Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Чукотского автономного округа на 2023 - 2027 годы

Приложение
к Распоряжению Губернатора
Чукотского автономного округа
от 23 мая 2023 года N 114-рг

Схема и программа
развития электроэнергетики Чукотского автономного округа на 2023 - 2027 годы

1. Общие положения

Схема и программа развития электроэнергетики Чукотского автономного округа на 2023 - 2027 годы (далее - СиПР ЧАО на 2023 - 2027 гг.) разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утверждёнными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823.

Основной целью СиПР ЧАО на 2023 - 2027 гг. является комплексное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей Чукотского автономного округа, а также обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность на территории региона.

Основными задачами СиПР ЧАО на 2023 - 2027 гг. являются обеспечение надёжного функционирования энергосистемы Чукотского автономного округа в среднесрочной перспективе, скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов электросетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей и информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии и инвесторов.

2. Общая характеристика Чукотского автономного округа

Чукотский автономный округ расположен на северо-востоке России и относится к Дальневосточному федеральному округу. Он занимает весь Чукотский полуостров, часть материка, а также прибрежные острова. Площадь территории округа довольно значительна - 721,5 тыс. км, что составляет 4,22% территории Российской Федерации. Омывается Беринговым морем Тихого океана, а также Чукотским и Восточно-Сибирским морями Северного Ледовитого океана. На западе и юго-западе граничит с Республикой Саха (Якутия) и Магаданской областью, на юге с Камчатским краем. Восточная граница округа морская государственная граница России с Соединёнными Штатами Америки, отделяющая Чукотский автономный округ от Аляски Беринговым проливом.

На территории округа находятся крайние точки России: восточная точка - остров Ратманова, восточная континентальная точка - мыс Дежнёва. Около половины территории расположено за Полярным кругом, а вся территория относится к землям Крайнего Севера, вследствие чего для округа характерны экстремальные и дискомфортные для проживания природно-климатические условия.

Климат суровый, преимущественно субарктический, на побережьях - морской, во внутренних районах - резко континентальный. Продолжительность зимы до 10 месяцев в году. Среднегодовые температуры воздуха Чукотского автономного округа глубоко отрицательные, понижающиеся с юга на север от - 4°С до - 12°С. Продолжительность солнечного сияния 1,5 - 2,5 месяца в год.

Преобладает горный рельеф местности, повсеместно распространена вечная мерзлота. Более половины площадей округа занимают тундры и пустыни. Крупнейшие реки - Анадырь, Омолон, Великая, Большой и Малый Анюй, Амгуэма.

По плотности населения (0,07 чел./км ²) Чукотский автономный округ занимает последнее место среди всех субъектов Российской Федерации. По данным территориального органа Федеральной службы государственной статистики численность постоянного населения на 1 января 2023 года составила 47,5 тыс. человек, в том числе городское население 71,5%, сельское - 28,5%. Население города Анадырь, являющегося административным центром округа, - 15,8 тыс. человек.

В настоящее время в состав Чукотского автономного округа входят: четыре городских округа (Анадырь, Эгвекинот, Певек, Провиденский), три муниципальных района (Анадырский, Билибинский, Чукотский), три городских поселения, 20 сельских поселений.

Основная часть населённых пунктов сконцентрирована вокруг морских портов и расположена на побережье морей.

Автомобильные дороги, расположенные в Чукотском автономном округе, носят локальный характер и соединения между собой не имеют. Межрегиональные, а также межмуниципальные маршруты в округе отсутствуют.

Единственным круглогодичным видом транспорта является воздушный, обеспечивающий перевозку пассажиров и грузов как внутри округа, так и за его пределами.

Большая часть генеральных грузов, промышленных и продовольственных товаров завозится в округ в навигационный период на весь год. Навигация в портах Чукотки носит сезонный характер. В среднем навигационный период на Чукотке длится около четырёх - пяти месяцев. Морская транспортная схема Чукотского автономного округа включает пять морских портов: Анадырь, Беринговский, Эгвекинот, Провидения, Певек.

Экономика Чукотского автономного округа ориентирована в основном на использование месторождений полезных ископаемых при сохранении традиционных форм хозяйствования коренного населения. Наибольший вклад в валовой региональный продукт вносит промышленное производство. В настоящее время основными отраслями промышленности округа являются: добывающая промышленность и цветная металлургия, электроэнергетика, пищевая промышленность. В сельском хозяйстве основными видами деятельности являются оленеводство, рыболовство и морской зверобойный промысел.

Несмотря на слабую геологическую изученность Чукотского автономного округа, его разведанный минерально-сырьевой потенциал считается одним из самых высоких на Дальнем Востоке. Наличие крупных запасов полезных ископаемых в автономном округе определило доминирование здесь добывающей промышленности. В недрах округа залегают месторождения золота, олова, серебра, меди, вольфрама, ртути, металлов платиновой группы, угля, нефти, газа и других полезных ископаемых.

Важную роль в развитии экономики округа играет золотодобывающая промышленность. В настоящее время разрабатываются пять месторождений рудного золота: Купол и Валунистое, Каральвеем, Двойное и Майское.

В округе в активной фазе находится разработка двух золоторудных месторождений - Кекуры и Клена. На месторождении Кекура ведётся строительство основных производственных объектов, на месторождении Клен ведутся геолого-разведочные работы.

Создание горнопромышленного комплекса на базе месторождений Баимской рудной зоны является одним из самых масштабных проектов по добыче природных ресурсов в России. Освоение месторождений меди, золота, серебра и молибдена Баимской площади предполагает разработку двух месторождений: Песчанка (медно-порфировое месторождение, находящееся в центральной части Баимской лицензионной площади) и Находкинское рудное поле (группа медно-порфировых и эпитермальных золото-серебряных рудопроявлений в южной части Баимской лицензионной площади). Ресурсы месторождения по кодексу JORC оцениваются в 9,5 млн. тонн меди (при среднем содержании 0,43%) и 513,2 тонн золота (при среднем содержании 0,23 г/т.). Строительство Баимского ГОК планируется осуществить в 2023 - 2026 годы, запуск первой очереди (переработка 30 млн. тонн руды в год) - в 2026 году.

Из топливно-энергетических полезных ископаемых на территории автономного округа осуществляется добыча угля и природного газа.

На сегодня в округе действует угледобывающее предприятие ОАО "Шахта "Угольная", отрабатывающее запасы буроугольного месторождения Анадырское, и угледобывающее предприятие ООО "Берингпромуголь", отрабатывающее запасы месторождений Беринговского каменноугольного бассейна.

ООО "Берингпромуголь" планирует увеличить экспорт коксующегося угля с месторождения Фандюшкинское поле до двух миллионов тонн в год. Для этого потребуется существенная реконструкция морского порта Беринговский.

На территории Чукотского автономного округа эксплуатируется одно газовое месторождение - Западно-Озерное, расположенное в Анадырском районе. Добычу газа осуществляет ООО "Сибнефть-Чукотка". Анадырская ТЭЦ и Анадырская ГМТЭС в городе Анадыре являются потребителями газа Западно-Озерного месторождения (ежегодный уровень планового потребления составляет порядка 62 млн. м ³).

3. Анализ существующего состояния электроэнергетики Чукотского автономного округа за 2018 - 2022 гг.

3.1. Характеристика энергосистемы

Электроснабжение потребителей Чукотского автономного округа осуществляется от энергосистемы Чукотского автономного округа и децентрализованных генерирующих источников. Энергосистема Чукотского АО работает изолированно и осуществляет электроснабжение потребителей Чукотского автономного округа и п. Черский Республики Саха (Якутия). В составе энергосистемы Чукотского АО изолированно друг от друга функционируют три энергоузла: Чаун-Билибинский, Анадырский и Эгвекинотский.

В Чаун-Билибинском энергорайоне электроснабжение потребителей осуществляется электростанциями АО "Концерн Росэнергоатом" (Билибинская АЭС и плавучая атомная теплоэлектростанция "Академик Ломоносов" (далее - ПАТЭС) и АО "Чукотэнерго" (Чаунская ТЭЦ); в Анадырском энергорайоне - от электростанции АО "Чукотэнерго" Анадырской ТЭЦ и эксплуатируемой АО "Чукотэнерго" на условиях аренды Анадырской газомоторной ТЭЦ (ГМТЭЦ); в Эгвекинотском энергорайоне - от электростанции АО "Чукотэнерго" Эгвекинотской ГРЭС.

Чаунская ТЭЦ, Билибинская АЭС и ПАТЭС в г. Певеке соединены одной одноцепной ВЛ 110 кВ и работают параллельно в составе Чаун-Билибинского энергоузла. В составе Анадырского энергоузла параллельно работают по электрической сети напряжением 35 кВ Анадырская ТЭЦ и Анадырская ГМТЭЦ. Эгвекинотская ГРЭС является единственным генерирующим источником в Эгвекинотском энергоузле.

В зоне децентрализованного электроснабжения осуществляют деятельность ГП ЧАО "Чукоткоммунхоз", МП ЖКХ Билибинского муниципального района, МУП ЖКХ "Иультинское", МП "Чаунское районное коммунальное хозяйство", МУП "Айсберг", ООО "Электро-Инчоун".

Электросетевые компании

Основной электросетевой компанией на территории Чукотского автономного округа является АО "Чукотэнерго", осуществляющее передачу и распределение электрической энергии, а также обеспечивающее технологическое присоединению к электрической сети 0,4 - 110 кВ новых потребителей. Обслуживание электросетевых объектов, находящихся в эксплуатации (в том числе в аренде) АО "Чукотэнерго", осуществляют:

- филиал АО "Чукотэнерго" Северные электрические сети, состоящий из центральной базы в г. Билибино (Билибинский РЭС), Чаунского РЭС в городском округе Певеке и Зеленомысского участка электрических сетей в п. Черский Республики Саха (Якутия);

- ОП АО "Чукотэнерго" Анадырская ТЭЦ;

- филиал АО "Чукотэнерго" Эгвекинотская ГРЭС.

На обслуживании АО "Чукотэнерго" находятся: 154 подстанции классом напряжения 6 (10) кВ и выше (из них на балансе АО "Чукотэнерго" - 96 подстанций), 1480 км линий электропередачи классом напряжения 0,4 - 110 кВ (из них на балансе АО "Чукотэнерго" - 1256,3 км).

ГП ЧАО "Чукоткоммунхоз" осуществляет передачу и распределение электрической энергии потребителям, а также эксплуатацию и ремонт электрических сетей территориально обособленных сельских поселений в округе. В зоне обслуживания ГП ЧАО "Чукоткоммунхоз" находится 508,2 км линий электропередачи (ВЛ 35 кВ - 14,476 км, КЛ 35 кВ - 27,308 км), а также три трансформаторных подстанции 35 кВ суммарной мощностью 25,6 МВА.

МУП "Айсберг" осуществляет передачу и распределение электрической энергии потребителям в сёлах Чукотского муниципального района. В зоне обслуживания находятся 53 км линий электропередачи (напряжением 0,4 кВ - 38,8 км и напряжением 6 кВ - 15,2 км), три ТП 04/6 кВ общей мощностью 5,78 МВт, восемнадцать ТП 6/0,4 кВ суммарной мощностью 12,64 МВА.

МУП ЖКХ "Иультинское" осуществляет передачу и распределение электрической энергии потребителям в сёлах городского округа Эгвекинот. В зоне обслуживания находятся 42,9 км линий электропередачи (напряжением 0,4 кВ 36,7 км и напряжением 6 - 10 кВ - 6,2 км), семь ТП 6/0,4 кВ и семь ТП 10/0,4 кВ суммарной мощностью 6,4 МВА.

Сбытовые компании

Функции по сбыту электрической энергии на территории Чукотского автономного округа осуществляют:

- ГП ЧАО "Чукоткоммунхоз" - в населённых пунктах Анадырского района и Провиденского городского округа;

- МП ЖКХ Билибинского муниципального района - в населённых пунктах Билибинского района;

- МП "Чаунское районное коммунальное хозяйство" - в населённых пунктах городского округа Певек;

- МУП "Иультинское ЖКХ" - в населённых пунктах городского округа Эгвекинот;

- МУП "Айсберг" - в населённых пунктах Чукотского района;

- ООО "Электро-Инчоун" - в селе Инчоун Чукотского района.

АО "Чукотэнерго" реализует электрическую энергию юридическим и физическим лицам в городах Анадыре и Билибино, в п. Эгвекинот и г. Певеке.

На территории Чукотского автономного округа функционирует розничный рынок электрической энергии (мощности), регулируемый требованиями Федерального закона от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и Постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 года N 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии". Участники розничного рынка электрической энергии (мощности) представлены в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1 - Участники розничного рынка электрической энергии (мощности) на территории Чукотского автономного округа

Поставщики	Гарантирующие поставщики	Конечные потребители
АО "Чукотэнерго" АО "Концерн Росэнергоатом" (филиал "Билибинская АЭС", филиал "Плавучая атомная теплоэлектростанция" (ПАТЭС в г. Певеке) (оптовым покупателем электроэнергии является АО "Чукотэнерго")	ГП ЧАО "Чукоткоммунхоз" МП "Чаунское районное коммунальное хозяйство" МУП ЖКХ "Иультинское" МП ЖКХ "Билибинского района" МУП "Айсберг" ООО "Электро-Инчоун" АО "Чукотэнерго"	Бюджетные потребители, население, предприятия горно-добывающей промышленности, прочие потребители

Оперативно-диспетчерское управление на территории энергосистемы Чукотского автономного округа осуществляет АО "Чукотэнерго" (Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 854 "Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике").

3.2. Анализ динамики и структуры потребления электроэнергии

Динамика потребления электроэнергии по энергосистеме Чукотского автономного округа с выделением Анадырского, Эгвекинотского и Чаун-Билибинского энергоузлов за 2018 - 2022 годы представлена в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1 - Динамика потребления электроэнергии по Чукотскому АО

Наименование показателя	Факт					Среднегод. прирост за 2018 - 2022 гг., %
	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
Чаун-Билибинский ЭУ
Электропотребление, млн кВт*ч	293,0	294,0	320,8	338,8	376,9
годовой прирост, %	4,64	0,34	9,12	5,61	11,25	6,12
Анадырский ЭУ
Электропотребление, млн кВт*ч	117,5	116,8	123,4	131,5	128,1
годовой прирост, %	1,73	-0,60	5,65	6,56	-2,62	2,09
Эгвекинотский ЭУ
Электропотребление, млн кВт*ч	64,3	69,9	69,2	72,8	69,9
годовой прирост, %	1,74	8,71	-1,00	5,20	-3,98	2,04
Энергосистема Чукотского автономного округа (сумма по энергоузлам), млн кВт*ч	474,8	480,7	513,4	543,1	574,9
годовой прирост, %	3,51	1,24	6,80	5,78	5,85	4,62
Чукотский автономный округ (по данным Росстата), млн кВт*ч	719,1	749,0	779,5	826,0	830,1
годовой прирост, %	4,08	4,16	4,07	5,96	0,50	3,74

Динамика спроса на электроэнергию за отчётный период характеризуется растущим трендом как в целом по энергосистеме Чукотского автономного округа, так и по отдельным энергоузлам.

