предложений по развитию электрической сети Челябинской области

Для сформированных ранее вариантов развития электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области были проведены расчеты электрических режимов для основных и альтернативных вариантов.

Сроки ввода объектов электрической сети напряжением 220 кВ и выше приняты в соответствии с Проектом СиПР ЕЭС на 2016 - 2022 годы (таблица 58).

Анализ полученных расчетов показал, что все предложенные мероприятия (основные и альтернативные) обеспечивают устранение "узких мест".

Все предложенные выше мероприятия рекомендуются к дальнейшему формированию итогового перечня с оценкой капитальных затрат на их реализацию.

40. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Таблица 62 содержит список электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, указанных в настоящем распоряжении, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

Таблица 62

Электросетевые объекты
напряжением 110 кВ и выше, указанные в настоящем распоряжении, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Мероприятие	Параметры оборудования	Рекомендуемый год реализации
Вводы, соответствующие Проекту СиПР ЕЭС 2016 - 2022 годов
Сооружение двух одноцепных ЛЭП 220 кВ на участках от места врезки в ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая до ПС 500 кВ Шагол и ПС 220 кВ Новометаллургическая с образованием новых КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь и КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, используя заходы ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая с восстановлением ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая	8,74 километра, 5,35 километра	2016
ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)	2 x 100 МВА	2016
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)	3,148 километра, 3,229 километра	2016
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Карталы с расширением ПС 500 кВ Магнитогорская и ПС 220 кВ Карталы	124,77 километра	2017
Рекомендуемые мероприятия
Челябинский энергорайон,
в том числе Сосновский энергоузел (Вариант 1):
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I цепь	1 штука	2016
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II цепь	1 штука	2016
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская	1 штука	2016
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	1 штука	2016
в том числе Сосновский энергоузел (Вариант 2):
Сооружение КЛ ЧГРЭС - Массивная	4,6 километра	2016
в том числе энергоузел Челябинской ГРЭС (Вариант 1):
Реконструкция ПС 35/6 кВ Центральная с переводом подстанции на напряжение 110 кВ и увеличением трансформаторной мощности	с 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА	2020
ПС 35/6 кВ АМЗ (перевод на 110 кВ)	с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	2017
в том числе энергоузел Челябинской ГРЭС (Вариант 2):
Увеличение трансформаторной мощности ПС 35/6 кВ Центральная	с 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА	2020
Увеличение трансформаторной мощности ПС 110 кВ Восточная	с 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА	2020
Увеличение трансформаторной мощности 35/6 кВ АМЗ	с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	2017
Златоустовско-Миасский энергорайон
Вариант 1:
Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная	1 шт.	2016
Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т	1 шт.	2016
Вариант 2:
Сооружение ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Приваловская	248,3 км	2020
Северный энергорайон
Реконструкция ПС 110 кВ Есаулка с увеличением трансформаторной мощности Т-1,2 110 кВ	с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	2018
Магнитогорский энергорайон
Реконструкция ПС 110/10 кВ Верхнеуральская с увеличением трансформаторной мощности	с 1 x 10 и 1 x 16 МВА на 2 x 16 МВА	2017
Объекты, не входящие в основные энергорайоны
Реконструкция ПС 110 кВ Красногорка с увеличением трансформаторной мощности Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Красногорка	с 10 МВА на 16 МВА	2017

Формирование сводных данных по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше с выделением сводных данных для сети ниже 110 кВ (для каждого года).

Ниже представлены сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше с выделением сводных данных для сети ниже 110 кВ (для каждого года) (таблица 63).

Таблица 63

Сводные данные
по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше с выделением сводных данных для сети ниже 110 кВ (для каждого года)

Показатель	Текущий период (2016 год)	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Ввод ВЛ/КЛ 500 кВ, километров	-	-	-	-	248,3*	-
Ввод ВЛ/КЛ 220 кВ, километров	20,467	124,77	-	-	-	-
Ввод трансформаторной мощности 220 кВ, МВА	200	-	-	-	-	-
Ввод ВЛ/КЛ 110 кВ, километров	4,6*	-	-	-	-	-
Ввод трансформаторной мощности 110 кВ, МВА	32	50	50	-	32	-
Ввод трансформаторной мощности 35 кВ, МВА	-	50*	-	-	32*	-
Ввод трансформаторной мощности напряжением ниже 110 кВ, МВА	72,04	79,67	66,25	41,49	39,59	-
Ввод ВЛ/КЛ напряжением ниже 110 кВ, километров	120,16	133,94	172,91	182,56	188,02	-

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

* Альтернативные мероприятия.

Сравнение разработанных вариантов развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области на основании расчета капитальных затрат и определение наиболее рационального развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам.

Для рекомендуемых мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Челябинской области определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных вложений в их реализацию.

Стоимость реализации мероприятий по сетевому строительству определена укрупненно с использованием сборника "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 750 кВ"*, внесенного приказом Минстроя России от 06.10.2014 N 597/пр в Федеральный реестр сметных нормативов.

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

* Сборник утвержден приказом ПАО "ФСК ЕЭС" от 9 июля 2012 г. N 385 (в редакции приказа ПАО "ФСК ЕЭС" от 21 октября 2014 г. N 477).

Укрупненные стоимостные показатели в указанных сборниках приведены в базисном уровне цен 2000 года.

Для определения стоимости капитальных вложений в текущих ценах применены индексы пересчета стоимости в соответствии с рекомендуемыми к применению Минстроем России в 1 квартале 2016 года индексами изменения сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ, прочих работ и затрат, проектных и изыскательских работ (письмо Минстроя России от 19.02.2016 N 4688-ХМ/05).

Индексы пересчета сметной стоимости строительства в базисном уровне цен в текущие цены 1 квартала 2016 года представлены в таблице 64.

Таблица 64

Индексы пересчета
сметной стоимости строительства в базисном уровне цен в текущие цены
1 квартала 2016 года (без НДС)

Наименование	Значение
Индекс изменения сметной стоимости оборудования	4,28
Индексы изменения сметной стоимости СМР (к ФЕР-2001):
Воздушная прокладка провода с алюминиевыми жилами	3,65
Прочие объекты	6,08
Индекс изменения сметной стоимости проектно-изыскательских работ	4,82
Индекс изменения сметной стоимости прочих работ и затрат	8,42

Объемы электросетевого строительства, укрупненные капитальные вложения в реализацию рекомендуемых мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области и рекомендуемый год их реализации приведены в таблице 65.

Как видно из таблицы 65, стоимость рекомендуемых мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области в ценах 1 квартала 2016 года составит 1290,51 млн. рублей с НДС.

Таблица 65

Объемы
электросетевого строительства, укрупненные капитальные вложения в реализацию рекомендуемых мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области и рекомендуемый год их реализации

Мероприятие	Параметры оборудования	Стоимость в базовых ценах 2000 года, млн. рублей без НДС	Стоимость в ценах 1 квартала 2016 года, млн. рублей с НДС	Рекомендуемый год реализации
Вводы, соответствующие Проекту СиПР ЕЭС 2016 - 2022 годов
Сооружение двух одноцепных ЛЭП 220 кВ на участках от места врезки в ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая до ПС 500 кВ Шагол и ПС 220 кВ Новометаллургическая с образованием новых КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь и КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, используя заходы ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая с восстановлением ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая	8,74 километра,	162,02	1139,42*	2016
	5,35 километра
ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)	2 x 100 МВА	н/д	890,00*	2016
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)	3,148 километра,	н/д	326,00*	2016
	3,229 километра
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Карталы с расширением ПС 500 кВ Магнитогорская и ПС 220 кВ Карталы	124,77 километра	н/д	1314,94*	2017
Итого:	-	-	3670,36	-
Рекомендуемые мероприятия
Челябинский энергорайон,
в том числе Сосновский энергоузел (Вариант 1):
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I цепь	1 штука	0,632	3,783	2016
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II цепь	1 штука	0,632	3,783	2016
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская	1 штука	0,632	3,783	2016
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	1 штука	0,632	3,783	2016
Итого по варианту 1:	-	2,528	15,132	-
в том числе Сосновский энергоузел (Вариант 2):
Сооружение КЛ ЧГРЭС - Массивная	4,6 километра	84,060	514,750	2016
Итого по варианту 2:	-	84,060	514,750	-
в том числе энергоузел Челябинской ГРЭС (Вариант 1):
Реконструкция ПС 35/6 кВ Центральная с переводом подстанции на напряжение 110 кВ и увеличением трансформаторной мощности	с 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА	109,965	667,411	2020
ПС 35/6 кВ АМЗ (перевод на 110 кВ)	с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	46,73	283,24	2017
Итого по варианту 1:	-	156,695	950,651	-
в том числе энергоузел Челябинской ГРЭС (Вариант 2):
Увеличение трансформаторной мощности ПС 35/6 кВ Центральная	с 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА	11,609	70,566	2020
Увеличение трансформаторной мощности 35/6 кВ АМЗ	с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	17,956	109,152	2017
Итого по варианту 2:	-	29,565	179,718	-
Златоустовско-Миасский энергорайон
Вариант 1:
Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная	1 штука	н/д**	н/д**	2016
Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т	1 штука	н/д**	н/д**	2016
Вариант 2:
Сооружение ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС Приваловская	248,3 километра	638,650	3231,450	2020
Итого по варианту 2:	-	638,650	3231,450	-
Северный энергорайон
Реконструкция ПС 110 кВ Есаулка с увеличением трансформаторной мощности Т-1,2 110 кВ	с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	18,677	111,286	2018
Магнитогорский энергорайон
Реконструкция ПС 110/10 кВ Верхнеуральская с увеличением трансформаторной мощности	с 1 x 10 и 1 x 16 МВА на 2 x 16 МВА	7,925	47,221	2017
Объекты, не входящие в основные энергорайоны
Реконструкция ПС 110 кВ Красногорка с увеличением трансформаторной мощности Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Красногорка	с 10 МВА на 16 МВА	7,925	47,221	2017

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

* Стоимость указана в прогнозных ценах по данным инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 годы (утв. приказом Минэнерго от 31.10.2014 N 807), на 2016 - 2020 годы (утв. приказом Минэнерго от 18.12.2015 N 980), а также Схемы и программы развития ЕЭС на 2015 - 2021 годы (утверждена приказом Минэнерго от 09.09.2015 N 627).

** Оценка стоимости данного мероприятия возможна только на этапе разработки проектной документации.

Анализ полученных результатов расчета капитальных затрат предложенных вариантов развития показал, что суммарные затраты на реализацию рекомендованных мероприятий на период 2017 - 2021 годов составят:

1) Мероприятия, соответствующие Проекту СиПР ЕЭС 2016 - 2022 годов, требуют капитальных затрат в размере 3670,36 млн. рублей.

2) Мероприятия по Челябинскому энергорайону требуют следующих капитальных затрат:

по Сосновскому энергоузлу (Вариант 1) - 15,132 млн. рублей;

по Сосновскому энергоузлу (Вариант 2) - 514,750 млн. рублей;

по энергоузлу Челябинской ГРЭС (Вариант 1) - 950,651 млн. рублей;

по энергоузлу Челябинской ГРЭС (Вариант 2) - 179,718 млн. рублей.

3) Мероприятия по Златоустовско-Миасскому энергорайону требуют следующих капитальных затрат:

Вариант 1 - оценка стоимости данного мероприятия возможна только на этапе разработки проектной документации;

Вариант 2 - 3231,450 млн. рублей.

4) Мероприятия по Северному энергорайону требуют следующих капитальных затрат:

ПС 110 кВ Есаулка - 111,286 млн. рублей.

4) Мероприятия по Магнитогорскому энергорайону требуют следующих капитальных затрат:

ПС 110 кВ Верхнеуральская - 47,221 млн. рублей.

5) Мероприятия по объектам, не входящим в основные энергорайоны, требуют следующих капитальных затрат:

ПС 110 кВ Красногорка - 47,221 млн. рублей.