Среднегодовые темпы прироста по энергосистеме Чукотского автономного округа составили 4,62% - потребление электроэнергии увеличилось с 459 млн кВт*ч в 2017 году до 575 млн кВт*ч в 2022 году, что соответствует приросту на 25,3% за отчётный период. Наиболее высокие темпы прироста электропотребления фиксировались по Чаун-Билибинскому энергоузлу (ЧБЭУ) - 6,12% за 2018 - 2022 годы.

Рост потребления электроэнергии в ЧБЭУ в 2020 - 2022 годы обусловлен вводом в эксплуатацию в 2020 году ПАТЭС, что привело к увеличению электропотребления на обеспечение собственных нужд ПАТЭС, а также ростом электропотребления на месторождениях Майское и Каральвеем и технологическим присоединением месторождения Кекура и месторождения Песчанка.

Структура электропотребления по видам экономической деятельности представлена на рисунке 3.2.1.

Рисунок 3.2.1. - Структура потребления электроэнергии по ВЭД (по данным Росстата)

Изменения в структуре потребления электроэнергии за пятилетний период определяются увеличением удельного веса добывающей промышленности, на которую приходится более половины электропотребления в Чукотском автономном округе (51%).

В перечне крупных существующих потребителей также преобладают предприятия горнодобывающей промышленности (таблица 3.2.2.).

Таблица 3.2.2. - Перечень крупных действующих потребителей энергосистемы Чукотского автономного округа

Наименование потребителя	Энергоузел	Единица измерения	отчет
			2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
ООО "ЗК "Майское"	Чаун-Билибинский
потребление электроэнергии, всего		млн кВт*ч.	63,7	62,0	78,9	78,9	84,1
собственный максимум электрической нагрузки		МВт	7,5	7,5	9,4	9,4	14,5
ОАО "Рудник Каральвеем"	Чаун-Билибинский
потребление электроэнергии, всего		млн кВт*ч.	39,6	44,5	47,2	49,1	52,4
собственный максимум электрической нагрузки		МВт	6,1	6,1	5,5	5,7	7,0
ООО "Рудник Валунистый"	Эгвекинотский
потребление электроэнергии, всего		млн кВт*ч.	27,1	29,3	29,0	29,8	26,2
собственный максимум электрической нагрузки		МВт	3,3	3,3	3,7	3,8	н/д
АО "Базовые металлы" (м-е Кекура)	Чаун-Билибинский
потребление электроэнергии, всего		млн кВт*ч.					19,0
собственный максимум электрической нагрузки		МВт					5,8

Особенности структуры электропотребления по ВЭД определяют основные характеристики режимов электропотребления (таблица 3.2.3.).

Таблица 3.2.3. - Основные характеристики режимов электропотребления энергосистемы Чукотского автономного округа

Наименование показателя	Факт
	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
Чаун-Билибинский энергоузел
Электропотребление, млн кВт*ч	293,0	294,0	320,8	338,8	376,9
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	44,5	44,1	50,4 *	52,9 *	67,5
ЧЧИМ, час/год	6584	6664	6365	6405	5584
Анадырский энергоузел
Электропотребление, млн кВт*ч	117,5	116,8	123,4	131,5	128,1
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	21,7	23,7	23,5	24,7	25,2
ЧЧИМ, час/год	5415	4928	5251	5324	5082
Эгвекинотский энергоузел
Электропотребление, млн кВт*ч	64,3	69,9	69,2	72,8	69,9
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	11,9	13,2	13,5	13	13,1
ЧЧИМ, час/год	5403	5295	5126	5600	5336

______________________________

^* _{без учёта нагрузочных устройств ПАТЭС; собственные нужды БиАЭС учтены величиной 5,4 МВт}

3.3. Структура установленной электрической мощности

Суммарная установленная мощность электростанций на территории Чукотского автономного округа на 01.01.2023 составила 334,13 МВт, в том числе установленная мощность электростанций Чаун-Билибинского энергоузла составила 136 МВт, Анадырского - 68,25 МВт, Эгвекинотского - 30 МВт. Суммарная установленная мощность ДЭС, находящихся на балансе энергоснабжающих организаций в зоне децентрализованного электроснабжения, составила 97,3 МВт. В концессии у ООО "Строй Инвест-Энергия" находится ветроэлектростанция (ВЭС) установленной мощностью 2,58 МВт, которая работает в составе Анадырского энергоузла.

Мощность аварийных дизельных пристанционных электростанций, предназначенных для запуска электростанций с "нуля", составляет: на Анадырской ТЭЦ - 6 МВт, на Эгвекинотской ГРЭС - 4 МВт, на Чаунской ТЭЦ - 4,5 МВт, на Анадырской ГМТЭЦ - 10,4 МВт.

Перечень электростанций, осуществляющих электроснабжение на территории Чукотского автономного округа, представлен в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1. - Структура установленной мощности электростанций на территории Чукотского автономного округа по состоянию на 01.01.2023

N	Наименование	Установленная электрическая мощность на 01.01.2023, МВт	Установленная тепловая мощность на 01.01.2023, Гкал/ч	Тип электростанций
1	АО "Чукотэнерго"	128,25	399,28
1.1	Анадырская ТЭЦ	50,0	140	ТЭЦ
1.2	Анадырская ГМТЭЦ	18,25	68,28
1.3	Эгвекинотская ГРЭС	30,0	92
1.4	Чаунская ТЭЦ	30,0	99
2.	АО "Концерн Росэнергоатом"	106,0	190,25
2.1	"Билибинская АЭС"	36,0	50,25	АЭС
2.2	ПАТЭС	70,0	140
3	Предприятия жилищно-коммунального хозяйства	71,395	281,255
3.1	ГП ЧАО "Чукоткоммунхоз"	37,667	198,852	ДЭС, котельные
3.2	МП ЖКХ Билибинского муниципального района	7,24	32,31
3.3	МП "Чаунское районное коммунальное хозяйство"	1,8	14,84
3.4	ООО "Электро-Инчоун"	0,85	-
3.5	МУП ЖКХ "Иультинское"	8,528	15,289
3.6	МУП "Айсберг"	12,54	19,964	ДЭС
3.7	Анадырская ВЭС	2,77	-	ВЭС
4	АО "Чукотская горно-геологическая компания"	28,675	15	ДЭС
	Всего	334,32	885,785

Структура установленной мощности электростанций по типам генерирующих мощностей (по состоянию на 01.01.2023) представлена на рисунке 3.3.1.

Рисунок 3.3.1. - Структура установленной мощности электростанций на территории Чукотского автономного округа по состоянию на 01.01.2023

Краткая характеристика оборудования электростанций энергосистемы Чукотского автономного округа приведена в таблицах 3.3.2 - 3.3.6.

Таблица 3.3.2. - Краткая характеристика оборудования Анадырской ТЭЦ

Ст. N	Тип (маркировка)	Год ввода в эксплуатацию	Мощность, МВт	Паропроизводительность, т/ч	Наработка на 01.01.2023, час
Котлоагрегаты
1	БКЗ 160-100	1986		160	127 682
2	БКЗ 160-100	1987		160	133 869
Турбоагрегаты
1	ПТ-25/30-90-10М	1986	25		131 956
2	ПТ-25/30-90-10М	1987	25		145 839
Дизель-генераторы
1	15Д100	1997	1,5		403
2	15Д100	1997	1,5		374
3	15Д100	1997	1,5		375
4	15Д100	1997	1,5		394

Таблица 3.3.3. - Краткая характеристика оборудования Анадырской ГМТЭЦ

Ст. N	Тип (маркировка)	Год ввода в эксплуатацию	Мощность, МВт	Производительность, Гкал/час	Наработка на 01.01.2023, час
Газомоторные двигатели
1	Caterpillar G3616	2005	3,65		61 208
2	Caterpillar G3616	2005	3,65		65 628
3	Caterpillar G3616	2005	3,65		65 763
4	Caterpillar G3616	2005	3,65		65 315
5	Caterpillar G3616	2005	3,65		65 798
ДГУ
6	Caterpillar D3616	2005	5,2		315
7	Caterpillar D3616	2005	5,2		388
Котлоагрегаты (водогрейные котлы)
1	Unimat UT-H "LOOS"	2005		12,47	28 727
2	Unimat UT-H "LOOS"	2005		12,47	28 424
3	Unimat UT-H "LOOS"	2005		12,47	29 298
4	Unimat UT-H "LOOS"	2005		12,47	27 695

Таблица 3.3.4. - Краткая характеристика оборудования Чаунской ТЭЦ

Ст. N	Тип (маркировка)	Год ввода в эксплуатацию	Мощность, МВт	Паропроизводительность, т/час	Наработка на 01.01.2023, час
Котлоагрегаты
1	ТС-30	1961		30	309 682
2	Е-50-40	1992		50	168 737
3	Е-50-40	1985		50	180 158
4	ПК-50-40	1967		50	266 478
Турбоагрегаты
1	П-5 (6)-35/5	1983	5		212 141
2	К-10 (12)-35	1980	10		181 032
3	ПТ-12-35/10М	1987	12		204 901
4	АК-1.5 (4-4)	1971	1,5		369 272
5	АК-1.5 (4-3)	1975	1,5		377 053
Дизель-генераторы
1	15Д100	1990	1,5		5 008
2	15Д100	1990	1,5		5 288
3	15Д100	1990	1,5		4 396

Таблица 3.3.5. - Краткая характеристика оборудования Эгвекинотской ГРЭС

Ст. N	Тип (маркировка)	Год ввода в эксплуатацию	Мощность, МВт	Паропроизводительность, т/ч	Наработка на 01.01.2023
Котлоагрегаты
1	ЧКД-Дукла	1959, реконструкция в 1974 перевод на пылеугольное сжигание		40	182 900
2	ЧКД-Дукла	1959, реконструкция в 1974 г. перевод на пылеугольное сжигание		40	177 254
3	К-50-40	1974		50	264 459
4	К-50-40	1974		50	249 286
Турбоагрегаты
1	П 6-35/5М	2010	6		36 986
2	ПТ-12/15-35/10М	1996	12		149 913
3	К-12-35У	1973	12		268 953
Дизель-генераторы
1	11Д100	1978	1		9 464
2	11Д100	1979	1		9 996
3	11Д100	1979	1		8 597
4	11Д100	1980	1		7 836

Таблица 3.3.6. - Краткая характеристика оборудования Билибинской АЭС

Ст. N	Тип реактора	Год ввода в эксплуатацию	Мощность эл., МВт	Год продления ресурса	Срок продления ресурса
1	ЭГП-6	1974	12	2004	23.03.2018 г. остановлен для вывода из эксплуатации. Лицензия N ГН-03-101-3598 от 14.01.2019 г.
2	ЭГП-6	1975	12	2019	до 31.12.2025 лицензия N ГН-03-101-3768 от 31.12.2019
3	ЭГП-6	1976	12	2020	до 31.12.2025 лицензия N ГН-03-101-3974 от 25.12.2020
4	ЭГП-6	1976	12	2021	до 31.12.2025 лицензия N ГН-03-101-4170 от 28.12.2021

Таблица 3.3.7. - Краткая характеристика оборудования ПАТЭС в г. Певеке

Ст. N	Тип реактора	Год ввода в эксплуатацию	Мощность эл., МВт	Мощность тепл., Гкал/ч
1	КЛТ-40С	2019	35	25
2	КЛТ-40С	2019	35	25

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Выработка электроэнергии по территории энергосистемы Чукотского автономного округа в 2022 году составила 817,39 млн кВт*ч, в том числе электростанциями АО "Чукотэнерго" - 260,17 млн кВт*ч, филиалами АО "Концерн Росэнергоатом" - 314,65 млн кВт*ч. (таблица 3.4.1.).

Таблица 3.4.1. - Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности, млн кВт*ч

N п/п	Наименование	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
1	АО "Чукотэнерго"	262,4	269,7	241,04	258,11	260,17
2	Филиалы АО "Концерн Росэнергоатом" (Билибинская АЭС, ПАТЭС *	212,2	210,9	272,34 *	284,97 *	314,65 *
3	ДЭС, ГП ЧАО "Чукоткоммунхоз"	44,4	44,7	45,57	48,08	46,61
4	ДЭС, МУП "Айсберг"	15,1	15,5	16,05	16,36	16,03
5	ДЭС, МП ЖКХ Билибинского муниципального района	6,1	6,1	6,26	6,1	6,01
6	ДЭС, МП "Чаунское районное коммунальное хозяйство",	1,6	1,6	1,42	1,5	1,51
7	ООО "Электро-Инчоун"	1,0	1,0	1,0	0,97	0,9
8	ДЭС, МУП ЖКХ "Иультинское"	9,6	9,9	9,4	9,26	8,51
9	ДЭС, АО "Чукотская горно-геологическая компания"	144,7	148,8	143,78	154,44	160,3
10	Ветровые электростанции	3,2	3,0	2,7	2,7	3,3
	Всего	700,3	711,2	739,56	782,49	817,99

______________________________

^* _{с учётом введённой в эксплуатацию в 2020 году ПАТЭС в г. Певеке}

3.4. Анализ существующего баланса мощности и электрической энергии

Энергосистема Чукотского автономного округа в настоящее время является энергоизбыточной.

Потребность в электроэнергии полностью обеспечивается выработкой действующих электростанций. Отпуск электроэнергии в 2022 году за пределы округа в п. Черский (Республика Саха (Якутия)) составил 14,75 млн кВт*ч (1,8% от произведённой электроэнергии).

Таблица 3.5.1. - Баланс электрической энергии энергосистемы Чукотского автономного округа за 2018 - 2022 гг., млн кВт*ч

N	Наименование	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
1	Выработка	700,3	711,2	739,56	782,49	817,99
	в том числе:
	АО "Чукотэнерго"	262,4	269,7	241,04	258,11	260,17
	Филиалы АО "Концерн Росэнергоатом" (Билибинская АЭС, ПАТЭС *)	212,2	210,9	272,34 *	284,97 *	314,65 *
	ДЭС	222,6	227,6	223,48	236,71	239,87
	ВЭС	3,2	3,0	2,7	2,7	3,3
2	Получение электроэнергии	0	0	0	0	0
3	Электропотребление, всего	700,3	711,2	739,56	782,49	817,99
	в том числе:
	Отпуск за пределы округа	13,5	13,0	13,7	13,5	14,75
	Собственные нужды	83,1	35,9	55,86	51,1	52,29
	Потери в электрических сетях	66,2	56,5	73,79	64,6	н/д
	Полезное потребление	537,5	605,8	596,21	653,29	н/д

______________________________

^* _{с учётом введённой в эксплуатацию в 2020 году ПАТЭС в г. Певеке}

______________________________

Фактические балансы мощности и электроэнергии энергоузлов энергосистемы Чукотского автономного округа за 2018 - 2022 гг. представлены в таблицах 3.5.2 - 3.5.7. Балансы мощности приведены на час прохождения собственного максимума энергоузлов.

Таблица 3.5.2. - Баланс мощности Чаун-Билибинского энергоузла, МВт

	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Максимум нагрузки	44,5	44,1	50,4	52,9	67,5
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность	78	66	136	136	136
Чаунская ТЭЦ	30	30	30	30	30
Билибинская АЭС	48	36	36	36	36
ПАТЭС в г. Певеке			70	70	70
Располагаемая мощность	66	66	136	136	97
Чаунская ТЭЦ	30	30	30	30	30
Билибинская АЭС	36	36	36	36	36
ПАТЭС в г. Певеке			70	70	31
Дефицит (-) / избыток ( + )	21,5	21,9	85,6	83,1	29,5

Таблица 3.5.3. - Баланс электроэнергии Чаун-Билибинского энергоузла, млн кВт*ч

	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление	292,7	293,93	320,82	338,76	376,89
ПОКРЫТИЕ
Выработка электроэнергии	292,7	293,93	320,82	338,76	376,89
Билибинская АЭС	212,2	210,9	145,04	109,28	120,55
ПАТЭС			127,3	175,69	194,1
Чаунская ТЭЦ	80,53	83,03	48,48	53,79	62,2
Число часов использования устан. мощности
Билибинская АЭС	4421	5858	4029	3036	3349
ПАТЭС			1819	2510	2773
Чаунская ТЭЦ	2684	2768	1616	1793	2073

Балансы мощности и электроэнергии Чаун-Билибинского энергоузла в период 2018 - 2022 гг. складывались удовлетворительно. Электростанции покрывали потребность в мощности и электроэнергии. Число часов использования установленной мощности Чаунской ТЭЦ составляло 1616 - 2768 часов. Число часов использования установленной мощности Билибинской АЭС в рассматриваемый ретроспективный период составляло 3036 - 5858 часов, ПАТЭС - 1819-2773 часов.

Таблица 3.5.4. - Баланс мощности Анадырского энергоузла, МВт

	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Максимум нагрузки	21,7	23,7	23,5	24,7	25,2
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность	68,25	68,25	68,25	68,25	68,25
Анадырская ТЭЦ	50	50	50	50	50
Анадырская ГМТЭЦ	18,25	18,25	18,25	18,25	18,25
Располагаемая мощность	68,25	68,25	68,25	68,25	68,25
Анадырская ТЭЦ	50	50	50	50	50
Анадырская ГМТЭЦ	18,25	18,25	18,25	18,25	18,25
Дефицит (-) /избыток ( + )	46,55	44,55	44,75	43,55	43,05

Таблица 3.5.5. - Баланс электроэнергии Анадырского энергоузла, млн кВт*ч

	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление	117,54	116,75	123,35	131,52	128,06
ПОКРЫТИЕ
Выработка электроэнергии, всего	117,54	116,75	123,35	131,52	128,06
Анадырская ТЭЦ	56,48	71,17	71,32	64,75	62,26
Анадырская ГМТЭЦ	61,06	45,58	52,03	66,77	65,80
Число часов использования установленной мощности
Анадырская ТЭЦ	1130	1423	1426	1295	1245
Анадырская ГМТЭЦ	3346	2498	2851	3659	3605

Балансы мощности и электроэнергии Анадырского энергоузла в период 2018 - 2022 гг. складывались удовлетворительно. Электростанции покрывали потребность в мощности и электроэнергии. Число часов использования установленной мощности Анадырской ТЭЦ составляло 1130 - 1426 часов, Анадырской ГМТЭЦ - 2498 - 3659 часов.

Таблица 3.5.6. - Баланс мощности Эгвекинотского энергоузла, МВт

	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Максимум нагрузки	12,6	13,2	13,5	13,0	13,1
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность	30	30	30	30	30
Эгвекинотская ГРЭС	30	30	30	30	30
Располагаемая мощность	30	30	30	30	30
Эгвекинотская ГРЭС	30	30	30	30	30
Дефицит (-) / избыток ( + )	17,4	16,8	16,5	17,0	16,9

Таблица 3.5.7. - Баланс электроэнергии Эгвекинотского энергоузла, млн кВт*ч

	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление	64,36	69,92	69,21	72,81	69,91
ПОКРЫТИЕ
Выработка электроэнергии, всего	64,36	69,92	69,21	72,81	69,91
Эгвекинотская ГРЭС	64,36	69,92	69,21	72,81	69,91
Число часов использования установленной мощности
Эгвекинотская ГРЭС	2121	2331	2307	2427	2330

Балансы мощности и электроэнергии Эгвекинотского энергоузла в период 2018 - 2022 гг. складывались удовлетворительно. Электростанции покрывали потребность в мощности и электроэнергии. Число часов использования установленной мощности Эгвекинотской ГРЭС составляло 2121 - 2427 часов.

3.5. Объёмы и структура топливного баланса электростанций и котельных

Топливный баланс электростанций АО "Чукотэнерго" складывается из бурых и каменных углей, природного газа и дизельного топлива.

Бурый уголь используется в качестве основного топлива на Эгвекинотской ГРЭС. Электростанция работает на угле, добываемом на месторождении Анадырское ОАО "Шахта Угольная" в пос. Угольные Копи. Доставка угля на Эгвекинотскую ГРЭС осуществляется морскими судами в период летней морской навигации. Доставка по суше не осуществляется в связи с отсутствием дорожного сообщения между пос. Угольные Копи и пос. Эгвекинот.

В настоящее время на Анадырской ТЭЦ в связи с переводом на использование природного газа уголь используется в качестве второго основного топлива.

Основным топливом на Чаунской ТЭЦ является каменный уголь марки Ж Зырянского месторождения (Республика Саха (Якутия)).

Природный газ используется в качестве основного топлива на Анадырской ТЭЦ и Анадырской ГМТЭЦ. В марте 2018 года был осуществлён перевод котлоагрегата ст. N 2 Анадырской ТЭЦ на комбинированное сжигание природного газа и твёрдого топлива, в апреле 2021 года был завершён перевод электростанции с угля на газ.

Природный газ добывается на Западно-Озерном газовом месторождении в Анадырском муниципальном районе с 2004 года. Газ доставляется на Анадырскую ТЭЦ и Анадырскую ГМТЭЦ по газопроводу "Западно-Озерное месторождение - Анадырь" протяжённостью 104 км.

Дизельное топливо используется на Анадырской ТЭЦ, Чаунской ТЭЦ и Эгвекинотской ГРЭС в качестве вспомогательного топлива, на Анадырской ГМТЭЦ - в качестве резервного топлива, а также как основное топливо на дизельных электростанциях населённых пунктов в зоне децентрализованного электроснабжения. Дизельное топливо доставляется в Чукотский автономный округ в навигационный период.

Объёмы и структура потреблённого электростанциями и котельными Чукотского автономного округа в 2022 году топлива приведены в таблице 3.6.1.

Таблица 3.6.1 - Потребление топлива электростанциями и котельными Чукотского автономного округа, 2022 год, тыс. т у.т.

	Всего	в том числе
		газ	уголь	дизельное топливо
Годовой расход топлива	277,835	67,290	182,683	27,862
АО "Чукотэнерго"	173,135	67,290	105,209	0,636
Анадырская ТЭЦ	42,336	39,612	2,710	0,014
Анадырская ГМ ТЭЦ	27,738	27,678	-	0,060
Чаунская ТЭЦ	52,158	-	51,789	0,369
Эгвекинотская ГРЭС	50,903	-	50,710	0,193
ДЭС, котельные *	104,7	-	77,474	27,226

______________________________

^* _{на основе данных статистической отчётности за 2022 год}

______________________________

В 2022 году доля угля в структуре использованного электростанциями АО "Чукотэнерго" топлива составила 60,8%, газа - 38,9%, дизельного топлива - 0,3%.

3.6. Единый топливно-энергетический баланс Чукотского автономного округа

Единый топливно-энергетический баланс Чукотского АО за 2022 год приведён в таблице 3.7.1.

Таблица 3.7.1. - Топливно-энергетический баланс Чукотского АО за 2022 год, т у.т.

	Уголь	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Гидроэнергия и НВИЭ	Атомная энергия	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
Производство энергетических ресурсов	597100		80098	336	332	57966			735832
Ввоз	78000	404461							482461
Вывоз	-503700						-1685		-505385
Изменение запасов	-2101	-39293		4					-41391
Потребление первичной энергии	169299	365168	80098	340	332	57966	-1685		671518
Статистическое расхождение
Производство электрической энергии	-61237	-89343	-32690	-109	-332	-33166	97564		-119313
Производство тепловой энергии	-107854	-32997	-35843	-120		-24800		135528	-66086
Теплоэлектростанции	-40563	-27302	-35588	-120				59200	-44373
Котельные	-67291	-5695	-255					51528	-21713
Собственные нужды							-14809		-14809
Потери при передаче							-8930		-8930
Конечное потребление энергетических ресурсов	208	242828	11565	111			72140	135528	462380
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство							332		332
Промышленность		48075					56076	33200	137351
Строительство							566		566
Транспорт и связь		55822					1833		57655
Сфера услуг							590		590
Население	179	6831		104			6642	63600	77356
Использование ТЭР в качестве сырья и на нетопливные нужды		10		7					18
Прочие виды экономической деятельности	29	132090	11565				6101	38728	188513

3.7. Основные характеристики электросетевого хозяйства напряжением 35 кВ и выше

Энергосистема Чукотского автономного округа состоит из изолированно работающих энергоузлов. Самым крупным из них является Чаун-Билибинский энергоузел, где сконцентрированы предприятия горнодобывающей промышленности.

Чаун-Билибинский энергоузел

Основная электрическая сеть на территории Чаун-Билибинского энергоузла сформирована на напряжении 35 - 110 кВ, распределительная - на напряжении 6 - 0,4 кВ. По состоянию на 01.01.2023 суммарная протяжённость ЛЭП напряжением 35 кВ и выше, находящихся в эксплуатации на территории энергоузла, составила 1709 км, суммарная мощность трансформаторного оборудования, установленного на подстанциях напряжением 35 кВ и выше, - 523,5 МВА.

В состав электросетевого комплекса 110 кВ Чаун-Билибинского энергоузла входят девять подстанций 110 кВ с протяжёнными одноцепными ВЛ 110 кВ:

- ВЛ Билибинская АЭС - Бета - Гамма - Комсомольский - Южный - Береговая - Чаунская ТЭЦ (г. Певек) протяжённостью около 490 км, связывающая г. Певек и г. Билибино;

- ВЛ Билибинская АЭС - Встречный - Черский протяжённостью около 280 км, обеспечивающая связь Чаун-Билибинского энергоузла энергосистемы Чукотского автономного округа с пос. Черский (Республика Саха (Якутия)).

В 2019 году введена ПС 110 кВ Береговая (2 х 40 МВА) с заходами ВЛ 110 кВ Чаунская ТЭЦ - Южный (0,98 км и 2,02 км) - для подключения ПАТЭС к электрической сети Чаун-Билибинского энергоузла.

С 2020 года реализуются мероприятия по увеличению пропускной способности существующего транзита 110 кВ Певек - Билибино и усилению сети для обеспечения надёжного электроснабжения существующих и перспективных потребителей:

- замена ТТ в линейной ячейке ВЛ 110 кВ Гамма - Комсомольский на ПС 110 кВ Гамма (инвестиционная программа АО "Чукотэнерго");

- замена ТТ в линейных ячейках ВЛ 110 кВ Гамма - Комсомольский и ВЛ 110 кВ Южный - Комсомольский на ПС 110 кВ Комсомольский (ремонтная программа АО "Чукотэнерго");

- замена выключателя с установкой шкафов защиты и автоматики управления выключателем в линейной ячейке ВЛ 110 кВ Южный - Комсомольский на ПС 110 кВ Комсомольский (ремонтная программа АО "Чукотэнерго");

- замена выключателя с установкой шкафов защиты и автоматики управления выключателем в линейной ячейке ВЛ 110 кВ Гамма - Комсомольский на ПС 110 кВ Комсомольский (ремонтная программа АО "Чукотэнерго");

- установка специальной очереди АЧР (инвестиционная программа АО "Чукотэнерго").

В 2021 году введена в работу ВЛ Билибино - Песчанка с отпайкой на ПС Кекура протяжённостью порядка 230 км с ПС 110 кВ Кекура.

В настоящее время ведётся строительство ВЛ 110 кВ Береговая - Комсомольский - РП Билибино (490,6 км) с сооружением РП 110 кВ Билибино и строительство ВЛ 110 кВ Береговая - Южный - Комсомольский - Гамма - ПП Бета - РП Билибино (496,5 км).

Анадырский энергоузел

Основная электрическая сеть на территории Анадырского энергоузла сформирована на напряжении 35 кВ, распределительная - на напряжении 0,4 кВ. По состоянию на 01.01.2023 суммарная протяжённость ЛЭП напряжением 35 кВ, находящихся в эксплуатации на территории энергоузла, составила 16,6 км, суммарная мощность трансформаторного оборудования, установленного на подстанциях напряжением 35 кВ и выше, - 65,8 МВА.

Эгвекинотский энергоузел

Основная электрическая сеть на территории Эгвекинотского энергоузла сформирована на напряжении 110 кВ, распределительная - на напряжении 6 - 0,4 кВ. По состоянию на 01.01.2023 суммарная протяжённость ЛЭП напряжением 35 кВ и выше, находящихся в эксплуатации на территории энергоузла, составила 265,7 км, суммарная мощность трансформаторного оборудования, установленного на подстанциях напряжением 35 кВ и выше, - 13,7 МВА.

Электросетевой комплекс 110 кВ энергоузла состоит из трёх подстанций 110 кВ и двух одноцепных ВЛ 110 кВ, по которым выдаётся мощность Эгвекинотской ГРЭС:

- ВЛ 110 кВ Эгвекинотская ГРЭС - Валунистый протяжённостью 178,6 км, обеспечивающая питание месторождения золота Валунистый;

- ВЛ 110 кВ Эгвекинотская ГРЭС - 87 км протяжённостью 78,8 км, обеспечивающая питание преимущественно коммунально-бытовых потребителей.

В 2020 году в филиалах АО "Чукотэнерго" Эгвекинотская ГРЭС и Северные электрические сети проводились работы по реконструкции существующих объектов электросетевого хозяйства.

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 35 кВ и выше и электростанций энергосистемы Чукотского автономного округа представлена в Приложении А.

Перечень линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Чукотского автономного округа представлен в таблице 3.8.1, перечень трансформаторов напряжением 35 кВ и выше - в таблице 3.8.2.