После проведения технико-экономического сравнения к реализации рекомендуются следующие мероприятия, указанные в перечне электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше (таблица 66), рекомендуемых ко вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

Таблица 66

Перечень
электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых ко вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Мероприятие	Параметры оборудования	Рекомендуемый год реализации
Вводы, соответствующие Проекту СиПР ЕЭС 2016 - 2022 годов
Сооружение двух одноцепных ЛЭП 220 кВ на участках от места врезки в ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая до ПС 500 кВ Шагол и ПС 220 кВ Новометаллургическая с образованием новых КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь и КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, используя заходы ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая с восстановлением ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая	8,74 километра,	2016
	5,35 километра
ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)	2 x 100 МВА	2016
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)	3,148 километра,	2016
	3,229 километра
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Карталы с расширением ПС 500 кВ Магнитогорская и ПС 220 кВ Карталы	124,77 километра	2017
Мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше
Челябинский энергорайон,
в том числе Сосновский энергоузел:
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I цепь	1 штука	2016
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II цепь	1 штука	2016
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская	1 штука	2016
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	1 штука	2016
в том числе энергоузел Челябинской ГРЭС:
Реконструкция ПС 35/6 кВ Центральная с переводом подстанции на напряжение 110 кВ и увеличением трансформаторной мощности	с 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА	2020
ПС 35/6 кВ АМЗ (перевод на 110 кВ)	с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	2017
Златоустовско-Миасский энергорайон:
Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная	1 штука	2016
Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т	1 штука	2016
Северный энергорайон
Реконструкция ПС 110 кВ Есаулка с увеличением трансформаторной мощности Т-1,2 110 кВ	с 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	2018
Магнитогорский энергорайон:
Реконструкция ПС 110/10 кВ Верхнеуральская с увеличением трансформаторной мощности	с 1 x 10 и 1 x 16 МВА на 2 x 16 МВА	2017
Объекты, не входящие в основные энергорайоны
Реконструкция ПС 110 кВ Красногорка с увеличением трансформаторной мощности Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Красногорка	с 10 МВА на 16 МВА	2017

41. Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Челябинской области, с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей

Плановые значения показателя надежности рассчитываются по данным территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии в Челябинской области, с учетом требований, указанных в методических указаниях, утвержденных приказом Минэнерго России от 14.10.2013 N 718.

Плановые значения показателя надежности для филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" представлены в таблице 67.

Таблица 67

Плановые значения
показателя надежности оказываемых услуг в отношении филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"

Наименование территориальной сетевой организации	Плановые значения показателя надежности
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"	0,0051	0,005	0,0049	0,0048	0,0048	0,0047

В результате анализа данных, приведенных, в таблице, установлено, что для территориальной сетевой организации Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" наблюдается динамика улучшения значений показателей надежности и качества оказываемых услуг на перспективу до 2021 года.

VII. Развитие генерации и источников тепловой энергии

42. Прогноз спроса на тепловую энергию

Прогноз спроса на тепловую энергию приведен в таблице 68.

Таблица 68

Прогноз
спроса на тепловую энергию в Челябинской области, тыс. Гкал

Год	Всего потреблено	Изменение спроса на тепловую энергию	Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	Рыболовство	Промышленность	Строительство	Транспорт и связь	Прочие виды деятельности	Население
2015	41945	-1,7 %	743	1	20464	500	520	3949	15780
2016	41211	-1,7 %	730	1	20106	491	511	3880	15504
2017	40551	-1,6 %	718	1	19784	483	503	3818	15256
2018	40855	0,8 %	723	1	19932	487	507	3847	15370
2019	40283	-1,4 %	713	1	19653	480	500	3793	15155
2020	39760	-1,3 %	704	1	19398	474	494	3744	14958
2021	39959	0,5 %	708	1	19495	476	496	3763	15033

Источник: расчеты ОАО "НТЦ ЕЭС".

При разработке прогноза приняты следующие условия расчетов:

общий спрос на тепловую энергию во всех поселениях Челябинской области продолжит тенденции ретроспективного периода и будет снижаться с темпом 1,01 процентного пункта в год (рисунок 17), в том числе по отраслям:

в промышленном секторе с темпом в 0,6 процентного пункта в год;

в бытовом секторе (население) и сфере услуг с темпом 1,3 процентного пункта в год;

в строительном секторе с темпом 3,4 процентного пункта в год;

в секторе "транспорт и связь" с темпом 2,3 процентного пункта в год.

Рисунок 17

Динамика
изменения спроса на тепловую энергию
на 2017 - 2021 годы

Снижение темпов потребления тепловой энергии в экономике региона обосновывается следующими причинами:

интенсивной установкой приборов учета тепловой энергии на абонентских установках потребителей (жилые здания, общественно-деловые здания, сфера услуг);

строительством новых зданий с учетом нормативных требований к теплозащите жилых и общественных зданий, а также автоматизации абонентских вводов (ИТП) отпуска тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение;

выводом из эксплуатации ветхих зданий жилищного фонда;

реализацией программ капитального ремонта зданий жилищного фонда;

использованием современных энергосберегающих технологий в металлургии, строительстве и транспорте.

С другой стороны, потребление тепловой энергии на отопление и вентиляцию жилых, общественных и производственных зданий по мере оборудования их приборами учета тепловой энергии все существеннее будет зависеть от средней температуры отопительного периода. Эта зависимость будет стохастической. Она создаст ежегодные отклонения спроса от среднего значения в 1 - 1,5 процентного пункта с распределением Гаусса.

43. Прогноз спроса на тепловую мощность

Прогноз спроса на тепловую мощность (таблица 69) сформирован по данным схем теплоснабжения, разработанных для поселений Челябинской области, выполненных в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".

Таблица 69

Прогноз
спроса на тепловую мощность, Гкал/ч

Округ/район	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Городские округа
Златоустовский	678	680	682	684	686	670	675
Карабашский	42	42	42	42	42	43	48
Копейский	322	324	326	328	330	330	332
Локомотивный	24	24	24	24	24	24	24
Миасский	594	596	598	600	602	602	605
Озерский	536	534	532	530	528	528	534
Снежинский	330	326	322	318	314	314	314
Трехгорный	202	196	192	188	184	184	196
Троицкий	126	124	122	120	118	118	120
Усть-Катавский	94	92	90	88	86	86	90
Чебаркульский	96	98	100	102	104	104	110
Южноуральский	148	150	152	154	156	156	160
Верхнеуфалейский	164	160	156	152	148	149	150
Кыштымский	192	194	196	198	200	212	212
Магнитогорский	2462,4	2512,4	2563,8	2616,4	2616,4	2623,4	2650
Челябинский	3582,5	3698,3	3823,3	3901,9	3975	4012	4134
Всего городские округа	9592,9	9750,7	9921,1	10046,3	10113,4	10155,4	10354
Темп роста	1,79 процента	1,64 процента	1,75 процента	1,26 процента	0,67 процента	0,42 процента	1,96 процента
Муниципальные районы
Агаповский	51,1	50,9	50,7	50,5	50,3	51,2	50
Аргаяшский	39,2	39	38,8	38,6	38,4	38,7	38
Ашинский	155	152,4	149,8	147,3	144,8	144,8	145
Брединский	14,7	13,8	12,9	12,1	11,3	11,3	11
Варненский	16,2	16,1	16	15,9	15,8	15,8	16
Верхнеуральский	28,8	28,4	28	27,6	27,2	27,2	25
Верхнеуфалейский	77,1	74,8	72,6	70,4	68,3	68,3	66
Еманжелинский	103,7	102,8	101,9	101	100,1	100,1	99
Еткульский	30,8	30,7	30,6	30,5	30,4	30,4	30
Карталинский	42,2	41,8	41,4	41	40,6	40,6	39
Каслинский	69,1	68,1	67,1	66,2	65,3	65,3	65
Катав-Ивановский	68,6	68,3	68	67,7	67,4	67,4	68
Кизильский	13,2	13,1	13	12,9	12,8	12,8	13
Коркинский	127,3	124,1	121	118	115,1	115,1	110
Красноармейский	37,9	37,7	37,5	37,3	37,1	37,1	36
Кунашакский	30,8	30,7	30,6	30,5	30,4	30,4	30
Кусинский	45,6	45,4	45,2	45	44,8	44,8	45
Кыштымский	179	176,5	174	171,6	169,2	175,3	176
Нагайбакский	27,3	27,2	27,1	27	26,9	26,9	25
Нязепетровский	22	21,9	21,8	21,7	21,6	21,6	20
Октябрьский	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1	10
Пластовский	33,7	33,3	32,9	32,5	32,1	32,1	32
Саткинский	166,2	163	159,9	156,9	153,9	153,9	155
Сосновский	64,5	64,2	63,9	63,6	63,3	63,3	60
Троицкий	12,7	12,6	12,5	12,5	12,5	12,5	13
Увельский	63,8	63,5	63,2	62,9	62,6	62,6	64
Уйский	30	29,9	29,8	29,7	29,6	29,6	30
Чебаркульский	36,2	36,1	36	35,9	35,8	35,8	36
Чесменский	18,7	18,6	18,5	18,4	18,3	18,3	19
Всего по муниципальным районам	1615,5	1595	1574,8	1555,3	1536	1543,3	1526
Темп роста	-1,52 процента	-1,27 процента	-1,27 процента	-1,24 процента	-1,24 процента	0,48 процента	-1,12 процента
Всего по Челябинской области	11208,4	11346	11496	11601,6	11649,4	11698,7	11880
Темп роста	1,30 процента	1,22 процента	1,32 процента	0,92 процента	0,41 процента	0,42 процента	1,55 процента

Источник: данные схем теплоснабжения поселений Челябинской области.

Следует отметить, что не во всех схемах теплоснабжения выполнены оценки приростов спроса на тепловую мощность (тепловых нагрузок потребителей). В случае отсутствия таких оценок в утвержденных схемах теплоснабжения, авторы формировали собственную модель спроса на тепловую мощность, основанную на данных ретроспективного анализа фактического прироста строительных фондов в поселениях Челябинской области, главных направлений развития территорий поселений, установленных в генеральных планах, и прогноза платежеспособного спроса населения на жилищные фонды.

В моделях также учитывались:

снижение тепловых нагрузок в жилищном фонде за счет прогноза сноса ветхого жилья;

снижение тепловых нагрузок в жилищном фонде за счет прогноза реализации планов и программ капитального ремонта зданий;

изменения расчетных температур наружного воздуха для проектирования теплозащиты и проектирования систем отопления и вентиляции жилых и общественных зданий, устанавливаемых нормативами в строительстве (Свод правил СП 131.13330.2012 "Строительная климатология". Актуализированная редакция СНиП 21-01-99).

Данные таблицы показывают, что средний темп прироста спроса на тепловую мощность в Челябинской области (рисунок 18) составит на последующую пятилетку 1,15 процентного пункта в год. При этом рост спроса на тепловую мощность в городских округах будет обусловлен реализацией планов строительства жилищного и общественного фондов, в основном в Челябинске и Магнитогорске. В муниципальных районах спрос на тепловую мощность будет, наоборот, сокращаться в силу постепенного перехода от учета тепловой нагрузки потребителей не по договорам теплоснабжения, а по фактическим достигнутым максимумам тепловой нагрузки на коллекторах источников тепловой мощности.

Рисунок 18

Динамика
изменения спроса на тепловую мощность
на 2017 - 2021 годы

44. Прогноз установленной тепловой мощности

Анализ схем теплоснабжения показывает, что в целом по Челябинской области установленная тепловая мощность будет незначительно сокращаться. При этом учтены следующие аспекты изменения установленной тепловой мощности:

1) установленная тепловая мощность источников скомбинированной выработкой тепловой и электрической энергии Челябинской энергосистемы (ТЭЦ и ГРЭС общего пользования и блок-станций) принималась по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015 - 2021 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 09.09.2015 N 627;

2) установленная тепловая мощность и прогноз ее изменения для котельных принимался по данным схем теплоснабжения.

В таблице 70 приведены данные установленной тепловой мощности источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии по действующим и планируемым к вводу в эксплуатацию и выводу из эксплуатации турбоагрегатам ТЭЦ, ГРЭС и блоков станций.