Таблица 3.8.1. - Протяжённость ВЛ и КЛ по состоянию на 01.01.2023

N п/п	Название ВЛ	Класс напряжения, кВ	Протяжённость, км
ЧАУН-БИЛИБИНСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1	ВЛ 110 кВ БиАЭС - Прима с отпайкой на ПС Тепличный комбинат	110	4,9
2	ВЛ 110 кВ БиАЭС - Встречный с отпайкой на ПС Тепличный комбинат	110	55,0
3	ВЛ 110 кВ Черский - Встречный	110	224,7
4	ВЛ 110 кВ БиАЭС - Бета	110	27,2
5	ВЛ 110 кВ Бета - Алискерово	110	34,4
6	ВЛ 110 кВ Бета-Гамма	110	52,5
7	ВЛ 110 кВ Гамма - Комсомольский	110	282,2
8	ВЛ 110 кВ Южный - Комсомольский	110	53,9
9	ВЛ 110 кВ Комсомольский - Майское	110	49,7
10	ВЛ 110 кВ Береговая - Южный (заход на ПС 110 кВ Береговая введён в 2019 г.) *	110	75,6
11	ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ - Береговая (заход на ПС 110 кВ Береговая введён в 2019 г.) *	110	2,0
12	ВЛ 110 кВ Билибино - Песчанка I цепь с отп. на ПС Кекура	110	214,3
13	отп. на ПС 110 кВ Кекура	110	20,7
14	ВЛ 35 кВ Прима - Центральная	35	2,1
15	ВЛ 35 кВ Центральная - Дымка	35	10,0
16	ВЛ 35 кВ Центральная - Спорный	35	2,4
17	ВЛ 35 кВ Спорный - Атомка	35	5,9
18	ВЛ 35 кВ Дымка - Безымянный	35	7,1
19	ВЛ 35 кВ Атомка - Кепервеем	35	28,6
20	ВЛ 35 кВ Алискерово - Веселый	35	4,4
21	ВЛ 35 кВ Встречный - Безымянный	35	20,6
22	ВЛ 35 кВ ЧТЭЦ - Лагуна	35	5,3
23	ВЛ 35 кВ ЧТЭЦ - Вега	35	3,9
24	ВЛ 35 кВ Вега - 18 км с отпайкой на ПС-15	35	16,6
25	ВЛ 35 кВ Вега - Апапельгино	35	20,4
26	ВЛ 35 кВ Встречный - Нерский	35	8,6
27	ВЛ 35 кВ Встречный - Моховая	35	7,5
28	ВЛ 35 кВ Безымянный - Каральвеем	35	2,3
29	ВЛ 35 кВ Каральвеем - БиАЭС	35	23,0
30	ВЛ 35 кВ Комсомольский - Рыткучи	35	89,0
31	ВЛ 35 кВ Комсомольский - Богатый	35	4,9
32	ВЛ 35 кВ Быстрый - Соседний	35	22,3
33	ВЛ 35 кВ Южный - Умкырыннет	35	15,2
34	ВЛ 35 кВ Апапельгино - Полярная	35	14,0
Итого 110 кВ по ЧБЭУ			1097,0
Итого 35 кВ по ЧБЭУ			314,06
Итого по ЧБУ			1411,1
АНАДЫРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
35	КЛ 35 кВ ГМ ТЭЦ - ПС-1	35	1,7
36	КЛ 35 кВ ГМ ТЭЦ - ПС-2 N 1	35	4,0
37	КЛ 35 кВ ГМ ТЭЦ - ПС-2 N 2	35	4,0
38	КЛ 35 кВ ГМ ТЭЦ - АТЭЦ	35	0,9
38	КЛ 35 кВ АТЭЦ - ПП1	35	3,6
39	КЛ 35 кВ АТЭЦ - ПС-1	35	1,5
39	КЛ 35 кВ ПС-2 - ПС-1 N 2	35	0,5
40	КЛ 35 кВ ПС-2 - ПС-1 N 1	35	0,5
40	КЛ 35 кВ ПП1 - ПП2 N 1	35	н/д
41	КЛ 35 кВ ПП1 - ПП2 N 2	35	н/д
41	КЛ 35 кВ Угольные Копи N 1	35	н/д
42	КЛ 35 кВ Угольные Копи N 2	35	н/д
42	КЛ 35 кВ Угольные Копи - Аэропорт N 1	35	н/д
43	КЛ 35 кВ Угольные Копи - Аэропорт N 2	35	н/д
43	КЛ 35 кВ Угольные Копи - КЭЧ N 1	35	н/д
44	КЛ 35 кВ Угольные Копи - КЭЧ N 2	35	н/д
Итого по Анадырскому ЭУ			16,6
ЭГВЕКИНОТСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
45	ВЛ 110 кВ ЭГРЭС - ПС 87 км	110	78,8
46	ВЛ 110 кВ ЭГРЭС - Валунистый	110	178,6
47	Отпайка на ПС 110 кВ 87 км	110	4
48	ВЛ 35 кВ ЭГРЭС - Эгвекинот	35	8,3
49	ВЛ 35 кВ Валунистый - ЗИФ	35	3,92
50	ВЛ 35 кВ Валунистый - Юг	35	3,57
51	ВЛ 35 кВ Валунистый - Карьер 1,2	35	4,08
52	ВЛ 35 кВ Карьер 1,2 - Консервация	35	н/д
Итого 110 кВ по Эгвекинотскому ЭУ			261,4
Итого 35 кВ по Эгвекинотскому ЭУ			19,87
Итого по Эгвекинотскому ЭУ			281,27
Итого 110 кВ по Чукотскому АО			1358,4
Итого 35 кВ по Чукотскому АО			350,5
Итого по Чукотскому АО			1709

______________________________

^* _{двухцепный участок ВЛ 110 кВ от опоры N 8/10 до опоры N 8/3 (1,96 км) находится в собственности и обслуживается АО "Концерн Росэнергоатом". Данный участок относится к ВЛ 110 кВ Береговая-Южный и ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ - Береговая}

______________________________

Основные характеристики ЛЭП (марка провода, кабеля, год ввода в эксплуатацию, срок службы по состоянию на 01.01.2023) представлены в Приложении В.

Таблица 3.8.2. - Установленная мощность ПС по классам напряжения по состоянию на 01.01.2023

N п/п	Наименование	Уровень напряжения, кВ	Мощность, МВА
ЧАУН-БИЛИБИНСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1	ПС 110 кВ Черский	115/6,6	15
		115/6,6	15
2	ПС 110 кВ Встречный	115/38,5/6,6	6,3
		121/38,5/6,3	16
		35/0,4	0,1
3	ПС 110 кВ Тепличный комбинат	115/38,5/6,6	16
		115/38,5/6,6	16
4	ПС 110 кВ Алискерово	115/38,5/6,6	10
		121/38,5/6,3	5,6
5	ПС 110 кВ Гамма	121/38,5/6,3	5,6
6	ПС 110 кВ Комсомольский	121/38,5/6,3	6,3
		121/38,5/6,3	6,3
		35/0,4	0,32
7	ПС 110 кВ Майское	110/6,6	10
		110/6,6	10
8	ПС 110 кВ Береговая	110/35	40
		110/35	40
9	ПС 110 кВ Южный	115/38,5/6,6	10
		115/38,5/6,6	10
		35/0,4	0,1
10	ПС 110 кВ Прима	115/38,5/6,6	16
		115/38,5/6,6	16
11	ПС 110 кВ Кекура	115/6,6	16
12	ПС 110 кВ Песчанка	110/35	25
		110/35	25
13	ПС 35 кВ Нерский	35/6,3	2,5
14	ПС 35 кВ Моховая	35/6,3	2,5
15	ПС 35 кВ Встречный-2	35/6,3	н/д
16	ПС 35 кВ Каральвеем	35/6,3	4
		35/6,3	4
		35/6,3	6,3
17	ПС 35 кВ Дымка	35/6,3	4
		35/0,4	0,1
18	ПС 35 кВ Центральная	35/6,3	12,6
		35/0,4	0,1
19	ПС 35 кВ Атомка	35/6,3	4
		35/6,3	2,5
20	ПС 35 кВ Спорный	35/6,3	2,5
		35/6,3	2,5
		35/0,4	0,1
21	ПС 35 кВ Кепервеем	35/6,3	5
22	ПС 35 кВ Весёлый	35/6,3	4
23	ПС 35 кВ Рыткучи	35/6,3	4
		35/6,3	4
24	ПС 35 кВ Богатый	35/6,3	2,5
25	ПС 35 кВ Соседний	35/6,3	2,5
26	ПС 35 кВ Умкырыннэт	35/6,3	2,5
27	ПС 35 кВ Полярная	35/0,4	0,1
28	ПС 35 кВ Встречный	35/0,4	0,1
29	ПС 35 кВ Вега	35/6,3	4
		35/6,3	1,6
		35/0,4	0,1
		35/0,4	0,1
30	ПС 35 кВ Апапельгино	35/6,3	1
		35/6,3	1
		35/0,4	0,1
31	ПС 35 кВ Лагуна	35/6,3	4
		35/6,3	4
		35/0,4	0,1
	Итого 110 кВ по ЧБЭУ		336,1
	Итого 35 кВ по ЧБЭУ		89,02
	Итого по ЧБЭУ		425,12
АНАДЫРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1	ПС-1	35/6	10
		35/6	10
2	ПС-2	35/6	10
		35/6	10
3	ПС 35 кВ Угольные Копи	35/6	4
		35/6	4
4	ПС 35 кВ Аэропорт	35/10	6,4
		35/10	6,4
5	ПС 35 кВ КЭЧ	35/10	2,5
		35/10	2,5
	Итого по Анадырскому ЭУ		65,8
ЭГВЕКИНОТСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1	ПС 110 кВ Валунистый	110/35/6	6,3
		110/35/6	6,3
		110/35/6	6,3
2	ПС 110 кВ 87 км	110/6	5,6
3	ПС 35 кВ Эгвекинот	35/6	5,6
		35/6	2,5
4	ПС 35 кВ ЗИФ	35/	н/д
5	ПС 35 кВ Юг	35/	н/д
6	ПС 35 кВ Консервация	35/	н/д
7	ПС 35 кВ Карьер 1,2	35/	н/д
	Итого 110 кВ по Эгвекинотскому ЭУ		24,5
	Итого 35 кВ по Эгвекинотскому ЭУ		8,1
	Итого по Эгвекинотскому ЭУ		32,6
	Итого 110 кВ по Чукотскому АО		360,6
	Итого 35 кВ по Чукотскому АО		162,9
	Итого по Чукотскому АО		523,5

Основные характеристики ПС (тип трансформатора, количество трансформаторов, год ввода в эксплуатацию) представлены в Приложении Б.

Сводные данные по протяжённости линий электропередачи и трансформаторной мощности подстанций, расположенных на территории энергосистемы Чукотского автономного округа, приведены в таблице 3.8.3 и на рисунках 3.8.1 - 3.8.2.

Таблица 3.8.3. - Данные по ЛЭП и трансформаторам 35 кВ и выше

Напряжение, кВ	Протяжённость ВЛ		Кол-во трансформаторов	Мощность трансформаторов
	км	%		МВА	%
110	1358,4	79	25	360,6	69
35	350,5	21	49	162,9	31
Всего	1709	100	74	523,5	100

Рисунок 3.8.1. - Протяжённость ЛЭП напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Чукотского автономного округа

Рисунок 3.8.2. - Трансформаторная мощность ПС напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Чукотского автономного округа

Возрастная структура линий электропередачи и трансформаторов 35 - 110 кВ энергосистемы Чукотского автономного округа представлена на рисунках 3.8.3 - 3.8.4.

Рисунок 3.8.3. - Возрастная структура линий электропередачи напряжением 35 - 110 кВ энергосистемы Чукотского автономного округа по состоянию на 01.01.2023

Рисунок 3.8.4. - Возрастная структура трансформаторов напряжением 35 - 110 кВ энергосистемы Чукотского автономного округа по состоянию на 01.01.2023

Электросетевые объекты напряжением 35 кВ:

- 8,3% линий электропередачи находятся в эксплуатации до 35 лет,

- 2,6% линий электропередачи находятся в эксплуатации от 35 до 39 лет,

- 53,7% линий электропередачи находятся в эксплуатации от 40 до 49 лет,

- 35,4% линий электропередачи находятся в эксплуатации 50 лет и более,

- 39,6% трансформаторного оборудования находятся в эксплуатации менее 25 лет,

- 2,5% трансформаторного оборудования находятся в эксплуатации от 25 до 29 лет,

- 58% трансформаторного оборудования находятся в эксплуатации 30 лет и более

Электросетевые объекты напряжением 110 кВ:

- 36,8% линий электропередачи находятся в эксплуатации до 35 лет,

- 63,2% линий электропередачи находятся в эксплуатации 50 лет и более,

- 45,4% трансформаторного оборудования находятся в эксплуатации менее 25 лет,

- 0,0% трансформаторного оборудования находятся в эксплуатации от 25 до 29 лет,

- 54,6% трансформаторного оборудования находятся в эксплуатации 30 лет и более.

3.8. Динамика основных показателей энергоэффективности

Динамика энергоёмкости ВРП, электроёмкости ВРП, потребления электроэнергии на душу населения, а также электровооруженности труда в экономике за период 2018 - 2022 годов приведена в таблице 3.9.1.

Таблица 3.9.1. - Основные показатели энергоэффективности Чукотского автономного округа ^*

N п/п	Наименование показателя	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
1	Потребление электроэнергии на душу населения, тыс. кВт.*ч / чел. в год	14,6	15,1	15,5	16,4	17,5
2	Электроёмкость ВРП, кВт.*ч / тыс. рублей	9,2	9,5	9,8	9,9	8,7
3	Электроёмкость промышленного производства, кВт.*ч / тыс. рублей	5,2	5,5	5,6	5,9	н/д
4	Электровооруженность труда в экономике, тыс. кВт.*ч на одного занятого в экономике	21,6	22,4	23,2	24,5	н/д

_________________________________

^* _{рубли в ценах 2018 года}

3.9. Основные внешние связи энергосистемы Чукотского автономного округа

Энергосистема Чукотского автономного округа является автономной и не имеет внешних связей с субъектами Российской Федерации, за исключением посёлка Черский Республики Саха (Якутия), который связан с Чаун-Билибинским энергоузлом по одноцепной ВЛ 110 кВ Встречный - Черский.

Выводы

1. За период с 2018 по 2022 гг. спрос на электроэнергию по энергосистеме Чукотского АО вырос на 25,3% (по отношению к показателю 2017 года) до 575 млн кВт*ч при среднегодовых темпах прироста 4,62%.

2. Установленная мощность электростанций на территории Чукотского автономного округа на 01.01.2023 составила 334,32 МВт, в том числе установленная мощность электростанций Чаун-Билибинского энергоузла составила 136 МВт, Анадырского - 68,25 МВт, Эгвекинотского - 30 МВт. Суммарная установленная мощность ДЭС, находящихся на балансе энергоснабжающих организаций в зоне децентрализованного электроснабжения, составила 97,3 МВт. В концессии у ООО "Строй Инвест-Энергия" находится ветроэлектростанция (ВЭС) установленной мощностью 2,77 МВт, которая работает в составе Анадырского энергоузла.

3. На электростанциях Чукотского автономного округа в 2022 году выработано 817,99 млн кВт*ч, в том числе на ТЭС АО "Чукотэнерго" - 260,17 млн кВт*ч, на АЭС АО "Концерн Росэнергоатом" - 314,65 млн кВт*ч, на энергоисточниках в зоне децентрализованного электроснабжения - 243,17 млн кВт*ч.

4. Годовой расход топлива на электростанциях и котельных АО "Чукотэнерго" в 2022 году составил 173,1 тыс. т.у.т. Основными видами топлива на электростанциях АО "Чукотэнерго" является уголь (60,8%) и газ (38,9%).

5. Всего в энергосистеме Чукотского автономного округа находится в эксплуатации 1709 км ЛЭП 35 кВ и выше и 523,5 МВА трансформаторной мощности ПС напряжением 35 кВ и выше. Средний возраст линий электропередачи напряжением 110 кВ - 42 года, 35 кВ - 41 год; средний возраст трансформаторного оборудования с ВН 110 кВ - 42 года, с ВН 35 кВ - 36 лет.

4. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики Чукотского автономного округа

Особенностью работы энергосистемы Чукотского автономного округа является её изолированность от других энергосистем Дальнего Востока и ЕЭС России и связанные с этим повышенные требования по резервированию мощности для обеспечения надёжности энергоснабжения потребителей в суровых климатических условиях (отрицательные среднегодовые температуры, вечная мерзлота, сильные ветра).

В настоящее время электроснабжение потребителей округа осуществляется от централизованных и автономных энергоисточников (зона децентрализованного электроснабжения). Централизованное электроснабжение обеспечивается в Анадырском муниципальном районе, ГО Эгвекинот, ГО Певек и Билибинском муниципальном районе. В этих районах работают четыре электростанции АО "Чукотэнерго": Анадырская ТЭЦ, Анадырская газомоторная ТЭЦ (на правах аренды), Эгвекинотская ГРЭС и Чаунская ТЭЦ, а также Билибинская АЭС и ПАТЭС, входящие в структуру АО "Концерн Росэнергоатом".

Чаун-Билибинский энергоузел состоит из Певекского и Билибинского узлов, соединённых одной протяжённой ВЛ 110 кВ. Действующая схема электрических сетей 110 кВ Чаун-Билибинского энергоузла устарела и не отвечает современным требованиям надёжности и безопасности по следующим причинам:

- при отключении ВЛ 110 кВ на транзите Певек - Билибино Чаун-Билибинский энергоузел разделяется на два автономно работающих узла: Чаунский (энергоснабжение потребителей обеспечивается от Чаунской ТЭЦ и ПАТЭС) и Билибинский (энергоснабжение обеспечивается от Билибинской АЭС);

- ВЛ 110 кВ отработали свой нормативный срок службы (30 - 40 лет);

- повышенная аварийность ВЛ 110 кВ: Гамма - Комсомольский, ВЛ 110 кВ Черский - Встречный и ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - Гамма.

Проблемы электроснабжения потребителей в зоне децентрализованного электроснабжения

Основной проблемой энергоснабжения потребителей децентрализованной зоны является высокая степень физического износа производственного оборудования ДЭС и распределительных линий электропередачи. Эксплуатация энергооборудования осуществляется в сложных климатических условиях, что ведёт к большим расходам на содержание электросетей, ускоренному износу и дополнительным затратам.

Проблемы в топливоснабжении электростанций децентрализованной зоны обусловлены:

- большой долей дизельного топлива - более 90% от общего потребления в условном исчислении;

- сложной транспортной схемой доставки и досрочным завозом топлива, связанным с короткими сроками навигации.

Для обеспечения бесперебойной работы дизельных электростанций сел Анадырского района необходимо в период прохождения отопительного периода доставить по рекам Анадырского бассейна порядка 5 тыс. тонн дизельного топлива и обеспечить его годовое хранение.

Анализ загрузки трансформаторов на ПС 35 кВ и выше и ЛЭП 35 кВ и выше

С целью выявления возможных перегрузок трансформаторов, установленных на ПС 35 кВ и выше в энергосистеме Чукотского автономного округа, проведён анализ загрузки трансформаторов на подстанциях на основании актуального отчётного потокораспределения в энергосистеме Чукотского автономного округа в час зимнего максимума нагрузки. Допустимый уровень нагрузки трансформаторов принят в соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.2019 N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики".

Загрузка трансформаторов ПС 35 кВ и выше в энергосистеме Чукотского автономного округа в режиме зимнего максимума нагрузки 2022 года (как наиболее характерного за рассматриваемый период) представлена в таблице 4.1. Окончательные решения о необходимости замены трансформаторного оборудования приведены в разделе 5.4 (на основании результатов расчётов электроэнергетических режимов на перспективу).

Таблица 4.1. - Загрузка трансформаторов ПС 35 кВ и выше в энергосистеме Чукотского автономного округа в режиме зимнего максимума нагрузки 2022 года

Название ПС	Диспетчерское наименование Т/АТ	Тип	Мощность Т/АТ, МВА	S, МВА	S, %
ЧАУН-БИЛИБИНСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
ПС 110 кВ Черский	Т-1	ТДН - 15000 / 110	15	0	0
	Т-2	ТДН - 15000 / 110	15	2,2 + j0,7	15
ПС 110 кВ Встречный	Т-1	ТДТН-16000/110	16	6 + j1,9	39
	Т-2	ТМТН-6300/110	6,3	6 + j1,9	0
	Т-3	ТМ-100/35	0,1	0	0
ПС 110 кВ Тепличный комбинат	Т-1	ТДТН-16000/110	16	1,1 + j0,1	7
	Т-2	ТДТН-16000/110	16	0	0
ПС 110 кВ Алискерово	Т-1	ТДТН-10000/110	10	0,1 + j	1
	Т-2	ТМТГ-5600/110	5,6	0	0
ПС 110 кВ Гамма	Т-1	ТМТГ-5600/110	5,6	0,1 + j	2
ПС 110 кВ Комсомольский	Т-1	ТМТ-6300/110	6,3	0,4 + j0,1	7
	Т-2	ТМТ-6300/110	6,3	1 + j0,1	16
	Т-3	ТМ-320/35	0,32	0	0
ПС 110 кВ Майское	Т-1	ТДН - 10000/110	10	4,75 + j1,75	51
	Т-2	ТДН - 10000/110	10	4,75 + j1,75	51
ПС 110 кВ Южный	Т-1	ТДТН-10000/110	10	0,2 + j0,1	2
	Т-2	ТДТН-10000/110	10	0	0
	Т-3	ТМ-100/35	0,1	н/д	н/д
Чаунская ТЭЦ	Т-1	ТДТН-16000/110	16	0	0
	Т-3	ТДТН-16000/110	16	2,7 + j0,9	18
	Т-4	ТДТН-16000/110	16	2,9 + j1,1	19
ПС 110 кВ Прима	Т-1	ТДТН-16000/110	16	5 + j0,5	31
	Т-2	ТДТН-16000/110	16	0	0
ПС 110 кВ Кекура	Т-1	ТДН-16000/110	16	6,4 + j2,2	42
ПС 110 кВ Песчанка	Т-1	ТДНЖ-25000/110	25	0,5 + j0,1	2
ПС 35 кВ Нерский	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	0	0
ПС 35 кВ Безымянный	Т-1	ТМ-100/35	0,1	0	0
ПС 35 кВ Каральвеев	Т-1	ТМ-4000/35	2	1 + j0,3	52
	Т-2	ТМ-4000/35	2	1 + j0,3	52
	Т-3	ТМ-6300/35	6,3	3,6 + j2	65
ПС 35 кВ Дымка	Т-1	ТМ-4000/35	4	0	0
	Т-2	ТМ-100/35	0,1	0	0
ПС 35 кВ Центральная	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	1,4 + j0,1	22
	Т-2	ТМ-100/35	0,1	0	0
ПС 35 кВ Атомка	Т-1	ТМ-4000/35	4	0,2 + j0,1	6
	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	0	0
ПС 35 кВ Спорный	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	0	0
	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	0	0
	Т-3	ТМ-100/35	0,1	н/д	н/д
ПС 35 кВ Кепервеев	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	0,6 + j0,1	24
	Т-2	ТМ-2500/36	2,5	0	0
ПС 35 кВ Весёлый	Т-1	ТМ-4000/35	4	н/д	н/д
ПС 35 кВ Рыткучи	Т-1	ТМ-4000/35	4	н/д	н/д
	Т-2	ТМ-4000/35	4	н/д	н/д
ПС 35 кВ Богатый	Т-1	ТМ/2500/35	2,5	н/д	н/д
ПС 35 кВ Умкырыннет	Т-1	ТМ/2500/35	2,5	0	0
ПС 35 кВ Полярная	Т-1	ТМ-100/35	0,1	н/д	н/д
ПС 35 кВ Вега	Т-1	ТМ-4000/35	4	0,4 + j	10
	Т-2	ТМН-1600/35	1,6	0	0
	Т-3	ТМ-100/35	0,1	н/д	н/д
	Т-4	ТМ-100/35	0,1	н/д	н/д
ПС 35 кВ Апапельгино	Т-1	ТМН-1000/35	1	0,2 + j	20
	Т-2	ТМН-1000/35	1	0	0
	Т-3	ТМ-100/35	0,1	н/д	н/д
ПС 35 кВ Лагуна	Т-1	ТМН-4000/35	4	0	0
	Т-2	ТМН-4000/35	4	0,7 + j	18
	Т-3	ТМ-100/35	0,1	н/д	н/д
АНАДЫРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
ПС 35 кВ ПС-1	Т-1	н/д	10	1,115 + j0,061	11
	Т-2	н/д	10	н/д	н/д
ПС 35 кВ ПС-2	Т-1	н/д	10	н/д	н/д
	Т-2	н/д	10	н/д	н/д
ПС 35 кВ Угольные Копи	Т-1	н/д	4	н/д	н/д
	Т-2	н/д	4	н/д	н/д
ПС 35 кВ Аэропорт	Т-1	н/д	6,4	н/д	н/д
	Т-2	н/д	6,4	н/д	н/д
ПС 35 кВ КЭЧ	Т-1	н/д	2,5	н/д	н/д
	Т-2	н/д	2,5	н/д	н/д
ЭГВЕКИНОТСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
ПС 110 кВ Валунистый	Т-1	н/д	6,3	2,453 + j2,332	54
	Т-2	н/д	6,3	2,453 + j2,332	54
	Т-3	н/д	6,3	0	0
ПС 110 кВ 87 км	Т-1	ТМТГ-5600/110	5,6	2,82 + j0,25	51
ПС 35 кВ Эгвекинот	Т-1	н/д	5,6	н/д	н/д
	Т-2	н/д	2,5	2,16 + j0,528	89
ПС 35 кВ ЗИФ	Т-1	н/д	н/д	н/д	н/д
ПС 35 кВ Юг	Т-1	н/д	н/д	н/д	н/д
ПС 35 кВ Консервация	Т-1	н/д	н/д	н/д	н/д
ПС 35 кВ Карьер 1,2	Т-1	н/д	н/д	н/д	н/д

Анализ таблицы 4.1 показал отсутствие превышения в нормальной схеме допустимого уровня нагрузки трансформаторного оборудования ПС 35 кВ и выше энергосистемы Чукотского автономного округа. Максимальная токовая загрузка зафиксирована на ПС 110 кВ Майское (загрузка Т1 и Т2 составила 51% от I доп), на ПС 35 кВ Каральвеем (загрузка Т1 и Т2 составила 52% от I доп, загрузка Т-3 составила 65% от I доп), на ПС 35 кВ Эгвекинот (загрузка Т-2 составила 89% от I доп).

С целью выявления возможных перегрузок ЛЭП напряжением 35 кВ и выше проведён анализ загрузки линий электропередачи в энергосистеме Чукотского автономного округа в режиме зимнего максимума нагрузки. В таблице 4.2 представлена загрузка ЛЭП 35 кВ и выше в режиме зимнего максимума нагрузки 2022 года.

Таблица 4.2. - Загрузка ЛЭП 35 кВ и выше в энергосистеме Чукотского автономного округа в режиме зимнего максимума нагрузки 2022 года

Рабочее напряжение, кВ	Название ВЛ	Марка провода	I доп, А	I расч., А	I загр., %	S, МВА
ЧАУН-БИЛИБИНСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
110	ВЛ 110 кВ БиАЭС - Прима с отпайкой на ПС Тепличный комбинат	АС-120	390,0	45,9	11,8	8,4 - j2,4
110	ВЛ 110 кВ БиАЭС - Встречный с отпайкой на ПС Тепличный комбинат	АС-120	390,0	39,4	10,1	6,2 + j4,2
110	ВЛ 110 кВ Черский - Встречный	АСК-150 АС-120	390,0	32,3	8,3	2,3 - j5,7
110	ВЛ 110 кВ БиАЭС - Бета	АС-120	390,0	118,7	30,4	16,8 - j15,1
110	ВЛ 110 кВ Бета - Алискерово	АС-70 АС-95 АС120	265,0	10,0	3,8	0,1 + j1,9
110	ВЛ 110 кВ Бета - Гамма	АС-120	390,0	120,0	30,8	17,4 - j14,8
110	ВЛ 110 кВ Гамма - Комсомольский	АС-120	390,0	141,9	36,4	20,4 - j17,7
110	ВЛ 110 кВ Южный - Комсомольский	АС-95	330,0	165,0	50,0	-31 + j5
110	ВЛ 110 кВ Комсомольский - Майское	АС-120	390,0	51,3	13,2	9,6 + j1,8
110	ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ - Береговая	АС-120	390,0	5,9	1,5	0,5 + j1
110	ВЛ 110 кВ Береговая - Южный	АС-95 АС120	330,0	186,1	56,4	35 + j5,4
110	ВЛ 110 кВ Билибино - Песчанка I цепь с отпайкой на ПС Кекура	АС-240	610,0	38,2	6,3	6,9 + j2,3
35	ВЛ 35 кВ Прима - Центральная	АС-120	390,0	38,3	9,8	2,3 + j0,3
35	ВЛ 35 кВ Центральная - Дымка	АС-120	390,0	0,0	0,0	0
35	ВЛ 35 кВ Центральная - Спорный	АС-95	330,0	13,3	4,0	0,8 + j0,1
35	ВЛ 35 кВ Спорный - Атомка	АС-35	172,0	10,4	6,1	0,6 + j0,2
35	ВЛ 35 кВ Дымка - Безымянный	АС-95	330,0	0,0	0,0	0
35	ВЛ 35 кВ Атомка - Кепервеем	АС-120	390,0	10,0	2,6	0,6 + j0,1
35	ВЛ 35 кВ Алискерово - Веселый	АС-35	172,0	н/д	н/д	н/д
35	ВЛ 35 кВ Встречный - Безымянный	АС-95 АС-70	265,0	98,5	37,2	5,8 + j1,4
35	ВЛ 35 кВ ЧТЭЦ - Лагуна	АС-120	390,0	11,6	3,0	0,7 + j
35	ВЛ 35 кВ ЧТЭЦ - Вега	АСК-120	390,0	9,9	2,5	0,6 + j
35	ВЛ 35 кВ Вега - 18 км с отпайкой на ПС-15	АС-70 АС-35 АС-90	172,0	0,0	0,0	0
35	ВЛ 35 кВ Вега - Апапельгино	АСК-120	390,0	3,7	0,9	0,2 - j0,1
35	ВЛ 35 кВ Встречный - Нерский	АС-120	390,0	н/д	н/д	н/д
35	ВЛ 35 кВ Безымянный - Каральвеем	АС-95	330,0	110,8	33,6	5,6 + j3,7
35	ВЛ 35 кВ Каральвеем - БиАЭС	АС-95	330,0	н/д	н/д	н/д
35	ВЛ 35 кВ Комсомольский - Рыткучи	АС-120	390,0	н/д	н/д	н/д
35	ВЛ 35 кВ Комсомольский - Богатый	АС-120 АС-70 АС-95	265,0	н/д	н/д	н/д
35	ВЛ 35 кВ Южный - Умкырыннет	АС-35 АС-50	172,0	н/д	н/д	н/д
35	ВЛ 35 кВ Апапельгино - Полярная	АС-120	390,0	н/д	н/д	н/д
АНАДЫРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
35	КЛ 35 кВ ГМ ТЭЦ - ПС-1	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ ГМ ТЭЦ - ПС-2 N 1	АСКП-120 ПЗГВ 3 х 120	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ ГМ ТЭЦ - ПС-2 N 2	н/д	н/д	41,3	н/д	2,48 + j0,3
35	КЛ 35 кВ ГМ ТЭЦ - АТЭЦ	н/д	н/д	63,4	н/д	3,494 + j1,589
35	КЛ 35 кВ АТЭЦ - ПП1	н/д	н/д	91,1	н/д	-5,336 + j1,389
35	КЛ 35 кВ АТЭЦ - ПС-1	н/д	н/д	18,4	н/д	-1,115 + j0,061
35	КЛ 35 кВ ПС-2 - ПС-1 N 2	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ ПС-2 - ПС-1 N 1	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ ПП1 - ПП2 N 1	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ ПП1 - ПП2 N 2	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ Угольные Копи N 1	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ Угольные Копи N 2	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ Угольные Копи - Аэропорт N 1	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ Угольные Копи - Аэропорт N 2	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ Угольные Копи - КЭЧ N 1	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	КЛ 35 кВ Угольные Копи - КЭЧ N 2	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ЭГВЕКИНОТСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
110	ВЛ 110 кВ ЭГРЭС - Иультин с отпайкой на ПС 87 км	АС-95 Ж-50	215,0	17,2	8,0	2,44 - j2,19
110		АС-70	265,0	н/д	н/д	н/д
110	ВЛ 110 кВ ЭГРЭС - Валунистый	АС-120	390	0,0	0,0	0
35	ВЛ 35 кВ ЭГРЭС - Эгвекинот	АС-70	265,0	37,3	14,1	2,18 + j0,6
35	ВЛ 35 кВ Валунистый - ЗИФ	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	ВЛ 35 кВ Валунистый - Юг	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	ВЛ 35 кВ Валунистый - Карьер 1,2	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
35	ВЛ 35 кВ Карьер 1,2 - Консервация	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д