Таблица 70

Прогноз
установленной тепловой мощности ТЭЦ в поселениях Челябинской области, Гкал/ч

Наименование		2016	2017	2018	2019	2020	2021
Троицкая ГРЭС	всего	315	210	0	0	0	0
	турбоагрегатов	315	170	0	0	0	0
Южноуральская ГРЭС	всего	320	320	320	320	320	320
	турбоагрегатов	247	247	0	0	0	0
Южноуральская ГРЭС-2	всего	0	0	0	0	0	0
	турбоагрегатов	0	0	0	0	0	0
Челябинская ТЭЦ-1	всего	939	1019	1019	1019	1019	1019
	турбоагрегатов	339	419	419	419	419	419
Челябинская ТЭЦ-2	всего	956	956	956	956	956	956
	турбоагрегатов	596	596	596	596	596	596
Челябинская ТЭЦ-3	всего	1205	1205	1205	1205	1205	1205
	турбоагрегатов	665	665	665	665	665	665
Челябинская ГРЭС	всего	958	925	925	925	925	925
	турбоагрегатов	558	525	525	525	525	525
ТЭЦ "Мечел-Энерго"	всего	1287	1287	4287	1287	1287	1287
	турбоагрегатов	687	687	687	687	687	687
Аргаяшская ТЭЦ	всего	729	729	729	729	729	729
	турбоагрегатов	676	676	676	676	676	676
Магнитогорская ТЭЦ ММК	всего	660	660	660	660	660	660
	турбоагрегатов	480	480	480	480.	480	480
Магнитогорская ЦЭС ММК	всего	690	690	690	690	690	690
	турбоагрегатов	490	490	490	490	490	490
ТЭЦ ПВС-1	всего	100	100	100	100	0	0
	турбоагрегатов	100	100	100	100	100	100
ТЭЦ ПВС-2	всего	284	284	284	284	0	0
	турбоагрегатов	284	284	284	284	284	284
ТЭЦ Паросилового цеха ОАО "ММК"	всего	120	120	120	120	0	0
	турбоагрегатов	120	120	120	120	120	120
ТЭЦ Коксохимического производства ОАО ММК	всего	23	23	23	23	0	0
	турбоагрегатов	23	23	23:	23	23	23
Тургоякская ТЭЦ	всего	147	147	147	147	0	0
	турбоагрегатов	147	147	147	147	147	147
ТЭЦ Уральского автомобильного завода	всего	185	185	185	185	185	185
	турбоагрегатов	185	185	185	185	185	185
ТЭЦ ОАО "Комбинат Магнезит"	всего	16	16	16	16	0	0
	турбоагрегатов	16	16	16	16	16	16
ЦЭС Златоустовского машиностроительного завода	всего	64	64	64	64	0	0
	турбоагрегатов	64	64	64	64	64	64
ЦЭС Саткинского чугуноплавильного завода	всего	28	28	28	28	28	28
	турбоагрегатов	35	36	37	38	39	40
ТЭЦ ОАО "Ашинский металлургический завод"	всего	283	283	283	283	283	283
	турбоагрегатов	75	75	75	75	75	75
ТЭЦ ОАО "Уральская кузница"	всего	235	235	235	235	235	235
	турбоагрегатов	25	25	25	25	25	25
Всего	всего	9543	9485	9275	9276	8524	8525
	турбоагрегатов	6126	6029	5613	5615	5617	5619

В таблице 71 приведены данные полной установленной в поселениях Челябинской области тепловой мощности ГРЭС, ТЭЦ, блок-станций и котельных.

Таблица 71

Прогноз
установленной тепловой мощности в поселениях Челябинской области, Гкал/ч

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Челябинский округ	6285	6337	6342	6352	6362	6372
Верхнеуфалейский округ	316	316	320	320	320	320
Златоустовский округ	1416	1416	1416	1420	1420	1420
Карабашский округ	101	101	101	90	90	90
Копейский округ	612	612	612	612	630	630
Кыштымский округ	286	220	220	220	230	230
Локомотивный округ	75	75	75	75	75	75
Магнитогорский округ	3141	3150	3150	3150	3180	3180
Миасский округ	1250	1250	1300	1300	1300	1300
Озерский округ	629	729	729	729	729	729
Снежинский округ	537	537	537	537	537	537
Трехгорный округ	283	283	283	283.	283	283
Троицкий округ	438	330	45	45	45	45
Усть-Катавский округ	170	170	190	190	145	145
Чебаркульский округ	355	355	355	355	355	355
Южноуральский округ	399	320	320	320	320	320
Агаповский район	144	144	144	144	144	144
Аргаяшский район	80	80	80	80	80	80
Ашинский район	464	464	464	464	464	464
Брединский район	44	44	44	44	44	44
Варненский район	49	49	49	49	49	40
Верхнеуральский район	145	145	145	145	145	145
Еманжелинский район	208	208	208	208	208	208
Еткульский район	126	126	126	126	126	126
Карталинский район	161	161	161	161	161	161
Каслинский район	205	205	205	205	205	205
Катав-Ивановский район	172	172	172	172	172	172
Кизильский район	29	29	29	29	29	29
Коркинский район	201	201	201	201	201	201
Красноармейский район	104	104	104	104	104	104
Кунашакский район	60	60	60	60	60	60
Кусинский район	1	1	1	1	1	1
Нагайбакский район	61	61	61	61	61	61
Нязепетровский район	39	39	39	39	39	39
Октябрьский район	21	21	21	21	21	21
Пластовский район	80	80	80	80	80	80
Саткинский район	558	558	558	558	558	558
Сосновский район	297	297	297	297	297	297
Троицкий район	42	42	42	42	42	42
Увельский район	120	120	120	120	120	120
Уйский район	71	71	71	71	71	71
Чебаркульский район	87	87	87	87	87	87
Чесменский район	66	66	66	66	66	66
Всего по Челябинской области	19928	19836	19630	19633	19656	19666
Темп изменения		-0,5 процента	-1,0 процента	0,0 процента	0,1 процента	0,1 процента

Источник: Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015 - 2021 годы; данные схем теплоснабжения поселений Челябинской области.

Предполагается, что установленная тепловая мощность в целом по Челябинской области будет сокращаться с темпом 0,4 процента в год. При этом это сокращение аккумулирует влияние следующих эффектов:

снижение установленной тепловой мощности котлоагрегатов котельных, осуществляемых при их реконструкции в соответствии с актуальным спросом на тепловую мощность на основании проектов, вынесенных в утверждаемую часть схем теплоснабжения;

снижение установленной тепловой мощности ТЭЦ в связи с утвержденными планами по выводу из эксплуатации турбоагрегатов в соответствии со схемами и программами развития Единой энергетической системы России на 2015 - 2021 годы оборудования;

увеличение установленной тепловой мощности котельных в связи с планируемыми к реализации проектами строительства котельных в поселениях Челябинской области (вновь осваиваемые территории поселений под жилищное и общественно-деловое строительство);

увеличение установленной тепловой мощности турбоагрегатов с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии, утвержденных к вводу в эксплуатацию в соответствии со схемами и программами развития Единой энергетической системы России на 2015 - 2021 годы.

Следует иметь в виду, что качество последней информации будет существенно зависеть от качества выполненных схем теплоснабжения.

45. Прогноз выработки тепловой энергии

Прогноз выработки тепловой энергии на источниках тепловой мощности Челябинской области приведен в таблице 72.

Таблица 72

Прогноз
выработки тепловой энергии на ТЭЦ и котельных Челябинской области,
тыс. Гкал

Год	Производство	ТЭЦ	в том числе ПТ ТЭС	в том числе ПГ ТЭЦ	Прочими электростанциями	Котельные, всего	Теплоутилизационные установки	Полезный отпуск с коллекторов
2016	46341	23028	19736	3292	370	19576	3367	44952
2017	45593	22867	19100	3767	370	18958	3398	44226
2018	45840	22707	15834	6873	370	19297	3467	44466
2019	45186	22548	15582	6966	370	18882	3386	43831
2020	44582	22390	15591	6800	370	18498	3324	43246
2021	44751	22233	15540	6693	370	18723	3425	43410

Источник: расчеты ОАО "НТЦ НЭС".

При этом учтены следующие аспекты функционирования источников тепловой мощности:

загрузка по тепловой мощности вновь введенных в эксплуатацию ПГУ ТЭЦ будет увеличиваться, но незначительно в связи с действующим механизмом ДПМ;

выработка тепловой энергии на ТФУ ПГУ ТЭЦ будет увеличиваться с темпом ее загрузки и к 2021 достигнет 46 процентов от всей выработки тепловой энергии на ТЭЦ;

ежегодный прирост выработки тепловой энергии на ПГУ ТЭЦ составит 3,9 процентного пункта в год;

сокращение выработки тепловой энергии на ТФУ ПТУ ТЭЦ составит около 3,3 процента в год;

выработка тепловой энергии на некомбинированных источниках тепловой энергии (котельных) до 2021 года будет постепенно сокращаться с темпом 1,3 процентного пункта в год.

На рисунке 19 приведены прогнозные значения выработки тепловой энергии в Челябинской области на ТЭЦ и котельных.

Рисунок 19

Прогноз
выработки тепловой энергии в Челябинской области
на 2017 - 2021 годы

Анализ данных, приведенных в таблице 72 и на рисунке 19, показывает, что существенного прироста выработки тепловой энергии в комбинированном цикле вплоть до 2021 года не происходит (увеличение с 49 процентов до 50 процентов).

46. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований

В Челябинской области разработаны и утверждены схемы теплоснабжения практически всех поселений. В схемах теплоснабжения представлены все основные разделы, регламентируемые требованиями к схемам теплоснабжения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения". Содержащаяся в них информация позволяет установить:

перспективные тепловые нагрузки (перспективный спрос на тепловую мощность и тепловую энергию) разнородных потребителей;

состав существующего оборудования источников тепловой мощности, его состояние и предложения по его техническому перевооружению и реконструкции;

состав и конфигурацию тепловых сетей (линейных объектов систем теплоснабжения) и сооружений на них;

существующее потребление топлива по его видам и источникам производства тепловой энергии;

балансы установленной тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки в каждой изолированной зоне действия источников тепловой мощности;

показатели энергетической эффективности действующего и проектируемого оборудования источников тепловой мощности и тепловых сетей.

Наиболее квалифицированные схемы теплоснабжения разработаны ОАО "ВНИПИэнергопром".

Вместе с тем около 80 процентов схем теплоснабжения не содержат следующих обязательных разделов:

1) перспективные балансы тепловой мощности в каждой изолированной зоне действия источника тепловой мощности;

2) надежность теплоснабжения;

3) ценовые последствия реализации проектов схем теплоснабжения;

4) предложения по источникам инвестиций в реализацию проектов схем теплоснабжения;

5) анализ эффективности инвестиций;

6) проекты по реконструкции тепловых сетей (основные проекты сосредоточены в строительстве новых котельных);

7) анализ возможности использования источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии;

8) целевые показатели эффективности функционирования схем теплоснабжения.

Таким образом, можно сделать однозначный вывод, что разработанные схемы теплоснабжения муниципальных образований не согласованы со Схемой и программой развития электроэнергетики Челябинской области и требуют актуализации (по крайней мере в отношении тех поселений, в которых в рамках СиПР планируется размещение объектов электрогенерации).

47. Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований

Анализ схем теплоснабжения поселений Челябинской области в части предложений по модернизации источников систем теплоснабжения показал следующее.

Основное количество проектов, утвержденных в схемах теплоснабжения в разделах "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой мощности", сводится:

к замене существующих котлоаграгетов котельных на аналогичные образцы;

к замене встроенно-пристроенных и отдельно стоящих зданий котельных на блочно-модульные конструкции;

к предложениям по строительству территориально-распределенной генерации на базе коммунально-бытовой нагрузки.

Однако практически все проекты схем теплоснабжения не имеют технико-экономического обоснования инвестиций и расчетов тарифных последствий.

Основное количество проектов, утвержденных в схемах теплоснабжения в разделах "Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них", сводится:

к замене существующих тепловых сетей (перекладкам) с заменой подвесной теплоизоляции на теплоизоляцию заводского изготовления в пенополиуретане;

к реконструкции тепловых сетей с увеличением их диаметра.

Большинство проектов в этом разделе схем теплоснабжения не имеет технико-экономического обоснования инвестиций (источников инвестиций) и расчетов тарифных последствий. В силу этого рассматривать их в Схеме и программе развития электроэнергетики Челябинской области не представляется возможным до момента актуализации указанных проектов.

48. Рекомендации по структуре генерирующих мощностей тепловых электрических станций с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии (на основании потенциала спроса на тепловую мощность)

В схемах теплоснабжения обоснованные предложения по развитию ТЭЦ на базе существующей и перспективной тепловой нагрузки отсутствуют. Схема теплоснабжения Челябинска не утверждена и по этой причине во внимание принята быть не может. Схема теплоснабжения Магнитогорска не содержит предложений по развитию источников с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии в силу значительных существующих резервов тепловой нагрузки Магнитогорского металлургического комбината.

В схеме теплоснабжения городского поселения Сатка предложения о применении источников с комбинированной выработкой тепловой энергии на базе коммунально-бытовой нагрузки не обоснованы рассмотрением тарифных последствий для населения, возникающих в результате реализации этих мероприятий.