Анализ таблицы 4.2 показал отсутствие токовых перегрузок линий электропередачи напряжением 35 - 110 кВ в энергосистеме Чукотского автономного округа в режиме зимнего максимума нагрузки 2022 года.

5. Основные направления развития электроэнергетики Чукотского автономного округа

5.1. Прогноз потребления электрической энергии и максимальных электрических нагрузок

Перспективы социально-экономического развития Чукотского автономного округа в первую очередь связаны с планами по освоению месторождений полезных ископаемых на территории региона с сопутствующим развитием необходимой инфраструктуры. Соответственно, прогнозная динамика спроса на электроэнергию по трём энергоузлам определяется развитием горнодобывающей промышленности, характеризующимся как расширением объёмов производства на действующих предприятиях, так и реализацией новых проектов.

Крупнейшим перспективным проектом является строительство Баимского горно-обогатительного комбината. В рамках проекта на ресурсной базе Баимской горнорудной площади (месторождение медно-порфировых руд Песчанка) планируется строительство предприятия мощностью переработки 70 млн т. руды в год. Основной продукцией комбината будет являться медный концентрат. Ежегодное производство в концентратах составит: меди - 250 тыс. т., золота - до 19 т., а также молибден, серебро, рений, селен, теллур, платина, палладий и другие попутные металлы. Возможный вариант развития Баимской рудной зоны предусматривает организацию полного цикла производства металла, включающего в себя глубокую переработку сырья и получение в качестве конечного продукта катодной меди.

В целях реализации конкурентных преимуществ и стимулирования ускоренного социально-экономического развития Чукотского автономного округа посредством формирования комфортных условий для ведения бизнеса, привлечения инвестиций, создания новых промышленных, сельскохозяйственных, туристических объектов и дополнительных рабочих мест и, как следствие, повышения уровня жизни населения, постановлением Правительства Российской Федерации от 21 августа 2015 года N 876 создана ТОСЭР "Беринговский". В связи с расширением территории ТОСЭР в 2018 году принято решение о переименовании ТОСЭР "Беринговский" в ТОСЭР "Чукотка".

ТОСЭР "Чукотка" включает территорию городского округа Анадырь и значительную часть территории Анадырского муниципального района. В её границах находится десять населённых пунктов и межселенные территории. Деятельность резидентов осуществляется "точечно" на уже используемых ими участках или планируемых к использованию в границах ТОСЭР "Чукотка". Общая площадь ТОСЭР - 15,9 млн. га. Среди потенциальных резидентов ТОСЭР предприятия рыболовной, угле- и золотодобывающей промышленности, логистические объекты.

В таблице 5.1.1 представлены основные показатели прогноза социально-экономического развития Чукотского автономного округа в соответствии с Прогнозом социально-экономического развития Чукотского автономного округа на 2023 год и плановый период 2024 и 2025 годов.

Таблица 5.1.1. - Основные показатели прогноза социально-экономического развития Чукотского автономного округа на период до 2025 года

Показатели	факт		прогноз
	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Численность населения, тыс. чел. (на 1 января года)	49,5	47,9	47,5	47,7	47,8
в % к предыдущему году	98,4	96,8	99,2	100,4	100,2
в т.ч. городское	35,2	33,0	32,7	32,8	32,9
сельское	14,3	14,9	14,8	14,9	14,9
ВРП, индексы в % к предыдущему году	104,5	114,8 1	115,50	117,00	104,00
Промышленная продукция всего, индексы в % к предыдущему году	103,6	90,5	102,9	98,2	99,5
в т. ч.:
Добыча полезных ископаемых, индексы в % к предыдущему году	101,4	88,9	101,1	94,9	99,4
Обрабатывающие производства, индексы в % к предыдущему году	156,9	55,7	100,5	100,9	101,2
Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха, индексы в % к предыдущему году	105,2	100,6	114,4	117,8	99,9
Продукция сельского хозяйства, индексы в % к предыдущему году	98,4	110,8	101,5	101,5	101,1
Объем работ по ВЭД "Строительство", индексы в % к предыдущему году	141,0	109,0 1	123,1	166,2	108,0
Инвестиции в основной капитал, индексы в % к предыдущему году	151,8	170,6 1	141,7	144,8	95,4
Оборот розничной торговли, индекс в % к предыдущему году	101,4	104,7	104,8	104,3	102,4
Объем платных услуг населению, индексы в % к предыдущему году	99,1	102,7	101,9	101,9	102,0
Объем работ и услуг по ВЭД "Транспорт и связь", индексы в % к предыдущему году	х	х	х	х	х
Реальные доходы населения, индексы в % к предыдущему году	107,3	103,7 *	102,7	102,9	103,4
Ввод в действие жилых домов, тыс. кв. м.	3,0	3,5	5,0	5,0	5,0
Жилищный фонд, индексы в % к предыдущему году	100,4	100,1 1	100,0	100,0	100,0
в среднем на одного жителя, м 2	24,0	24,1 1	24,1	24,1	24,2

________________________________

^* _{оценка 2022 года}

________________________________

Для целей разработки прогноза спроса на электроэнергию, прогнозные показатели социально-экономического развития на период 2026 - 2027 годов принимаются на уровне среднегодовых показателей за 2023 - 2025 годы.

Перечень крупных инвестиционных проектов на территории энергосистемы Чукотского автономного округа, реализация которых учтена в рамках прогноза, приведён в таблице 5.1.2.

Таблица 5.1.2. - Перечень крупных инвестиционных проектов по энергосистеме Чукотского автономного округа

N п/п	Наименование объекта	Местонахождение присоединяемых энергопринимающих устройств	Максимальная заявленная мощность, МВт	Срок сдачи объекта в эксплуатацию
Умеренный вариант
Чаун-Билибинский энергоузел
1	ООО "Территория"	Билибинский район	1,0	2023 г.
2	ООО "ГДК Баимская"	Билибинский район	316,0	2022 - 2028 гг.
3	ООО "Золоторудная компания "Майское"	Чаунский район	7,7	2022 - 2023 гг.
Анадырский энергоузел
4	АО "КРДВ" - Объекты инфраструктуры ТОР "Чукотка" (Промпарк Анадырь)	г. Анадырь	2,8	2024 г.
Эгвекинотский энергоузел
5	ФКП "Аэропорты Чукотки" - Реконструкция аэропорта "Залив Креста"	пос. Эгвекинот	1,175	2023
Оптимистичный вариант (дополнительно к Умеренному)
Чаун-Билибинский энергоузел
6	Освоение Пыркакайских штокверков	Чаунский район	25,0	2024 - 2030 гг.
7	АО "Рудник Каральвеем" (увеличение мощности)	Билибинский район	2,56	н/д
8	Месторождение Совиное	Иультинский район	30,0	2026 - 2030 гг.

В рамках умеренного варианта на период до 2027 года учитывается реализация проектов, по которым есть действующие технические условия на технологическое присоединение (за исключением ООО "ГДК Баимская").

Максимальная заявленная мощность Баимского ГОК принята по данным компании ООО "ГДК Баимская".

Технологическое присоединение энергопринимающих устройств на месторождении Кекура к электрической сети ЧБЭУ осуществлено в 2021 году.

Присоединение энергопринимающих устройств на месторождении Песчанка (Баимский ГОК) реализовано в 2022 году с дальнейшим постепенным набором мощности. При этом электроснабжение Баимского ГОК (316 МВт) будет обеспечиваться:

- в объёме 20 МВт (ТП реализовано) - от Чаун-Билибинского энергоузла;

- в объёме 296 МВт - от нового генерирующего источника на мысе Наглейнын (без присоединения к электрической сети Чаун-Билибинского энергоузла).

Помимо Баимского ГОК в рамках умеренного варианта прогноза учитывается реализация проекта освоения месторождения Кекура (золотосеребряные руды). Ресурсы месторождения Кекура оцениваются в 80 тонн золота со средним содержанием 7,5 гр/т. Месторождение эффективно для отработки подземным способом с производительностью до 800 тыс. т. руды в год. Ожидаемый среднегодовой уровень добычи - 5 - 6 т. золота, 3 - 6 т. серебра.

С 2025 года планируется отсоединение посёлка Черский Нижнеколымского района Республики Саха (Якутия) от Чаун-Билибинского энергоузла с соответствующим снижением потребления электроэнергии и мощности в энергоузле. Годовое потребление электроэнергии в пос. Черский в среднем за последние пять лет составляет около 14 - 15 млн кВтч, максимум нагрузки - около 3 МВт.

Прогноз потребления электроэнергии по энергосистеме Чукотского автономного округа (таблица 5.1.3) разработан на основе прогноза социально-экономического развития региона с учётом данных о реализации перспективных инвестиционных проектов с выделением Чаун-Билибинского, Анадырского и Эгвекинотского энергоузлов в соответствии с Методическими указаниями по проектированию развития энергосистем, утверждёнными Приказом Минэнерго РФ N 1286 от 30.12.2022.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду Приказ Министерства энергетики РФ от 6 декабря 2022 г. N 1286

Оптимистичный вариант прогноза в дополнение к проектам, учтённым в умеренном варианте, учитывает реализацию крупного проекта по освоению оловянного месторождения Пыркакайские штокверки, а также увеличение мощности на месторождении Каральвеем.

В связи с тем, что реализация указанных перспективных проектов в рамках оптимистичного варианта планируется на территории Чаунского и Билибинского районов, оптимистичный вариант прогноза спроса на электроэнергию сформирован только по Чаун-Билибинскому энергоузлу.

В соответствии с умеренным вариантом прогноза, спрос на электроэнергию по энергосистеме Чукотского автономного округа может вырасти до 935 млн. кВт*ч к 2027 году при среднегодовых темпах прироста за прогнозный период 10,22%.

По оптимистичному варианту потребление электроэнергии по энергосистеме Чукотского автономного округа может вырасти до 1012 млн. кВт*ч к 2027 году при среднегодовых темпах прироста за прогнозный период 11,98%.

Таблица 5.1.3. - Прогноз спроса на электроэнергию по энергосистеме Чукотского автономного округа

	Факт	Прогноз					Ср. год. темп прироста за 2023 - 2027 гг., %
	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Умеренный вариант
Энергосистема Чукотского АО, млн кВт*ч, в т.ч.:	575	629	735	772	848	935
годовой темп, %	5,85	9,45	16,78	5,09	9,78	10,33	10,22
Чаун-Билибинский энергоузел, млн кВт*ч	377	426	515	552	627	715
годовой темп, %	11,25	13,00	20,80	7,27	13,68	13,96	13,66
Анадырский энергоузел, млн кВт*ч	128	131	148	148	148	148
годовой темп, %	-2,62	2,53	12,72	0,00	0,00	0,00	2,94
Эгвекинотский энергоузел, млн кВт*ч	70	72	72	72	72	72
годовой темп, %	-3,98	3,00	0,42	0,00	0,00	0,00	0,68
Оптимистичный вариант
Энергосистема Чукотского АО, млн кВт*ч, в т.ч.:	575	629	735	772	848	1012
годовой темп, %	5,85	9,45	16,78	5,09	9,78	19,43	11,98
Чаун-Билибинский энергоузел, млн кВт*ч	377	426	515	552	627	792
годовой темп, %	11,25	13,00	20,80	7,27	13,68	26,25	16,01
Анадырский энергоузел, млн кВт*ч	128	131	148	148	148	148
годовой темп, %	-2,62	2,53	12,72	0,00	0,00	0,00	2,94
Эгвекинотский энергоузел, млн кВт*ч	70	72	72	72	72	72
годовой темп, %	-3,98	3,00	0,42	0,00	0,00	0,00	0,68

Наиболее высокие темпы прироста электропотребления прогнозируются по Чаун-Билибинскому энергоузлу: потребление электроэнергии в ЧБЭУ по умеренному варианту за прогнозный период может увеличиться до 715 млн кВт*ч к 2027 году или на 90% по сравнению с 2022 годом с учётом перспективной нагрузки Баимского ГОК в объёме 20 МВт.

В оптимистичном варианте электропотребление в ЧБЭУ может увеличиться до 792 млн кВт*ч к 2027 году или более чем в два раза по сравнению с 2022 годом.

Прогноз максимальных электрических нагрузок

Основные показатели перспективных режимов электропотребления энергосистемы Чукотского автономного округа на период 2023 - 2027 гг. разработаны на основе прогноза спроса на электроэнергию с учётом коэффициентов совмещения в соответствии с Методическими указаниями по проектированию развития энергосистем, утверждёнными Приказом Минэнерго РФ N 1286 от 30.12.2022.

Максимальные электрические нагрузки рассчитаны по трём изолированным энергорайонам энергосистемы Чукотского автономного округа.

В таблице 5.1.4 представлены основные показатели перспективных режимов электропотребления Чаун-Билибинского энергоузла с учётом вывода из эксплуатации отработавших свой ресурс и ввода новых генерирующих мощностей, а также отключения нагрузки пос. Черский (Республика Саха (Якутия)).

Таблица 5.1.4. - Основные показатели перспективных режимов электропотребления Чаун-Билибинского энергоузла

	Факт	Прогноз
	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Умеренный вариант
Электропотребление, млн кВт*ч	377	426	515	552	627	715
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	67,5	82,4	94,7	98,9	105,9	105,9
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	5584	5169	5433	5580	5924	6752
Оптимистичный вариант
Электропотребление, млн кВт*ч	377	426	515	552	627	792
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	67,5	82,4	94,7	98,9	105,9	114,7
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	5584	5169	5433	5586	5930	6906

По умеренному варианту максимум нагрузки может вырасти до 106 МВт, по оптимистичному - до 115 МВт.

Снижение показателя ЧЧИМ в отдельные годы прогнозного периода обусловлено вводом новых потребителей в течение календарного года, что может приводить к более существенному росту максимума нагрузки, который чаще всего фиксируется в декабре месяце, при меньших темпах прироста электропотребления.

Показатели перспективного режима электропотребления по Анадырскому и Эгвекинотскому энергоузлам представлены в таблицах 5.1.5 - 5.1.6.

Таблица 5.1.5 - Основные показатели перспективных режимов электропотребления Анадырского энергоузла

	Факт	Прогноз
	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Электропотребление, млн кВт*ч	128	131	148	148	148	148
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	25,2	25,7	27,6	27,6	27,6	27,6
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	5082	5109	5362	5362	5362	5362

Таблица 5.1.6 - Основные показатели перспективных режимов электропотребления Эгвекинотского энергоузла

	Факт	Прогноз
	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Электропотребление, млн кВт*ч	70	72	72	72	72	72
Максимальная электрическая нагрузка, МВт	13,1	13,5	13,5	13,5	13,5	13,5
Число часов использования максимальной электрической нагрузки, час/год	5344	5333	5333	5333	5333	5333

Значимого роста максимума нагрузки по Анадырскому и Эгвекинотскому энергоузлам не ожидается.

5.2. Перспективные балансы мощности и электрической энергии

Чаун-Билибинский энергоузел

Перспективные балансы мощности Чаун-Билибинского энергоузла сформированы на час прохождения собственного максимума потребления мощности. Балансы мощности и электроэнергии разработаны для умеренного и оптимистичного вариантов развития.

В рассматриваемый период 2023 - 2027 гг. в Чаун-Билибинском энергоузле прогнозируется значительное увеличение потребности в электрической мощности и энергии. Прогнозируемый рост потребности определён с учётом электроснабжения предприятий Баимского ГОК (20 МВт) от Чаун-Билибинского энергоузла.

Резерв мощности принят в размере наиболее крупного агрегата и составляет 35 МВт (единичная мощность агрегатов ПАТЭС). Отключение п. Черский от Чаун-Билибинского энергоузла принято с 2025 года.

По данным Госкорпорации "Росатом" в связи с проведением мероприятий по устранению выявленных дефектов трубной системы парогенераторов на двух реакторных установках ПАТЭС в период до 2025 года планируется снижение располагаемой мощности электростанции: в период 2022 - 2024 гг. - до 28 МВт, в 2025 году - до 49 МВт.

В соответствии с решением Госкорпорации "Росатом" эксплуатация Билибинской АЭС (энергоблоки N 1 - 3) продлевается до 31.12.2025. С целью соблюдения требований ФНП в части наличия мест для хранения, образующегося ОЯТ на Билибинской АЭС, для обеспечения выгрузки всех ОТВС в любой момент эксплуатации энергоблоков N 2, 3 и 4 вплоть до останова для вывода из эксплуатации необходимо обеспечить работу АЭС с объемом отпуска электроэнергии на уровне не более 64 млн кВт*ч в год. Протокол производственного совещания от 24.08.2021 N 9-ГД/93-Пр.

Баланс мощности Чаун-Билибинского энергоузла для умеренного варианта приведён в таблице 5.2.1, баланс электроэнергии - в таблице 5.2.2.

Таблица 5.2.1. - Баланс мощности Чаун-Билибинского энергоузла. Умеренный вариант

	Ед. измер.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум	МВт	82,4	94,7	98,9	105,9	105,9
Резерв мощности	МВт	14	14	25	35	35
Резерв мощности в % к максимуму	%	17,0	14,8	25,3	33,1	33,1
ИТОГО потребность	МВт	96,4	108,7	123,9	140,9	140,9
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	161,0	161,0	161,0	150,0	150,0
в т.ч. Билибинская АЭС (вывод 31.12.2025)	МВт	36,0	36,0	36,0
Чаунская ТЭЦ	МВт	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
ПАТЭС	МВт	70,0	70,0	70,0	70,0	70,0
ДЭС г. Билибино (ввод 31.12.2023)	МВт	25,0	25,0	25,0	25,0	25,0
Арктическая ТЭС (г. Певек)	МВт				25,0	25,0
Ограничения мощности (ПАТЭС)	МВт	42,0	42,0	21,0
Ввод мощности после прохождения максимума	МВт	25,0
ИТОГО покрытие потребности	МВт	119,0	119,0	140,0	150,0	150,0
Избыток ( + ) / Дефицит (-)	МВт	-2,4	10,3	16,1	9,1	9,1

Таблица 5.2.2 - Баланс электроэнергии Чаун-Билибинского энергоузла. Умеренный вариант

	Ед. измер.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Потребление электрической энергии	млн кВт*ч	324,0	399,0	536,9	627,4	715,0
Производство электрической энергии	млн кВт*ч	324,0	399,0	536,9	627,4	715,0
в т.ч. Билибинская АЭС (вывод 31.12.2025)	млн кВт*ч	90,0	90,0	90,0
Чаунская ТЭЦ	млн кВт*ч	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0
ПАТЭС	млн кВт*ч	184,0	184,0	321,9	459,9	459,9
ДЭС г. Билибино (ввод 31.12.2023)	млн кВт*ч		75,0	75,0	42,5	42,6
Арктическая ТЭС (г. Певек)	млн кВт*ч				75,0	162,5
Число часов использования установленной мощности	час/год
в т.ч. Билибинская АЭС (вывод 31.12.2025)	час/год	5331	5708	2917
Чаунская ТЭЦ	час/год	1667	1667	1667	1667	1667
ПАТЭС	час/год	2629	2629	4599	6570	6570
ДЭС г. Билибино (ввод 31.12.2023)	час/год	0	3000	3000	1700	1704
Арктическая ТЭС (г. Певек)	час/год				3000	6500
Избыток ( + ) / Дефицит (-)	млн кВт*ч	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Баланс мощности Чаун-Билибинского энергоузла в умеренном варианте складываются удовлетворительно в период 2024 - 2027 гг., на уровне 2023 года - с дефицитом резервной мощности 2,4 МВт. Баланс электроэнергии в рассматриваемый период складывается удовлетворительно.

Баланс мощности Чаун-Билибинского энергоузла для оптимистичного варианта приведён в таблице 5.2.3, баланс электроэнергии - в таблице 5.2.4.

Таблица 5.2.3. - Баланс мощности Чаун-Билибинского энергоузла. Оптимистичный вариант

	Ед. измер.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум	МВт	82,4	94,7	98,9	105,9	114,7
Резерв мощности	МВт	14	14	25	35	35
Резерв мощности в % к максимуму	%	17,0	14,8	25,3	33,1	30,5
ИТОГО потребность	МВт	96,4	108,7	123,9	140,9	149,7
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	161,0	161,0	161,0	150,0	150,0
в т.ч. Билибинская АЭС (вывод 31.12.2023)	МВт	36,0	36,0	36,0
Чаунская ТЭЦ	МВт	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
ПАТЭС	МВт	70,0	70,0	70,0	70,0	70,0
ДЭС г. Билибино (ввод 31.12.2023)	МВт	25,0	25,0	25,0	25,0	25,0
Арктическая ТЭС (г. Певек)	МВт				25,0	25,0
Ограничения мощности (ПАТЭС)	МВт	42,0	42,0	21,0
Ввод мощности после прохождения максимума	МВт	25,0
ИТОГО покрытие потребности	МВт	119,0	119,0	140,0	150,0	150,0
Избыток ( + ) / Дефицит (-)	МВт	-2,4	10,3	16,1	9,1	0,3

Таблица 5.2.4. - Баланс электроэнергии Чаун-Билибинского энергоузла. Оптимистичный вариант

	Ед. измер.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Потребление электрической энергии	млн кВт*ч	324,0	399,0	536,9	627,5	792,1
Производство электрической энергии	млн кВт*ч	324,0	399,0	536,9	627,5	792,1
в т.ч. Билибинская АЭС (вывод 31.12.2025)	млн кВт*ч	90,0	90,0	90,0
Чаунская ТЭЦ	млн кВт*ч	50,0	50,0	50,0	50,0	82,2
ПАТЭС	млн кВт*ч	184,0	184,0	321,9	459,9	459,9
ДЭС г. Билибино (ввод 31.12.2023)	млн кВт*ч		75,0	75,0	42,6	75,0
Арктическая ТЭС (г. Певек)	млн кВт*ч				75,0	175,0
Число часов использования установленной мощности	час/год
в т.ч. Билибинская АЭС (вывод 31.12.2025)	час/год	5331	5708	2919
Чаунская ТЭЦ	час/год	1667	1667	1667	1667	2740
ПАТЭС	час/год	2629	2629	4599	6570	6570
ДЭС г. Билибино (ввод 31.12.2023)	час/год	0	3000	3000	1704	3000
Арктическая ТЭС (г. Певек)	час/год				3000	7000
Избыток ( + ) / Дефицит (-)	млн кВт*ч	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Баланс мощности Чаун-Билибинского энергорайона в оптимистичном варианте складывается удовлетворительно в период 2024 - 2027 гг., на уровне 2023 года - с дефицитом резервной мощности в размере 2,4 МВт. Баланс электроэнергии в рассматриваемый период складывается удовлетворительно.

Анадырский энергоузел

Перспективные балансы мощности Анадырского энергоузла сформированы на час прохождения собственного максимума потребления мощности. Резерв мощности принят в размере наиболее крупного агрегата и составляет 25 МВт. Балансы мощности и электроэнергии разработаны для умеренного варианта развития.

Баланс мощности Анадырского энергоузла приведён в таблице 5.2.5, баланс электроэнергии - в таблице 5.2.6.

Таблица 5.2.5. - Баланс мощности Анадырского энергоузла

	Ед. измер.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум	МВт	25,7	27,6	27,6	27,6	27,6
Резерв мощности	МВт	25,0	25,0	25,0	25,0	25,0
Резерв в % к максимуму	%	97,3	90,6	90,6	90,6	90,6
ИТОГО потребность	МВт	50,7	52,6	52,6	52,6	52,6
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	68,3	68,3	68,3	68,3	68,3
ТЭС	МВт	68,3	68,3	68,3	68,3	68,3
Анадырская ТЭЦ	МВт	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0
Анадырская ГМТЭЦ	МВт	18,3	18,3	18,3	18,3	18,3
Ограничения мощности на максимум нагрузки	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Располагаемая мощность на конец года	МВт	68,3	68,3	68,3	68,3	68,3
ТЭС	МВт	68,3	68,3	68,3	68,3	68,3
ИТОГО покрытие потребности	МВт	68,3	68,3	68,3	68,3	68,3
Избыток ( + ) / Дефицит (-)	МВт	17,6	15,7	15,7	15,7	15,7

Примечание: баланс мощности без учёта Анадырской ВЭС

Таблица 5.2.6. - Баланс электроэнергии Анадырского энергоузла

	Ед. измер.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Потребление электрической энергии	млн кВт*ч	131,3	148,0	148,0	148,0	148,0
Производство электрической энергии ТЭС	млн кВт*ч	131,3	148,0	148,0	148,0	148,0
Установленная мощность ТЭС	МВт	68,3	68,3	68,3	68,3	68,3
Число часов использования установленной мощности ТЭС	час/год	1922	2167	2167	2167	2167
Избыток ( + ) / Дефицит (-)	млн кВт*ч	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Примечание: баланс электроэнергии без учёта Анадырской ВЭС

Балансы мощности и электроэнергии Анадырского энергоузла в период 2023 - 2027 гг. складываются удовлетворительно.

Эгвекинотский энергоузел

Перспективный баланс мощности Эгвекинотского энергоузла сформирован на час прохождения собственного максимума потребления мощности. Резерв мощности принят в размере наиболее крупного агрегата и составляет 12 МВт. Балансы мощности и электроэнергии разработаны для умеренного варианта развития.

Баланс мощности Эгвекинотского энергоузла приведён в таблице 5.2.7, баланс электроэнергии - в таблице 5.2.8.

Таблица 5.2.7. - Баланс мощности Эгвекинотского энергоузла

	Ед. измер.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
ПОТРЕБНОСТЬ
Собственный максимум	МВт	13,5	13,5	13,5	13,5	13,5
Резерв мощности	МВт	12	12	12	12	12
Резерв в % к максимуму	%	88,9	88,9	88,9	88,9	88,9
ИТОГО потребность	МВт	25,5	25,5	25,5	25,5	25,5
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
ТЭС	МВт	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
Эгвекинотская ГРЭС	МВт	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Располагаемая мощность на конец года	МВт	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
ТЭС	МВт	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
ИТОГО покрытие потребности	МВт	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
Избыток ( + ) / Дефицит (-)	МВт	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5

Таблица 5.2.8. - Баланс электроэнергии Эгвекинотского энергоузла

	Ед. измер.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Потребление электрической энергии	млн кВт*ч	72,0	72,3	72,3	72,3	72,3
Производство электрической энергии ТЭС	млн кВт*ч	72,0	72,3	72,3	72,3	72,3
Установленная мощность ТЭС	МВт	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
Число часов использования установленной мощности ТЭС	час/год	2400	2410	2410	2410	2410
Избыток ( + ) / Дефицит (-)	млн кВт*ч	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Балансы мощности и электроэнергии Эгвекинотского энергоузла в период 2023 - 2027 гг. складываются удовлетворительно.

Чукотский автономный округ

Таблица 5.2.9. - Прогнозный топливно-энергетический баланс Чукотского автономного округа

т.у.т.

Строки топливно-энергетического баланса	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Производство энергетических ресурсов	926470	926089	933051	937319	939840	939840
Ввоз	318201	361701	361701	361701	361701	361701
Вывоз	-623372	-623372	-623372	-623372	-623372	-623372
Изменение запасов	-4575	-4575	-4575	-4575	-4575	-4575
Потребление первичной энергии	616724	659843	666805	671073	673594	673594
Статистическое расхождение
Производство электрической энергии	-167236	-168650	-175366	-179634	-188035	-188035
Производство тепловой энергии	-41932	-41932	-41932	-41932	-41932	-41932
Теплоэлектростанции	-19325	-19325	-19325	-19325	-19325	-19325
Котельные	-22608	-22608	-22608	-22608	-22608	-22608
Электрокотельные и теплоутилизационные установки	-31958	-31958	-31958	-31958	-31958	-31958
Собственные нужды	-31958	-31958	-31958	-31958	-31958	-31958
Потери при передаче	-29201	-29201	-29201	-29201	-29201	-29201
Конечное потребление энергетических ресурсов	346398	388102	388348	388348	382468	382468

Прогнозный топливно-энергетический баланс Чукотского автономного округа баланс потребления электроэнергии по энергосистеме Чукотского автономного округа разработан на основе прогноза социально-экономического развития региона с учётом данных о реализации перспективных инвестиционных проектов.