В аналогичном положении схемы теплоснабжения городских округов: Миасс, Златоуст, Озерск.

Требует разрешения в схеме теплоснабжения отказ от теплоснабжения в городе Троицке.

49. Прогноз развития энергетики Челябинской области на основе ВИЭ и местных видов топлива

Перспективы использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии в Российской Федерации.

Темпы роста возобновляемой энергетики в России по сравнению с большинством промышленно развитых стран невелики. Развитию ВИЭ в России значительно препятствуют такие факторы, как изобилие углеводородных ресурсов, отсутствие необходимой поддержки ВИЭ на государственном уровне, отсутствие законодательной базы по альтернативной энергетике, низкая обеспокоенность общества экологическими проблемами.

Динамика выработки электроэнергии в России на базе ВИЭ в 2000 - 2014 годах представлена в таблице 73 и на рисунке 20.

Таблица 73

Выработка электроэнергии в России на базе ВИЭ,
млн. кВт. ч

Год	Ветровые ЭС	Геотермальные ЭС	Малые ГЭС	Тепловые ЭС на биомассе
2000	2,9	58,2	2672,7	1816,9
2001	4,1	91,2	2541,9	2151
2002	6,7	149,1	2421,9	2444,1
2003	8,8	313,1	2422,2	2618,6
2004	14,1	395,1	2748,8	2824,1
2005	9,6	396,2	2777,1	2709,1
2006	8,4	462,6	2548,3	2910
2007	6,6	484,7	2715,5	2820,7
2008	5,2	464,6	2867,7	3122,8
2009	4,2	465,2	3318,4	2964,7
2010	5,8	483,1	3421,5	2812,4
2011	6,1	492,5	3517,2	4567,8
2012	7,3	512,8	3176,9	3213,9
2013	9,7	614,5	3245,4	2834,2
2014	10,1	513,2	2914,2	3812,6

Рисунок 20

Динамика
выработки электроэнергии в России на базе ВИЭ

За последние 10 лет наблюдается рост выработки электроэнергии на базе ВИЭ. Это объясняется постепенным снижением стоимости ВИЭ, ужесточением мировых экологических требований, изменениями в государственной политике в области повышения энергоэффективности экономики.

Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года представлены в таблице 74 и на рисунке 21.

Таблица 74

Доли ВИЭ
в производстве электроэнергии в России,
млн. кВт. ч

Год	Производство электроэнергии на базе ВИЭ	Производство электроэнергии в России	Доля ВИЭ в производстве электроэнергии
2000	4551	877800	0,52 %
2001	4788	891300	0,54 %
2002	5022	891300	0,56 %
2003	5363	916300	0,59 %
2004	5982	931900	0,64 %
2005	5892	953100	0,62 %
2006	5929	931381	0,64 %
2007	6027	1008256	0,60 %
2008	6460	1040400	0,62 %
2009	6753	990000	0,68 %
2010	6723	1001670	0,67 %
2011	7186	1040200	0,69 %
2012	6911	1053167	0,66 %
2013	6704	1009700	0,66 %
2014	7250	1035200	0,70 %
2015	25054	1002168	2,5
2020	52920	1176005	4,5
2021	62920	1178200	5,3

Рисунок 21

Динамика
доли ВИЭ в производстве электроэнергии в России

В результате оценки объема технически доступных ресурсов ВИЭ в Российской Федерации выявлено, что имеющийся потенциал составляет не менее 4,6 млрд. тонн условного топлива и вдвое превышает энергетический баланс страны. Экономический и технический потенциал возобновляемой энергетики в России представлен в таблице 75.

Таблица 75

Потенциал
возобновляемой энергетики в России, млн. тонн условного топлива

Показатель	Технический потенциал	Экономический потенциал
Солнечная энергия	2300	12,5
Энергия ветра	2000	60
Энергия биомассы	53	35
Малая гидроэнергетика	125	65,2
Геотермальная энергия	н.д.	115
Низкопотенциальное тепло	115	36

В наибольшей степени в России задействован потенциал гидроэнергетики и энергии биомассы, в наименьшей - потенциал ветровой и солнечной энергетики. Экономическая эффективность ВИЭ существенно зависит от местных условий вследствие неравномерности распространения потенциала ВИЭ по территории Российской Федерации.

В настоящий момент возобновляемая энергетика в России находит применение преимущественно в энергодефицитных регионах, а также в изолированных от линий электропередач регионах. В то же время в некоторых регионах экономически доступно сразу несколько видов ВИЭ. Их комплексное развитие позволило бы полностью обеспечить экономическое развитие этих регионов.

50. Перспективы использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в Челябинской области

Общие положения

Как показывает опыт использования нетрадиционной энергетики, в мире нет ни одной страны, где бы нетрадиционные и возобновляемые источники энергии составляли основу топливно-энергетического баланса. Однако существует большое количество примеров, показывающих, что нетрадиционные источники энергии могут покрывать определенное количество потребности тепловой, электрической энергии и органического топлива.

Наиболее показательным из этих примеров в Европе является пример ЕТЭБ Финляндии (таблица 76). В этой стране из 47577 тыс. тонн условного топлива первичных энергетических ресурсов, использованных для функционирования экономики, 12373 тыс. тонн условного топлива (или 26 процентов) составили возобновляемые и нетрадиционные энергетические ресурсы, произведенные на территории страны.

Таблица 76

ЕТЭБ Финляндии
за 2012 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Жидкое топливо	Природный газ	Гидроэнергия	Атомная энергия	Геотермальные, солнечные и прочие возобновл.	Биотопливо и отходы	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	1417	60	0	2071		63	12310	0	150	16071
Ввоз (импорт)	3824	23026	4291	0	8559	0	383	2346	0	42429
Вывоз (экспорт)	-49	-11056	0	0	0	0	-366	-201	0	-11673
Изменение запасов	1346	451	0	0	0	0	0	0	0	1797
Потребление первичной энергии	6539	11434	4291	2071	8559	63	12327	2143	150	47577
Невязка баланса	657	429	1307	0	0	0	866	511	-1947	-1067
Электрические станции (КЭС, ГЭС, АЭС)	-1271	-46	-39	-2071	-8559	-61	-477	5691	-70	-6900
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)	-3139	-89	-1904	0	0	0	-3730	2957	4550	-1357
Котельные: всего	-440	-334	-567	0	0	0	-899	-19	1994	-786
Переработка нефти	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Переработка угля	-571	-139	0	0	0	0	0	0	0	-711
Прочая переработка	0	256	-334	0	0	0	0	0	0	-79
Собственные энергетические производства	-240	-897	-407	0	0	0	-19	-494	-46	-2101
Потери	-57	-13	0	0	0	0	0	-359	-457	-886
Конечное потребление	843	10720	1041	0	0	1	7254	9921	6120	35903
Промышленность	760	1633	886	0	0	0	4599	4669	2227	14801
Транспорт	0	5539	19	0	0	0	380	90	0	6027
Прочие виды экономической деятельности	83	2116	101	0	0	1	2276	5134	3893	13606
Сельское хозяйство	71	553	6	0	0	0	211	210	0	1053
Рыбная промышленность	0	53	0	0	0	0	0	0	0	53
Прочее потребление	0	434	0	0	0	0	43	0	1517	1994
Неэнергетическое использование	0	1431	36	0	0	0	0	0	0	1467

Источник: http://www.iea.org/statistics/statisticssearch/report/?couNtry=FINLAND@pr oduct=balaNces@year=2012

Из произведенных на территории Финляндии невозобновляемых ВИЭ большую часть (99,5 процента) составляли биотопливо и отходы производств (коммунальной сферы), которые могут быть преобразованы в тепловую и электрическую энергию путем сжигания.

Значительная часть биотоплива была использована для производства электрической энергии при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии на ТЭЦ (3730 тыс. тонн условного топлива, или 30 процентов от всего использованного биотоплива и отходов). Значительно меньшая их часть была использована для производства тепла в котельных (899 тыс. тонн условного топлива, или 7 процентов). И большая их часть (4599 тыс. тонн условного топлива, или 37 процентов) была использована в конечном потреблении в промышленности.

Следует сказать, что особенности учета и отнесения биотоплива и отходов к тем или иным группам энергоресурсов имеет некоторое методическое различие в разных странах. В этом смысле в Челябинской области коксовый и доменный газ также могут быть отнесены к горючим отходам промышленного производства. Учет их использования для выработки тепловой и электрической энергии на блок-станциях металлургических предприятий даст соответствующий сравнительный ценз.

Для оценки возможности использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в Челябинской области необходимо оценить технически и экономически потенциалы этих источников. В таблице 77 представлена экспертная оценка потенциала развития ВИЭ в Челябинской области.

Таблица 77

Экспертная оценка
потенциала ВИЭ в Челябинской области

Вид ВИЭ	Плотность экономического потенциала ВИЭ, степень важности
Ветровая	2 (существенный потенциал ВИЭ)
Солнечная тепловая	0 (потенциал отсутствует)
Солнечная фотоэлектрическая	1 (небольшой потенциал)
Биомасса твердая	2 (существенный потенциал ВИЭ)
Биогаз	1 (небольшой потенциал)
Свалочный газ	2 (существенный потенциал ВИЭ)
Малая гидроэнергетика	2 (существенный потенциал ВИЭ)
Геотермальная	1 (небольшой потенциал)
Приливная	0 (потенциал отсутствует)

Пояснения: оценка осуществляется по четырехбалльной шкале от 0 до 3 в зависимости от плотности экономического потенциала ВИЭ и степени важности.

По географическому положению основная величина солнечной энергии поступает в летние и весенне-осенние месяцы. Так, по данным метеостанции города Челябинска, около 80 процентов солнечной энергии приходится на апрель - сентябрь и только 20 процентов - на декабрь - март. Причем из всей солнечной энергии, поступившей за декабрь - март, около 40 процентов приходится на март. Подобная картина наблюдается и для других районов области.

На территории Челябинской области выделены следующие зоны потоков солнечной радиации:

1 зона (1200 - 1150 кВт. ч/м2) - Брединский район, южные части Кизильского и Карталинского районов;

2 зона (1200 - 1250 кВт. ч/м2) - районы Агаповский, Чесменский, Троицкий, северная часть Кизильского и Карталинского районов, южная часть Октябрьского района;

3 зона (1100 - 1150 кВт. ч/м2) - районы Уйский, Верхнеуральский, Увельский, Еткульский, южные части Сосновского, Красноармейского и северная часть Октябрьского районов;

4 зона (1050 - 1100 кВт. ч/м2) - районы Чебаркульский, Аргаяшский, южная часть Кунашакского района, северная часть Сосновского и Красноармейского районов;

5 зона (менее 1050 кВт. ч/м2) - районы Нязепетровский, Каслинский, северная часть Кунашакского района.

Территории горнозаводской зоны не вошли в данную градацию, так как имеют большую географическую неоднородность.

В соответствии с выявленным потенциалом солнечной радиации в Челябинской области планируется строительство следующих солнечных электрических станций (далее именуются - СЭС) (таблица 78). Всего в период с 2017 по 2021 года в Челябинской энергосистеме планируется ввод в эксплуатацию 60 МВт(э) с 204 солнечными агрегатами.

Таблица 78

Объемы и структура
вводов генерирующего оборудования в сфере ВИЭ в энергосистеме Челябинской области на 2017 - 2021 годы

Наименование СЭС	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	Всего
Октябрьская СЭС			15					15
Чесменская СЭС				15				15
Бородиновская СЭС				15				15
Песчаная СЭС				15				15
Всего	0	0	15	45	0	0	0	60

Источник: Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2015 - 2021 годы.

Проведенный анализ позволил всю территорию Челябинской области разделить на четыре зоны (четыре района со значимыми различиями ветровых нагрузок), внутри которых размах варьирования по среднему значению составил 1 м/с.

К первой ветровой зоне относятся горные районы, а точнее, открытые вершины хребтов, подветренные склоны, где среднемноголетние скорости ветра больше 4 м/с. Рельеф района в предгорьях и горах очень разнообразный, что обусловливает большую изменчивость скорости ветра на близких расстояниях. Благодаря местной циркуляции здесь возникают горно-долинные ветры.

Перспективными для размещения ВЭУ являются участки с абсолютной высотой 1000 - 1200 м. Эти районы располагают большими потенциальными ветроэнергетическими ресурсами - 28597 МДж/м (103 МВт. ч/м) за год.

К первой зоне относится Кусинский район, ко второй зоне относятся районы, расположенные в степной части Челябинской области, где среднегодовые скорости варьируются в интервале от 4 до 3 м/с. Максимум среднегодовой скорости ветра в этой зоне не имеет характерной выраженности, хотя происходит некоторое возрастание скоростей в зимний период, а минимум наступает летом.

Суточный ход скоростей ветра характеризуется усилением в дневные часы. Среднемесячная скорость ветра является относительно стабильной и изменяется, как правило, в пределах 3,4...4 м/с. В то же время повторяемость различных градаций скоростей в разные месяцы года отклоняется от средних расчетных на основании результатов наблюдений за 10 лет на весьма большую величину, что может существенно влиять на суммарную выработку энергии ветроагрегатом. Потенциальные ресурсы в данной зоне составляют 3600 МДж/м2 за год, а полезная энергия - 1260 МДж/м2.

Ко второй зоне относятся районы: Октябрьский, Троицкий, Чесменский, Варненский, Карталинский, Брединский, Кизильский, Агаповский, Увельский, находящиеся в степной зоне Челябинской области, а также Аргаяшский.

К третьей ветровой зоне относятся районы, расположенные в лесостепной зоне и частично в горно-лесной зоне. Здесь среднегодовые скорости изменяются от 3 до 2 м/с. Максимум среднегодовой скорости ветра, как и во второй зоне, не имеет характерной выраженности. Суточный ход скоростей ветра здесь также усиливается в дневные часы, а вот потенциальные ветроэнергетические ресурсы снижаются в два раза по сравнению со второй зоной и составляют 1840 МДж/м2 за год. Эта зона является малоперспективной для использования энергии ветра быстроходными ВЭУ. Здесь могут найти применение только тихоходные ветромеханические установки. Полезная утилизируемая энергия может составить 644 МДж/м2 в год.

К третьей ветровой зоне относятся лесостепные районы: Сосновский, Верхнеуральский, Нагайбакский, а также районы горно-лесной зоны среднего Урала: Каслинский и Нязепетровский.

К четвертой зоне относятся районы, расположенные "внутри" Уральских гор. К этим районам относятся Ашинский, Катав-Ивановский, Саткинский районы, где среднегодовые скорости не превышают 2 м/с. Эта зона не перспективна для ветроэнергетики.

Использование потенциала ветра для производства электроэнергии на крупных ветроустановках в Челябинской области в период с 2017 по 2021 годы не планируется.

В сельскохозяйственных районах, имеющих развитое животноводство, заготовку леса, перерабатывающие предприятия, имеются источники значительного количества биомассы, пригодной для получения в местах потребления дешевого, экологически чистого топлива - биогаза.

Биогаз - это один из продуктов анаэробного (без доступа кислорода) брожения навоза или другого вида биомассы при температуре +30 - 37 градусов Цельсия. В этих условиях под действием имеющихся в биомассе бактерий часть органических веществ разлагается с образованием метана (60 - 70 процентов), углекислого газа (30 - 40 процентов), небольшого количества сероводорода (0 - 3 процента), а также примесей водорода (аммиака и окислов азота). Биогаз не имеет неприятного запаха. Теплота сгорания 1 куб. метра газа достигает 25 МДж, что эквивалентно сгоранию 0,6 литра бензина, 0,85 литра спирта, 1,7 килограмма дров или использованию 1,4 кВт электроэнергии. Он может использоваться и как обычный природный газ для приготовления пищи, обогрева. Его можно сжимать, использовать для заправки автомобиля, накапливать, перекачивать излишки, продавать.

В Челябинской области в хозяйствах имеется достаточный потенциал по производству биогаза (таблица 79).

Таблица 79

Потенциал
производства биогаза в Челябинской области
на 2017 - 2021 годы

Год	Количество животных, тыс. голов	Объем биогаза, куб. метров x 106
2000	356,7	967,4
2001	264,1	791,9
2002	252,1	756,3
2003	250,4	751,2
2004	247,6	742,8
2005	212,1	636,3
2006	215,6	646,8
2007	225,9	677,7
2008	270,3	810,9
2009	283,2	849,6
2010	287,1	861,3
2011	290,5	871,5
2012	312,4	937,2
2013	290,1	870,3
2014	280,3	840,9
2015	314,1	942,3
2020	409,5	1228,5
2021	523,3	1497,8

Во всем мире функционируют десятки миллионов тепловых насосов и миллионы новых вводятся в строй ежегодно. Тепловые насосы постепенно вытесняют традиционные способы теплоснабжения, и ожидается, что к 2020 году около 75 процентов теплоснабжения в развитых странах будет осуществляться за счет тепловых насосов.

В Челябинской области, а также в России в целом имеется недостаточно примеров их применения. Это объясняется в том числе и тем, что для нашей страны характерно центральное теплоснабжение. Но такая ситуация не может продолжаться долго. Придется пересматривать и устоявшиеся подходы к теплоснабжению, и решением этого будет применение тепловых насосов.

Принцип действия теплового насоса аналогичен принципу действия холодильника, разница лишь в том, что в случае теплового насоса аккумулируется не холод, а тепло. Тепловой насос имеет четыре основных элемента: испаритель, компрессор, конденсатор и сбросной клапан. В испарителе хладагент нагревается до температуры (+6) - (+8) градусов Цельсия, отобранной из окружающей среды (от земли, воды, воздуха), закипает и испаряется.

Полученный пар сжимается компрессором и при росте давления температура хладагента поднимается до +35 - (+65) градусов Цельсия. Эта температура отдается через теплообменник конденсатора рабочей жидкости отопительного контура и хладагент обратно конденсируется. Сбросной клапан сбрасывает давление в конденсаторе, перепуская хладагент в испаритель. Цикл замыкается.

Для рационального использования тепла из окружающей среды в распоряжении имеются такие источники тепла, как грунт, вода и воздух. Все они аккумулируют солнечную энергию, так что вместе с ними косвенно используется солнечная энергия. Для работы тепловых насосов при определенных условиях могут использоваться озера и реки, так как они тоже выступают в роли аккумуляторов тепла.

Тепловые насосы имеют большой срок службы до капитального ремонта (до 10 - 15 отопительных сезонов) и работают полностью в автоматическом режиме. Обслуживание установок заключается в сезонном техническом осмотре и периодическом контроле режима работы. Срок окупаемости оборудования не превышает двух - трех отопительных сезонов.

Источники низкопотенциального тепла, пригодные для утилизации, имеются практически во всех отраслях промышленности и в коммунальном хозяйстве - системы оборотного водоснабжения и охлаждения технологического оборудования, шахтные воды, вентиляционные выбросы, хозяйственно-бытовые стоки, имеющие температуру +15 - (+20) градусов Цельсия, и другие.

Громадным потенциалом обладает тепло грунта, подземных вод, которые почти не используются. В системах охлаждения электростанций огромное количество низкопотенциального тепла теряется в градирнях и прудах-охладителях.

Согласно проведенным расчетам за счет использования низкопотенциальной энергии нетрадиционных источников (при отборе их тепла хотя бы на 5 градусов Цельсия) можно снизить теплопотребление по России на 30 процентов, сэкономить миллионы тонн условного топлива. За счет теплонасосных установок (далее именуется - ТНУ) можно максимально приблизить тепловые мощности к местам потребления, минимизировать протяженность тепловых сетей.

Применение технологий утилизации низкопотенциального тепла ВИЭ и ВТЭР для целей теплоснабжения с применением тепловых насосов позволит решить ряд проблем, стоящих перед предприятиями промышленности, энергетики и коммунальной сферы:

1) отказ от нерационального электрического и в ряде случаев централизованного отопления объектов жилищно-коммунального хозяйства;

2) значительная экономия электроэнергии;

3) обеспечение надежного и экономичного теплоснабжения объектов;

4) полная независимость от поставщиков тепла;

5) отказ от теплотрасс большой протяженности и, как следствие, сокращение значительных потерь и затрат на их обслуживание, снижение издержек на выработку тепла и увеличение надежности теплоснабжения.

Челябинская область, являясь водоразделом трех бассейнов (реки Камы, реки Тобола, реки Урала), на 98 процентов представлена малыми реками, к которым отнесены равнинные реки мощностью до 2 тыс. кВт и горные с мощностью 1,7 тыс. кВт.

Малая гидроэнергетика может стать одним из приоритетных направлений ТЭК по обеспечению областью самостоятельной энергетической политики. Экономически обоснованным при этом являются как восстановление малых ГЭС (далее именуется - МГЭС), так и новое их строительство при использовании гидропотенциала водохранилищ и малых рек. Общее количество рек в Челябинской области превышает 3,5 тысячи, но абсолютное большинство их (98 процентов) относится к очень малым, длиной менее 10 километров.

Первые гидроустановки были известны давно. На протяжении XVIII века на Урале их было построено 157. По состоянию на 1860 - 1861 годы на всех уральских гидроустановках действовало около 1640 колес общей мощностью в 31260 лошадиных сил (23132 кВт) и около 50 гидротурбин общей мощностью 1310 лошадиных сил (9694 кВт). До сегодняшнего дня без радикальной реконструкции работает Порожская ГЭС по реке Большая Сатка, запущенная в 1908 году.

Сейчас на территории Челябинской области эксплуатируется около 392 прудов и водохранилищ с суммарным полным объемом более 3360 млн. куб. метров и полезным объемом более 2600 млн. куб. метров. Создаваемый плотинами этих гидроузлов напор и попуски в нижний бьеф могут быть использованы для выработки электроэнергии. Их всех гидроузлов только на Верхнеуральском (река Урал) и Порожском (река Большая Сатка) водохранилищах используется гидроэнергетический потенциал стока.

В таблице 80 представлены параметры МГЭС при водохранилищах, при которых целесообразно строительство ГЭС. Диапазоны энергии, которая может быть получена в створе гидроузла, определены по двум параметрам. Верхний предел определен по сработке полезного объема, а нижний предел - по полезной водоотдаче. Полезная водоотдача рассчитывается по 95-процентному сбросу из водохранилищ, предназначенных для водоснабжения, и 85-процентному сбросу для целей сельского хозяйства.

Таблица 80

Возможные МГЭС
при водохранилищах Челябинской области

Водохранилище	Назначение	Емкость, млн. куб. метров (полная/полезная)	Параметры МГЭС
Магнитогорское, река Урал	ПВ, О, РХ	189/32	2,6 - 0,5
Верхнеуральское, река Урал	ПВ, О, РХ	601/569	4,4 - 0,3
Арганзинское, река Миасс	В, РХ	966/781	2,6 - 0,5
Шершневское, река Миасс	В, О	176/94	0,9 - 0,2
Нязепетровское, река Уфа	В	153/133	8,7 - 1,6
Иремельское, река Иремель	В	43/41	0,3 - 0,1
Миасское, река Миасс	ПВ	13/6	0
Поликарповский пруд, река Миасс	ПВ	11/9	0,1 - 0,02
Нижне-Уфалейское, река Уфалейка	ПВ	17/8	0,1 - 0,02
Южноуральское, река Увелька	ПВ, В, РХ	76/66	1,6 - 0,3
Зюраткульское, река Большая Сатка	В	73/58	2,8 - 1,2
Всего			24,2 - 4,6

Среди потенциальных проектов Центра энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС - создание генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии и малой распределенной энергетики, строительство микро-ГЭС в Челябинской области - пилотный проект в рамках региональной целевой программы "Энергообеспечение Южного Урала за счет использования возобновляемых источников гидроэнергии на 2010 - 2020 годы". В перспективе - строительство более 20 малых ГЭС в Челябинской области.

Таким образом:

1) обзор имеющихся на территории Челябинской области возобновляемых источников показывает, что их технический потенциал достаточен для использования с целью получения энергии. Однако в настоящий момент при отсутствии серийного отечественного оборудования и в связи с изменившейся ценой доллара экономический потенциал использования невозобновляемых ВИЭ близок к нулю, во многих случаях это может быть весьма эффективно. Особенно это касается отдаленных населенных пунктов, не охваченных централизованным электроснабжением;

2) наиболее вероятными к реализации в ближайшей перспективе являются следующие проекты:

ввод СЭС с установленной электрической мощностью 60 МВт(э);

ввод микро-ГЭС в рамках целевой программы "Энергообеспечение Южного Урала за счет использования возобновляемых источников гидроэнергии на 2010 - 2020 годы";

3) высоким потенциалом на территории Челябинской области обладают ветровая энергетика, использование энергии биомассы и свалочных газов.

51. Перспективный спрос на топливо

Прогноз изменения потребления угля приведен в таблице 81. При этом потребление угля для целей преобразования в электрическую и тепловую энергию, на ТЭЦ, ГРЭС и котельных будет составлять около 28 процентов от всего объема угля, импортированного на территорию Челябинской области, и до 2021 года будет оставаться стабильным.

Однако потребление угля для целей выработки электроэнергии и тепла постепенно сокращается. Так, с 2008 года расход угля ТЭС, КЭС и котельных сократится с 4256 тыс. тонн условного топлива до 3311 тыс. тонн условного топлива в 2021 году. В первую очередь это связано с большей загрузкой ПГУ КЭС и ТЭЦ в балансе электроэнергии Челябинской области.

Таблица 81

Прогноз баланса
потребления угля в Челябинской области, тыс. тонн условного топлива

Год	Производство	Импорт	Экспорт	Изменение запасов	Потребление	Переработка в тепловую и электрическую энергию	ТЭС	Электроэнергия на КЭС	Электроэнергия на ТЭЦ	ТЭЦ, тепло	Котельные, всего
2015	366	12535	0	0	12535	3471	2672	668	1245	759	799
2016	362	11842	0	0	11842	3315	2636	928	1037	671	679
2017	358	11570	0	0	11570	3315	2618	890	956	772	697
2018	354	11528	0	0	11528	3311	2599	882	947	770	713
2019	350	11388	0	0	11388	3311	2602	880	946	777	709
2020	347	11494	0	0	11494	3311	2619	891	958	770	693
2021	344	11651	0	0	11651	3311	2614	894	960	760	697

В прогнозном ЕТЭБ Челябинской области принято, что использование сырой нефти для энергетических нужд будет постепенно уменьшаться до нулевого значения. Прогнозы основаны на планирующемся замещении существующих котельных, использующих сырую нефть, на природный газ или уголь.

Прогноз баланса производства и потребления нефтепродуктов на территории Челябинской области, в том числе использования нефтепродуктов для производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ и котельных, приведен в таблице 82.

Таблица 82

Прогноз баланса
потребления нефтепродуктов в Челябинской области,
тыс. тонн условного топлива

Год	Производство	Импорт	Экспорт	Изменение запасов	Потребление	Переработка в Т и Э энергию	ТЭС	ТЭЦ, электроэнергия	ТЭЦ, тепло	Котельные, всего	Всего конечное потребление
2015	0	1718	0	0	1718	100	30	0	0	70	1618
2016	0	1695	0	0	1695	100	30	0	0	70	1595
2017	0	1692	0	0	1692	100	30	0	0	70	1592
2018	0	1703	0	0	1703	100	30	0	0	70	1603
2019	0	1718	0	0	1718	100	30	0	0	70	1618
2020	0	1744	0	0	1744	100	30	0	0	70	1643
2021	0	1770	0	0	1770	100	30	0	0	70	1669

В силу отсутствия в схемах теплоснабжения муниципальных образований выявленных предложений по переводу котельных, использующих мазут и дизельное топливо, на другие виды топлива в прогнозном энергобалансе принято, что расход нефтепродуктов для целей выработки тепловой энергии изменяться не будет. В силу этого расход нефтепродуктов принят на уровне расхода нефтепродуктов в 2014 году.

Потребление нефтепродуктов в конечном потреблении будет незначительно увеличиваться в связи с дальнейшей автомобилизацией населения. При этом сокращение потребления мазута для выработки тепловой энергии на котельных принято по результатам анализа реконструкции источников тепловой мощности с переводом с жидкого топлива на природный газ, приведенных в схемах теплоснабжения.

Прогноз баланса производства и потребления природного газа на территории Челябинской области, в том числе использования природного газа для производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ и котельных, приведен в таблице 83.

Таблица 83

Прогноз баланса
потребления природного газа в Челябинской области,
тыс. тонн условного топлива

Год	Импорт	Потребление	Переработка в Т и Э энергию	ТЭС, всего	Электроэнергия на КЭС	В том числе ЭЭ на ПГУ КЭС	Электроэнергия на ТЭЦ	В том числе ЭЭ на ПГУ ТЭЦ	ТЭЦ, тепло	Котельные, всего	Всего конечное потребление
2015	17758	17758	10439	8037	2008	1254	3745	1114,6	2283	2402	7319
2016	18031	18031	10752	8551	3011	1254	3362	1114,6	2178	2201	7279
2017	18493	18493	11075	8745	2974	1254	3192	1114,6	2579	2330	7418
2018	18882	18882	11407	8952	3038	1254	3263	1114,6	2652	2455	7475
2019	19483	19483	11749	9234	3121	1254	3355	1114,6	2758	2515	7734
2020	19789	19789	12102	9570	3258	1254	3500	1114,6	2813	2531	7688
2021	20133	20133	12465	9840	3365	1254	3613	1114,6	2862	2625	7668

Основное потребление природного газа на территории Челябинской области связано с выработкой электроэнергии и тепла. На эти цели в 2015 году использовано 59 процентов всего импортированного природного газа. В дальнейшем прогнозируется повышение потребления природного газа на вышеозначенные цели до 62 процентов. Эти изменения связаны в основном с вводом в эксплуатацию парогазовых установок на Южноуральской ГРЭС-2 и Челябинской ГРЭС, а также с переводом существующих угольных котлоагрегатов котельных на природный газ.

На рисунке 22 приведены фактические и прогнозные доли использования природного газа:

в общем потреблении энергетических ресурсов;

в общем потреблении энергоресурсов на цели выработки электроэнергии и тепла;

в конечном потреблении.

Рисунок 22

Динамика
изменения потребления природного газа в Челябинской области

Потребление СУГ в Челябинской области принято неизменным по состоянию его потребления в 2015 году. Возможные изменения потребления СУГ на производство тепловой энергии в котельных сдерживаются высокой ценой на их поставку.

Проекты по выработке тепловой энергии с использованием нетрадиционных и возобновляемых энергетических ресурсов (кроме прочих видов твердого топлива, в которые входят пеллеты и торф) и в Челябинской области на 2015 - 2021 годы в схемах теплоснабжения муниципальных образований Челябинской области не выявлены.

В балансах электроэнергии учтена планируемая выработка электрической энергии на планируемых к вводу СЭС Октябрьская, Чесменская, Бородиновская и Песчаная в 2017 - 2018 годах.

Потребление прочих видов твердого топлива для выработки тепловой энергии на котельных принято неизменным по состоянию 2015 года.

Для целей ЕТЭБ прогноз баланса производства и потребления электроэнергии на территории Челябинской области принят в соответствии с настоящим разделом и приведен в таблице 84.

Таблица 84

Прогноз баланса
электроэнергии в Челябинской области,
тыс. тонн условного топлива

Год	Производство	Всего ТЭС	КЭС	в том числе ПТУ КЭС	в том числе ПГУ КЭС	ТЭЦ	в том числе ПТУ ТЭЦ	в том числе ПГУ ТЭЦ	НВИЭ	Сальдо переток	Потребление, спрос на электроэнергию
2015	27166	27166	9685	4485	5200	17481	14856	4622	0	8616	35782
2016	30666	30666	14036	8836	5200	16630	14166	4622	0	5187	35853
2017	27594	27594	12889	7689	5200	14705	12387	4622	26	8295	35889
2018	27297	27297	12750	7550	5200	14546	12134	4622	102	8736	36033
2019	26872	26872	12552	7352	5200	14320	11804	4622	102	9269	36141
2020	27228	27228	12718	7518	5200	14510	11926	4622	102	9057	36285
2021	27412	27412	12804	7604	5200	14608	11944	4622	102	8982	36394

Прогноз баланса производства и потребления тепловой энергии на территории Челябинской области принят в соответствии с настоящим разделом и приведен в таблице 85.

Таблица 85

Прогноз
баланса тепловой энергии в Челябинской области,
тыс. тонн условного топлива

Год	Производство	ТЭЦ	в том числе ПТ ТЭС	в том числе ПГ ТЭЦ	Прочими электростанциями	Котельные, всего	Тепло-утилизационные установки	Полезный отпуск с коллекторов	Потери в сетях	Всего конечное потребление
2015	47166	23191	14856	8334	370	20294	3312	45753	3808	41945
2016	46341	23028	14166	8862	370	19576	3367	44952	3741	41211
2017	45593	22867	12387	10481	370	18958	3398	44226	3675	40551
2018	45840	22707	12134	10573	370	19297	3467	44466	3611	40855
2019	45186	22548	11804	10744	370	18882	3386	43831	3548	40283
2020	44582	22390	11926	10464	370	18498	3324	43246	3486	39760
2021	44751	22233	11944	10289	370	18723	3425	43410	3451	39959

52. Прогнозный сводный (единый) ТЭБ Челябинской области на 2015 - 2021 годы

Плановый на 2015 год и прогнозные ЕТЭБ Челябинской области приведены в таблицах 86 - 92. В силу отсутствия на момент разработки документа официальных отчетов органов статистики по использованию топлива на территории Челябинской области на 2015 год ЕТЭБ 2015 года интерпретируется как плановый и подлежит коррекции после выхода официальных документов.

Как показано в таблице 86, полное потребление энергии в Челябинской области в 2015 году составит 33773 тыс. тонн условного топлива, что на 3,8 процента меньше, чем в 2014 (34704 тыс. тонн условного топлива). Конечное потребление энергетических ресурсов в 2015 году составит 28760 тыс. тонн условного топлива, что соответствует 85 процентам от общего потребления ТЭР на территории Челябинской области. В 2014 году доля конечного потребления составляла 84 процента. Остальные ТЭР были затрачены на преобразование первичных топливных энергоресурсов в другие виды энергии (электроэнергию, тепло) и топлива (коксовый и доменный газ). Следует отметить, что столь значительная доля потребления энергоресурсов в конечном потреблении Челябинской области характеризует особенность ее экономики - развитые энергоемкие отрасли промышленности (прежде всего металлургия).

В топливной структуре поставок и валового энергопотребления ключевую роль в 2015 году и далее играют уголь и природный газ (90 процентов всех поставок).

Таблица 86

Плановый сводный топливно-энергетический баланс
Челябинской области на 2015 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый	Газ доменный	СУГ	Прочие виды тв. топлива	НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	366	0	0	0	0	0	0		47	0	0	0	413
Ввоз (импорт)	12535	7	1718	17758	203	0	0	100	0	0	1060	0	33381
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	12901	7	1718	17758	203	0	0	100	26	0	1060	0	33773
Невязка баланса	378	0	53	0	0	0	-6	1	0	0	-25	-528	-128
Преобразование, всего	-11385	-7	-70	-10439	-203	2243	4303	0	-26	0	2957	5472	-7155
Преобразование в другие виды энергии	-3471	-7	-70	-10439	0	-342	-1027	0	-26	0	2957	5472	-6953
Преобразование в другие виды топлива	-7914	0	0	0	-203	2584	5330	0	0		0	0	-203
Электроэнергия, всего	-1913	0	0	-5754	0	-123	-566	0	0	0	3341	0	-5014
НВИЭ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
КЭС	-668	0	0	-2008	0	0	0	0	0	0	1191	0	-1485
ТЭЦ	-1245	0	0	-3745	0	-123	-566		0	0	2150	0	-3529
Тепловая энергия, всего	-1558	-7	-70	-4685	0	-219	-461		-26	0	0	6218	-808
ТЭЦ	-759	0	0	-2283	0	-219	-461	0	0	0	0	3316	-406
Котельные, всего	-799	-7	-70	-2402	0	0	0	0	-26	0	0	2902	-402
Преобразование в другие виды топлива	-7914	0	0	0	-203	2584	5330	0	0	0	0	0	-203
Коксохимическое производство	-7914				5330	2584				0			0
Доменное производство	0	0	0	0	-5533		5330			0			-203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-202	-202
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0		0	0	-384	-545	-929
Конечное потребление	1139	0	1595	7319	0	2243	4309	100	0	0	4042	6000	28760
Сельское хозяйство	1	0	101	35	0	0	0	1	0	0	48	106	292
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	3
Промышленность	550	0	440	6388	0	0	4303	4	0	0	2945	2926	17556
Строительство	2	0	82	18	0	0	0	0	0	0	28	72	202
Транспорт и связь	4	0	176	27	0	0	0	2	0	0	375	74	658
Прочие виды деятельности	336	0	123	23	0	0	0	4	0	0	271	565	1321
Население	12	0	672	828	0	0	0	88	0	0	375	2257	4232
Неэнергетические нужды	232	0	0	0	0	2243	6	1	0	0	1	0	2482

Таблица 87

Прогнозный топливно-энергетический баланс
Челябинской области на 2016 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый	Газ доменный искусственный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	362	0	0	0	0	0	0		47	0	0	0	409
Ввоз (импорт)	11842	7	1695	18031	203	0	0	100	0	0	638	0	32516
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	12204	7	1695	18031	203	0	0	100	26	0	638	0	32904
Невязка баланса	373	0		0	0	0	-6	1	0	0	-24	-536	-159
Преобразование, всего	-10730	-7	-70	-10752	-203	1798	4249	0	-26	0	3388	5359	-6995
Преобразование в другие виды энергии	-3315	-7	-70	-10752	0	-342	-1027	0	-26	0	3388	5359	-6792
Преобразование в другие виды топлива	-7415	0	0	0	-203	2139	5276	0	0	0	0	0	-203
Электроэнергия, всего	-1965	0	0	-6373	0	-107	-609	0	0	0	3772	0	-5282
НВИЭ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
КЭС	-928	0	0	-3011	0	0	0	0	0	0	1726	0	-2213
ТЭЦ	-1037	0	0	-3362	0	-107	-609	0	0	0	2046	0	-3069
Тепловая энергия, всего	-1350	-7	-70	-4379	0	-235	-418	0	-26	0	0	6092	-392
ТЭЦ	-671	0	0	-2178	0	-235	-418	0	0	0	0	3293	-209
Котельные, всего	-679	-7	-70	-2201	0	0	0	0	-26	0	0	2799	-183
Преобразование в другие виды топлива	-7415	0	0	0	-203	2139	5276	0	0	0	0	0	-203
Коксохимическое производство	-7416		0	0	5276	2139		0	0	0		0	0
Доменное производство	0	0	0	0	-5479		5276	0	0	0		0	-203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-199	-199
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-384	-535	-919
Конечное потребление	1100	0	1592	7279	0	1798	4255	100	0	0	4049	5895	28084
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	1	0	101	35	0	0	0	1	0	0	48	104	291
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	3
Промышленность	531	0	438	6350	0	0	4249	4	0	0	2951	2875	17398
Строительство	2	0	75	19	0	0	0	0	0	0	28	70	194
Транспорт и связь	4	0	176	26	0	0	0	2	0	0	376	73	657
Прочие виды деятельности	324	0	123	23	0	0	0	4	0	0	271	555	1301
Население	12	0	678	826	0	0	0	88	0	0	376	2217	4196
Неэнергетические нужды	224	0	0	0	0	1798	6	1	0	0	0	0	2029

Таблица 88

Прогнозный топливно-энергетический баланс
Челябинской области на 2017 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый искусственный	Газ доменный искусственный	СУГ	Прочие виды тв. топлива	НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	358	0	0	0	0	0	0		47	3	0	0	411
Ввоз (импорт)	11570	7	1692	18493	203	0	0	100	0	0	1020	0	33085
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	11928	7	1692	18493	203	0	0	100	26	0	1023	0	33472
Невязка баланса	369	0	19	0	0	0	-6	1	0	0	-17	-540	-175
Преобразование, всего	-10465	-7	-70	- 11075	-203	1585	4197	0	-26	0	3013	5260	-7791
Преобразование в другие виды энергии	-3315	-1	-70	11075	0	-342	-1027	0	-26	-3	3013	5260	-7591
Преобразование в другие виды топлива	-7150	0	0	0	-203	1926	5224	0	0		0	0	-203
Электроэнергия, всего	-1846	0	0	-6166	0	-98	-572	0	0	-3	3397	0	-5287
НВИЭ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-3	3	0	0
КЭС	-890	0	0	-2974	0	0	0	0	0		1585	0	-2278
ТЭЦ	-956	0	0	-3192	0	-98	-572		0		1809	0	-3009
Тепловая энергия, всего	-1469	-7	-70	-4909	0	-243	-455		-26		0	5981	-1198
ТЭЦ	-772	0	0	-2579	0	-243	-455	0	0		0	3270	-779
Котельные, всего	-697	-7	-70	-2330	0	0	0	0	-26		0	2711	-419
Преобразование в другие виды топлива	-7150	0	0	0	-203	1926	5224	0	0		0	0	-203
Коксохимическое производство	-7150				5224	1926							0
Доменное производство	0	0	0	0	-5427		5224						-203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0		0	-195	-195
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0		0		-384	-526	-910
Конечное потребление	1094	0	1603	7418	0	1585	4203	100	0		4053	5801	27873
Сельское хозяйство	1	0	101	36	0	0	0	1	0		48	103	290
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0		0	0	3
Промышленность	528	0	447	6490	0	0	4197	4	0		2954	2829	17448
Строительство	2	0	70	20	0	0	0	0	0		28	69	189
Транспорт и связь	4	0	176	27	0	0	0		0		376	72	656
Прочие виды деятельности	323	0	123	23	0	0	0	4	0		272	546	1290
Население	12	0	685	823	0	0	0	88	0		376	2182	4165
Неэнергетические нужды	222	0	0	0	0	1585	6	1	0		0	0	1814

Таблица 89

Прогнозный топливно-энергетический баланс
Челябинской области на 2018 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый	Газ доменный искусственный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	354	0	0	0	0	0	0		47	13	0	0	426
Ввоз (импорт)	11528	7	1703	18882	203	0	0	100	0	0	1075	0	33498
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	11882	7	1703	18882	203	0	0	100	26	0	1087	0	33890
Невязка баланса	365	0	15	0	0	0	-6	1	0	0	3	-550	-172
Преобразование, всего	-10399	-7	-70	-11407	-203	1575	4144	0	-26	0	2986	5294	-8113
Преобразование в другие виды энергии	-3311	-7	-70	-11407	0	-342	-1027	0	-26	-13	2986	5294	-7923
Преобразование в другие виды топлива	-7088	0	0	0	-203	1917	5171	0	0		0	0	-203
Электроэнергия, всего	-1829	0	0	-6300	0	-98	-567	0	0	-13	3370	0	-5437
НВИЭ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-13	13	0	0
КЭС	-882	0	0	-3038	0	0	0	0	0		1568	0	-2351
ТЭЦ	-947	0	0	-3263	0	-98	-567		0		1789	0	-3086
Тепловая энергия, всего	-1482	-7	-70	-5107	0	-244	-460		-26		0	6007	-1389
ТЭЦ	-770	0	0	-2652	0	-244	-460	0	0		0	3247	-878
Котельные, всего	-713	-7	-70	-2455	0	0	0	0	-26		0	2759	-511
Преобразование в другие виды топлива	-7088	0	0	0	-203	1917	5171	0	0		0	0	-203
Коксохимическое производство	-7088				5171	1917							0
Доменное производство	0	0	0	0	-5374		5171						-203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0		0	-196	-196
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0		0		-384	-516	-901
Конечное потребление	1118	0	1618	7475	0	1575	4150	100	0		4070	5844	27967
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	1	0	101	35	0	0	0	1	0		48	103	290
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0		0	0	3
Промышленность	540	0	451	6548	0	0	4144	4	0		2966	2850	17503
Строительство	2	0	74	21	0	0	0	0	0		28	70	195
Транспорт и связь	4	0	176	27	0	0	0	2	0		377	73	659
Прочие виды деятельности	330	0	123	23	0	0	0	4	0		273	550	1302
Население	12	0	692	820	0	0	0	88	0		377	2198	4187
Неэнергетические нужды	227	0	0	0	0	1575	6	1	0		0	0	1810

Таблица 90

Прогнозный топливно-энергетический баланс
Челябинской области на 2019 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый	Газ доменный искусственный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	350	0	0	0	0	0	0		47	13	0	0	422
Ввоз (импорт)	11388	7	1718	19483	203	0	0	100	0	0	1140	0	34039
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	11738	7	1718	19483	203	0	0	100	26	0	1153	0	34427
Невязка баланса	361	0	4	0	0	0	-6	1	0	0	4	-539	-174
Преобразование, всего	-10248	-7	-70	-11749	-203	1476	4093	0	-26	0	2933	5223	-8578
Преобразование в другие виды энергии	-3311	-7	-70	-11749	0	-342	-1027	0	-26	-13	2933	5223	-8387
Преобразование в другие виды топлива	-6937	0	0	0	-203	1818	5120	0	0		0	0	-203
Электроэнергия, всего	-1825	0	0	-6476	0	-98	-566	0	0	-13	3318	0	-5660
НВИЭ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-13	13	0	0
КЭС	-880	0	0	-3121	0	0	0	0	0		1544	0	-2457
ТЭЦ	-946	0	0	-3355	0	-98	-566		0		1761	0	-3203
Тепловая энергия, всего	-1486	-7	-70	-5273	0	-244	-461	0	-26		0	5924	-1642
ТЭЦ	-777	0	0	-2758	0	-244	-461	0	0		0	3224	-1015
Котельные, всего	-709	-7	-70	-2515	0	0	0	0	-26		0	2700	-627
Преобразование в другие виды топлива	-6937	0	0	0	-203	1818	5120	0	0		0	0	-203
Коксохимическое производство	-6937				5120	1818							0
Доменное производство	0	0	0	0	-5323		5120						-203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0		0	-194	-194
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0		0		-384	-507	-892
Конечное потребление	1128	0	1643	7734	0	1476	4099	100	0		4082	5762	28042
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	1	0	101	35	0	0	0	1	0		48	102	288
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0		0	0	3
Промышленность	545	0	469	6810	0	0	4093	4	0		2974	2810	17705
Строительство	2	0	75	22	0	0	0	0	0		29	69	196
Транспорт и связь	4	0	176	27	0	0	0	2	0		379	72	659
Прочие виды деятельности	333	0	123	23	0	0	0	4	0		273	542	1298
Население	12	0	699	817	0	0	0	88	0		379	2167	4162
Неэнергетические нужды	229	0	0	0	0	1476	6	1	0		0	0	1713

Таблица 91

Прогнозный топливно-энергетический баланс
Челябинской области на 2020 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый искусственный	Газ доменный искусственный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	347	0	0	0	0	0	0		47	13	0	0	419
Ввоз (импорт)	11494	7	1744	19789	203	0	0	100	0	0	1114	0	34452
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	11841	7	1744	19789	203	0	0	100	26	0	1127	0	34837
Невязка баланса	359	0	4	0	0	0	-6	1	0	0	6	-530	-167
Преобразование, всего	-10309	-7	-70	-12102	-203	1588	4042	0	-26	0	2977	5157	-8952
Преобразование в другие виды энергии	-3311	-7	-70	-12102	0	-342	-1027	0	-26	-13	2977	5157	-8762
Преобразование в другие виды топлива	-6998	0	0	0	-203	1930	5069	0	0		0	0	-203
Электроэнергия, всего	-1849	0	0	-6758	0	-99	-573	0	0	-13	3362	0	-5930
НВИЭ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-13	13	0	0
КЭС	-891	0	0	-3258	0	0	0	0	0		1564	0	-2585
ТЭЦ	-958	0	0	-3500	0	-99	-573		0		1785	0	-3345
Тепловая энергия, всего	-1462	-7	-70	-5344	0	-243	-454		-26		0	5847	-1758
ТЭЦ	-770	0	0	-2813	0	-243	-454	0	0		0	3202	-1077
Котельные: всего	-693	-7	-70	-2531	0	0	0	0	-26		0	2645	-681
Преобразование в другие виды топлива	-6998	0	0	0	-203	1930	5069	0	0		0	0	-203
Коксохимическое производство	-6998				5069	1930							0
Доменное производство	0	0	0	0	-5272		5069						-203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0		0	-191	-191
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0		0		-384	-498	-883
Конечное потребление	1173	0	1669	7688	0	1588	4048	100	0		4098	5688	28071
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	1	0	101	34	0	0	0	1	0		49	101	286
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0		0	0	3
Промышленность	566	0	491	6767	0	0	4042	4	0		2986	2774	17630
Строительство	2	0	76	22	0	0	0	0	0		29	68	196
Транспорт и связь	5	0	176	27	0	0	0	2	0		380	71	660
Прочие виды деятельности	346	0	123	23	0	0	0	4	0		275	535	1306
Население	12	0	703	815	0	0	0	88	0		380	2139	4136
Неэнергетические нужды	239	0	0	0	0	1588	6	1	0		0	0	1834

Таблица 92

Прогнозный топливно-энергетический баланс
Челябинской области на 2021 год, тыс. тонн условного топлива

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый искусственный	Газ доменный искусственный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	344	0	0	0	0	0	0		47	13	0	0	416
Ввоз (импорт)	11651	0	1770	20133	203	0	0	100	0	0	1105	0	34961
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	11995	0	1770	20133	203	0	0	100	26	0	1117	0	35344
Невязка баланса	356	0	27	0	0	0	-6	1	0	0	7	-545	-160
Преобразование, всего	-10412	0	-70	-12465	-203	1742	3991	0	-26	0	3000	5171	-9272
Преобразование в другие виды энергии	-3311	0	-70	-12465	0	-342	-1027	0	-26	-13	3000	5171	-9082
Преобразование в другие виды топлива	-7100	0	0	0	-203	2083	5018	0	0		0	0	-203
Электроэнергия, всего	-1854	0	0	-6978	0	-99	-575	0	0	-13	3384	0	-6134
НВИЭ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-13	13	0	0
КЭС	-894	0	0	-3365	0	0	0	0	0		1575	0	-2684
ТЭЦ	-960	0	0	-3613	0	-99	-575		0		1797	0	-3450
Тепловая энергия, всего	-1458	0	-70	-5486	0	-243	-452		-26		0	5857	-1878
ТЭЦ	-760	0	0	-2862	0	-243	-452	0	0		0	3179	-1137
Котельные, всего	-697	0	-70	-2625	0	0	0	0	-26		0	2677	-741
Преобразование в другие виды топлива	-7100	0	0	0	- 203	2083	5018	0	0		0	0	-203
Коксохимическое производство	-7101				5018	2083							0
Доменное производство	0	0	0	0	-5221		5018						- 203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0		0	- 192	- 192
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0		0		-384	-493	-878
Конечное потребление	1227	0	1672	7668	0	1742	3997	100	0		4110	5716	28252
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	1	0	101	33	0	0	0	1	0		49	101	286
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0		0	0	3
Промышленность	592	0	490	6750	0	0	3991	4	0		2995	2788	17609
Строительство	2	0	76	23	0	0	0	0	0		29	68	198
Транспорт и связь	5	0	176	27	0	0	0	7	0		381	71	662
Прочие виды деятельности	362	0	123	23	0	0	0	4	0		275	538	1325
Население	13	0	706	812	0	0	0	88	0		381	2150	4150
Неэнергетические нужды	249	0	0	0	0	1742	6	1	0		0	0	1998

Прочие первичные энергетические ресурсы влияют на энергетический баланс как переменные второго уровня.

Для выработки электроэнергии в 2015 году (рисунок 23) планировалось использовать: природного газа - 69 процентов; угля - 23 процентов; доменного газа - 7 процентов и коксового газа - 1 процент. Нефтепродукты для выработки электроэнергии не использовались. Всего для выработки электроэнергии на ТЭС Челябинской области планировалось затратить топливных энергоресурсов в размере 8355 тыс. тонн условного топлива.

Рисунок 23

Структура
затраченного топлива на выработку электроэнергии на ТЭС в 2015 году

Для выработки тепловой энергии на ТЭЦ в 2015 году (рисунок 24) планировалось использовать: природный газ - 61 процент; уголь - 20 процентов; доменный газ - 12 процентов и коксовый газ - 6 процентов. Нефтепродукты для выработки тепловой энергии на ТЭЦ не использовались либо использовались незначительно. Всего для выработки тепловой энергии на ТЭЦ Челябинской области было затрачено топливных энергоресурсов в размере 3722 тыс. тонн условного топлива.

Рисунок 24

Структура
затраченного топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ в 2015 году

Для выработки тепловой энергии на котельных в 2015 году (рисунок 25) планировалось использовать: природного газа - 71 процент; угля - 26 процентов; сырой нефти - 0,2 процента; нефтепродуктов - 2,3 процента и прочих видов твердого топлива - 0,8 процента. Коксовый и доменный газ для непосредственного сжигания и выработки тепловой энергии в котельных не использовались. Всего для выработки тепловой энергии в котельных Челябинской области планировалось затратить топливных энергоресурсов в размере 3077 тыс. тонн условного топлива.

Рисунок 25

Структура
затраченного топлива на выработку тепловой энергии в котельных в 2015 году

Всего на выработку электроэнергии и тепла в Челябинской области на ТЭС и котельных планировалась затратить 15381 тыс. тонн условного топлива (таблица 93), что составляет 46 процентов от всех топливно-энергетических ресурсов, произведенных и импортированных на территории Челябинской области.

Таблица 93

Структура
использованного топлива для выработки электрической и тепловой энергии в Челябинской области
в 2017 - 2021 годах, тыс. тонн условного топлива

Виды топлива	ТЭС	в т.ч. ТЭЦ	Котельные	Всего	То же, процентов
Уголь	-2672	-2005	-799	-3471	22,6
Сырая нефть	0	0	-7	-7	0,0
Нефтепродукты (нефтетопливо)	0	0	-70	-70	0,5
Природный газ	-8037	-6029	-2402	-10439	67,9
Коксовый газ	-342	-219	0	-342	2,2
Доменный газ	-1027	-1027	0	-1027	6,7
Прочие виды твердого топлива	0	0	-26	-26	0,2
Всего	-12078	-9279	-3304	-15381	100

Прогноз потребности в органическом топливе для функционирования ТЭС и котельных Челябинской области в 2016 - 2021 годах приведен в таблицах 94 - 95 и на рисунке 26. В таблице 94 приведены данные оценки потребности в топливе на ТЭС. В составе ТЭС функционируют ТЭЦ и, таким образом, потребность в топливе обеспечивает выработку электрической энергии на КЭС и ТЭЦ и тепловой энергии на ТЭЦ.

Таблица 94

Прогноз
потребности в органическом топливе для ТЭС Челябинской области, тыс. тонн условного топлива

Годы	Всего	Природный газ	Нефтетопливо	Уголь	Прочее топливо
2015	12078	8037	0	2672	1369
2016	12662	8657	0	2636	1369
2017	12330	8344	0	2618	1369
2018	12847	8879	0	2599	1369
2019	13099	9128	0	2602	1369
2020	13502	9515	0	2619	1369
2021	13774	9791	0	2614	1369

В таблице 95 приведены результаты оценки потребности в топливе для выработки тепловой энергии на котельных Челябинской области.

Таблица 95

Прогноз
потребности в органическом топливе для котельных Челябинской области, тыс. тонн условного топлива

Годы	Всего	Природный газ	Нефтетопливо	Уголь	Прочее топливо
2015	3304	2402	77	799	26
2016	2982	2201	77	679	26
2017	3130	2330	77	697	26
2018	3270	2455	77	713	26
2019	3327	2515	77	709	26
2020	3327	2531	77	693	26
2021	3418	2625	70	697	26

Динамика изменений расхода топлива на ТЭС определяется общим спросом на электрическую и тепловую энергию для функционирования экономики Челябинской области и долей электростанций различных типов в покрытии спросов.

Учитывая рост выработки электрической энергии на ПГУ ТЭС (в 2018 году доля выработанной электроэнергии на ПГУ ТЭС достигнет 38 процентов), соответственно возрастет спрос на природный газ с 8037 тыс. тонн условного топлива в 2015 году до 9791 тыс. тонн условного топлива в 2021 году. Структура топливного баланса на последующую пятилетку изменится незначительно.

Рисунок 26

Прогноз
спроса на органическое топливо для выработки электрической и тепловой энергии в Челябинской области

Список сокращений,
используемых в тексте

АДШС	автоматика деления шунтирующей сети
АМЕТ	Ашинский металлургический завод
АО	акционерное общество
АОПО	автоматика ограничения перегрузки оборудования
АПНУ	автоматики предотвращения нарушения устойчивости
АРЛ	автоматика разгрузки линии
АРТ	автоматика разгрузки трансформатора
АТГ	автотрансформаторная группа
АЭС	атомная электростанция
АТ	автотрансформатор
БСК	батарея статистических конденсаторов
ВЛ	воздушная лини электропередач
В	вольт
ВИЭ	возобновляемые источники энергии
ВРУ	вводное распределительное устройство
Вт	ватт
Вт.ч	ватт-час
ВЧЗ	высокочастотный заградитель
ВЭС	ветряная электрическая станция
ГАО	графики аварийного отключения
ГОК	горно-обогатительный комбинат
ГОЭЛРО	государственная электрификация России
ГПП	главная понизительная подстанция
г/к Вт.ч	грамм на киловатт-час
Гц	герц
ГРЭС	государственная районная электростанция
Гкал/ч	гигакалорий в час
ДПМ	договор поставки мощности
ЕЭС	единая энергетическая система
ЕНЭС	единая национальная (общероссийская) электрическая сеть
ЗАО	закрытое акционерное общество
ЗАТО	закрытое административно-территориальное образование
ЗСО	ПС 110 кВ ЗСО
Iдоп	длительно допустимый ток
кВ	киловольт
кВА	киловольт-ампер
квар (кВАР)	киловар (киловольт-ампер реактивный)
КВЛ	кабельно-воздушная линия электропередач
кВт	киловатт
кВт. ч	киловатт-час
КЛ	кабельная линия электропередачи
КМЭЗ	Кыштымский медеэлектролитный завод
КПД	коэффициент полезного действия
КРУ	комплектное распределительное устройство
КРУН	комплектное распределительное устройство наружной установки
КРУЭ	комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией
КС	конденсатор связи
КТП	комплектная трансформаторная подстанция
КЭС	конденсационная электростанция
л.с.	лошадиная сила
ЛЭП	линия электропередачи
м/с	метров в секунду
МДП	максимально допустимый переток
МЭС	межсистемные электрические сети
МВт	мегаватт
МВА	мегавольт-ампер (тысяча киловольт-ампер)
Мвар (МВА Р)	мегавар (мегавольт-ампер реактивный)
МВт.ч	мегаватт-час
Минстрой России	Министерство строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации
Минэнерго России	Министерство энергетики Российской Федерации
млн.	миллион
млрд.	миллиард
МВ	масляный выключатель
НВИЭ	нетрадиционные возобновляемые источники энергии
ОАО	открытое акционерное общество
ОГ	отключение генерации
ОН	отключение нагрузки
ООО	общество с ограниченной ответственностью
ОЭС	объединенная энергетическая система
ОРУ	открытое распределительное устройство
ОРЭМ	оптовый рынок электрической энергии и мощности
отп.	отпайка
ПА	противоаварийная автоматика
ПАО	публичное акционерное общество
ПВС	паровоздуходувная станция
ПГУ	парогазовая установка
ПС	электрическая подстанция
ПСЦ	паросиловой цех
ПС ЧФЗ	подстанция Челябинского ферросплавного завода
ПЭР	преобразование в другие виды энергоресурсов
PmiN	минимальная мощность
РУ	распределительное устройство
РДУ	региональное диспетчерское управление
РЗА	релейная защита и электроавтоматика
РПН	переключатель регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой
РП	распределительный пункт
САОН	специальная автоматика отключения нагрузки
СВ	секционный выключатель
СВМ	схема выдачи мощности
СЗК	Северо-западная котельная
СКРМ	средство компенсации реактивной мощности
СН	собственные нужды
СШ	система шин
ТГ	турбогенератор
ТП	трансформаторная подстанция
ТСО	территориальная сетевая организация
ТЭК	топливно-энергетический комплекс
ТЭС	тепловая электростанция
ТЭЦ	теплоэлектроцентраль (теплофикационная электростанция)
ТЭЦ-ПВС	теплоэлектроцентраль-паровоздуходувная станция
ТСН	трансформатор собственных нужд
ТТ	трансформатор тока
тонн условного топлива	тонна условного топлива
ТЭ	тепловая энергия
ТФУ	теплофикационная установка
т/ч	тонн в час
т.у.т	тонна условного топлива
УПАСК	устройство передачи аварийных сигналов и команд
УТМ	установленная тепловая мощность
УЭМ	установленная электрическая мощность
ФСК ЕЭС	Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы
ЦЭС	Центральные электрические сети
ЧГРЭС	Челябинская государственная районная электростанция
ЧМЗ	Челябинский металлургический завод
ЧТЭЦ	Челябинская тепловая электроцентраль
ЧФЗ	Челябинский фланцевый завод
ЧЭМК	Челябинский электрометаллургический комбинат
ШСВ	шиносоединительный выключатель