В рассматриваемый период 2023 - 2027 гг. наиболее значительное увеличение производства электрической мощности и энергии прогнозируется в Чаун-Билибинском энергоузле ввиду запуска новых горнодобывающих производств.

Таблица 5.2.10. - Однопродуктовый прогнозный целевой топливно-энергетический баланс Чукотского автономного округа

Строки топливно-энергетического баланса	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
	Природный газ
Производство энергетических ресурсов	79173	79173	79173	79173	79173	79173
Ввоз
Вывоз
Изменение запасов
Потребление первичной энергии	79173	79173	79173	79173	79173	79173
Статистическое расхождение
Производство электрической энергии	-32597	-32597	-32597	-32597	-32597	-32597
Производство тепловой энергии	-36942	-36942	-36942	-36942	-36942	-36942
Теплоэлектростанции	-36942	-36942	-36942	-36942	-36942	-36942
Котельные
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
Собственные нужды
Потери при передаче
Конечное потребление энергетических ресурсов	9634	9634	9634	9634	9634	9634

Единственным разрабатываемым газовым месторождением в Чукотском автономном округе является Западно-Озерное месторождение (введено в эксплуатацию в 2003 году), расположенное в 104 км от города Анадырь. В связи с большой удаленностью потенциальных потребителей от месторождения природный газ используется исключительно в промышленных целях.

Основными потребителями являются Анадырская ТЭЦ и Газомоторная теплоэлектроцентраль г. Анадырь.

Население Чукотского автономного округа не является потребителем природного газа.

Строительство сетевого трубопровода от газового месторождения в другие населенные пункты округа нерентабельно и трудноосуществимо ввиду большой удаленности населенных пунктов округа от города Анадырь и друг от друга.

На территории округа с 2004 года действует единственное предприятие газовой отрасли, не входящее в структуру ПАО "Газпром". Месторождение эксплуатирует региональное предприятие ООО "Сибнефть-Чукотка". Оно также выполняет подготовку и транспортировку газа до потребителей.

Дальнейшее подключение потребителей к газоснабжению не предусматривается ввиду низкой пропускной способности магистрального газопровода и технической ограниченностью оборудования комплекса подготовки газа Западно-Озёрного месторождения.

Предприятие ограничено техническими возможностями по добыче и транспортировке газа до потребителей и не подпадает под критерии действующих нормативно-правовых актов, направленных на поддержку данной отрасли (ресурсы порядка 6,3 млрд. м ³, добыча не более 90 млн. м ³ в год).

В 2020 году АО "Газпром промгаз" выполнило обследование "Западно-Озерного месторождения" и выдало заключение требующее принятие срочных мер по существенной модернизации оборудования газового промысла и газотранспортной системы.

В целях сохранения существующих объёмов газа, развития газомоторного рынка и соответствующего увеличения объемов добычи и сбыта газа, требуется существенная модернизация оборудования газового промысла и газотранспортной системы.

В целях увеличения объемов добычи до 120 млн. м ³ в год, требуется:

- строительство и ввод в эксплуатацию "Дожимной компрессорной станции УКПГ Западно-Озерного газового месторождения" (мощностью 1,44 МВт);

- строительство "Дополнительного магистрального газопровода "Западно-Озерное газовое месторождение - АГРС г. Анадырь", протяженностью 104 км, D219 мм;

- провести работы по бурению эксплуатационных скважин на Западно-Озерном газовом месторождении.

Реализация указанных мероприятий должна позволить обеспечить стабильную работу региональной системы газоснабжения на последующие годы.

5.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Чукотского автономного округа

В 2004 - 2006 гг. закончился проектный нормативный срок эксплуатации энергоблоков (30 лет) на Билибинской АЭС. В этот период были проведены работы по оценке текущего уровня безопасности и модернизации оборудования, в результате которых были приняты решения о продлении срока службы каждого энергоблока. В соответствии с планами АО "Концерн Росэнергоатом" вывод из эксплуатации Билибинской АЭС планируется в декабре 2025 года.

Перечень планируемых к выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Чукотского автономного округа в период до 2027 года приведён в таблице 5.3.1.

Таблица 5.3.1 - Перечень планируемых к выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Чукотского автономного округа в период до 2027 года

Электростанция	Принадлежность к компании	Ст. номер	Маркировка	Год вывода из эксплуатации	Вид топлива	Уст. мощность, МВт	Вид демонтажа
Билибинская АЭС	АО "Концерн Росэнергоатом"	2	ЭГП-12	2025	яд. топливо	12	В соответствии с программой вывода
		3	ЭГП-12	2025	яд. топливо	12
		4	ЭГП-12	2025	яд. топливо	12
		Итого:				36

Для замещения Билибинской АЭС и обеспечения покрытия потребности в мощности и тепло и электроэнергии в г. Билибино планируется сооружение энерго центра в составе дизельной электростанции (25 МВт) и дизельной котельной, ввод в эксплуатацию предполагается к концу 2023 года.

ПАО "РусГидро" рассматривает возможность вывода из эксплуатации Чаунской ТЭЦ после 2027 года в связи с моральным и физическим износом оборудования, зданий и сооружений. Для покрытия перспективной потребности в мощности и замещения Чаунской ТЭЦ в настоящее время рассматривается сооружение новой ТЭС в г. Певеке (Арктической ТЭС) с вводом первого агрегата 25 МВт в 2026 году и достижением установленной мощности 75 МВт (3 х 25 МВт) в 2029 году.

Перечень планируемых к вводу в эксплуатацию генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Чукотского автономного округа для умеренного и оптимистичного вариантов приведён в таблице 5.3.2.

Таблица 5.3.2. - Перечень планируемых к вводу в эксплуатацию генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Чукотского автономного округа в период до 2027 года

Электростанция	Принадлежность к компании	Маркировка	Год ввода	Вид топлива	Уст. мощность, МВт	Обоснование необходимости ввода
Энергоцентр г. Билибино	Администрация Чукотского АО	10 х ДЭС 2,5 МВт	2023	дизельное топливо	25	Замещение выводимой из эксплуатации Билибинской АЭС
		котельная	2023	дизельное топливо	-
		Итого:			25
Арктическая ТЭС г. Певек	ПАО "РусГидро"	К-25-8,8 *	2026	уголь *	25	Покрытие перспективных нагрузок Чаун-Билибинского энергоузла. Замещение Чаунской ТЭЦ
		Итого:			25
Итого по ЧАО:					50

_____________________________

^* _{оборудование и вид используемого топлива определены предварительно}

_____________________________

В Анадырском и Эгвекинотском энергоузлах в рассматриваемый перспективный период изменение установленной мощности электростанций не предусматривается.

В соответствии с комплексным планом ("дорожной картой") реализации инвестиционного проекта по освоению Баимской рудной зоны (от 28.12.2021 N 14480п-П51), утверждённым Заместителем Председателя Правительства Российской Федерации Ю.П. Трутневым, для электроснабжения ООО "ГДК Баимская" на мысе Наглейнын морского порта Певек предусматривается сооружение плавучей атомной электростанции на базе реакторных установок РИТМ-200 суммарной установленной мощностью 440 МВт с вводом в эксплуатацию первой очереди 220 МВт (2 х 110 МВт) в декабре 2026 года (таблица 5.3.3).

Таблица 5.3.3. - Перечень планируемых к вводу в эксплуатацию генерирующих мощностей для обеспечения электроснабжения ООО "ГДК Баимская" в период до 2027 года

Электростанция	Принадлежность к компании	Маркировка	Год ввода	Вид топлива	Уст. мощность, МВт	Обоснование необходимости ввода
ПЭБ на мысе Наглейнын	Госкорпорация "Росатом"	РИТМ-200	2026	ядерное топливо	110	Обеспечение электроснабжения ООО "ГДК Баимская"
		РИТМ-200	2026	ядерное топливо	110
		Итого:			220

5.4. Развитие электросетевого комплекса энергосистемы Чукотского автономного округа

Развитие электрической сети напряжением 35 - 110 кВ энергосистемы Чукотского автономного округа в период 2023 - 2027 гг. будет направлено на решение следующих задач:

- повышение надёжности электроснабжения существующих потребителей и обеспечение подключение новых;

- обеспечение выдачи мощности электростанций;

- замещение морально и физически устаревшего оборудования с использованием современных технологий;

- обеспечение технологического присоединения потребителей.

На основе результатов проведённого анализа существующего состояния, прогноза изменения схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации сформированы предложения по развитию электросетевого комплекса напряжением 35 - 110 кВ энергосистемы Чукотского автономного округа на период 2023 - 2027 гг.

В период 2023 - 2027 гг. в энергосистеме Чукотского АО для умеренного варианта развития намечается сооружение следующих электросетевых объектов:

- ВЛ 110 кВ Береговая - Комсомольский - РП Билибино (490,6 км) с РП 110 кВ Билибино и установкой СКРМ (на ПС 110 кВ Комсомольский и РП 110 кВ Билибино) - для обеспечения передачи мощности из г. Певека, где размещается большая часть генерирующих мощностей Чаун-Билибинского энергоузла (ПАТЭС и Чаунская ТЭЦ), в район г. Билибино, где планируется перспективный рост электрической нагрузки за счёт подключения новых потребителей (месторождение Кекура и Баимский ГОК);

- ВЛ 110 кВ Береговая - Южный - Комсомольский - Гамма - ПП Бета - РП Билибино (490 км) взамен демонтируемой существующей ВЛ 110 кВ - для обеспечения выдачи всей мощности ПАТЭС с целью обеспечения возрастающих нагрузок новых потребителей Чаун-Билибинского энергоузла и надёжного электроснабжения существующих и перспективных потребителей;

- отпайки от ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - Прима с отпайкой на ПС Тепличный комбинат на РУ 110 кВ ДЭС в г. Билибино (1,4 км) (ориентировочно: пролёт опор N 14 - 15) и сооружение РУ 110/6 кВ (2 х 25 МВА) ДЭС в г. Билибино - I этап технологического присоединения ДЭС в г. Билибино;

- двух ВЛ 110 кВ ДЭС в г. Билибино - РП Билибино (1,3 км + 1,4 км); заходов ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - Прима с отпайкой на ПС Тепличный комбинат на РП 110 кВ Билибино (0,4 км и 0,3 км) с образованием ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - РП Билибино и ВЛ 110 кВ РП Билибино - Прима с отпайкой на ПС Тепличный комбинат; заходов ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - Встречный с отпайкой на ПС Тепличный комбинат на РП 110 кВ Билибино (2 х 0,4 км) с образованием ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - РП Билибино и ВЛ 110 кВ РП Билибино - Встречный с отпайкой на ПС Тепличный комбинат - для обеспечения выдачи мощности ДЭС в г. Билибино;

- заходов ВЛ 110 кВ Береговая - Южный на РУ Арктической ТЭС (2 х 1 км);

- ВЛ 35 кВ Южный - Глубокая (20 км) с ПС 35 кВ Глубокая (1,25 МВА) и расширением РУ 35 кВ ПС 110 кВ Южный - для технологического присоединения месторождения Пыркакайские штокверки.

В соответствии с приказом Минэнерго России от 12 октября 2022 г. N 1114 в 2025 году намечается прекращение электроснабжения п. Черский от Чаун-Билибинского энергоузла с отключением ВЛ 110 кВ Встречный - Черский. Планируются замещающие мероприятия в п. Черский: ввод генерирующего оборудования на ДЭС Черский АО "Сахаэнерго" в объеме 7 МВт (увеличение установленной мощности ДЭС Черский до 15,5 МВт).

Для оптимистичного варианта (в дополнение к умеренному):

- установка второго трансформатора мощностью 32 МВА на ПС 35 кВ Глубокая и реконструкция ПС 110 кВ Южный с заменой существующих трансформаторов 2 х 10 МВА на трансформаторы 2 х 16 МВА - для технологического присоединения месторождения Пыркакайские штокверки.

В соответствии с комплексным планом ("дорожной картой") реализации инвестиционного проекта по освоению Баимской рудной зоны (от 28.12.2021 N 14480п-П51), утверждённым Заместителем Председателя Правительства Российской Федерации Ю.П. Трутневым, для электроснабжения ООО "ГДК Баимская" от плавучей атомной электростанции на мысе Наглейнын предусматривается сооружение ВЛ 330 кВ Мыс Наглейнын - ПП Билибино - Баимский ГОК с вводом в декабре 2026 года.

С целью проверки загрузки ЛЭП и трансформаторного оборудования проведены расчёты электроэнергетических режимов работы электрической сети 35 кВ и выше энергоузлов энергосистемы Чукотского автономного округа.

Расчётные модели электрической сети энергоузлов сформированы в соответствии с нормальной схемой электрических соединений энергосистемы Чукотского автономного округа с учётом планируемого развития энергосистемы.

Расчёты выполнены для нормальной и основных ремонтных схем для режимов зимнего максимума нагрузки, зимнего минимума нагрузки, летнего максимума нагрузки, летнего минимума нагрузки.

Расчёты электроэнергетических режимов работы электрической сети энергосистемы Чукотского автономного округа выполнены при температуре наружного воздуха -15°C для зимних и + 20°C для летних режимов (в соответствии с Методическими указаниями по проектированию развития энергосистем, утверждёнными приказом Минэнерго России от 06.12.2022 N 1286). Допустимая токовая загрузка ЛЭП принята на уровне не более 100% от ДДТН; допустимая загрузка Т/АТ - в соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.2019 N 81.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов на 2023 - 2027 гг. для умеренного и оптимистичного вариантов показали следующее:

в Чаун-Билибинском энергоузле:

- в нормальной схеме токовая загрузка элементов электрической сети находится в допустимых пределах;

- в послеаварийных схемах в период 2023 - 2027 гг. при отключении Т1 110/35 кВ (16 МВА) на ПС 110 кВ Встречный токовая загрузка Т2 110/35 кВ (6,3 МВА) достигает: в режимах зимнего максимума нагрузки величины 69 - 75 А (218,9% - 236,8% от номинального значения) в умеренном варианте и 69 - 95 А (218,9% - 300% от номинального значения) в оптимистичном варианте; в режимах летнего максимума нагрузки - 37 - 50 А (115,5% - 158,5% от номинального значения) в умеренном варианте и 37 - 61 А (115,5% - 191,7% от номинального значения) в оптимистичном варианте, соответственно. Допустимая загрузка Т2 на ПС 110 кВ Встречный, определённая в соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.2019 N 81, составляет: 120% на время не более 24 часов при температуре охлаждающего воздуха -15оС; 100% на время не более 24 часов при температуре охлаждающего воздуха 20оС. Для исключения токовой перегрузки трансформатора рекомендуется замена Т-2 110/35 кВ на ПС 110 кВ Встречный мощностью 6,3 МВА на новый Т 110/35 кВ мощностью 16 МВА.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов показали, что после проведения реконструкции ПС 110 кВ Встречный, в послеаварийной схеме при отключении Т1 110/35 кВ (16 МВА) токовая загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 64 А (79,5% от номинального значения);

- в послеаварийных схемах начиная с 2023 года при отключении Т-1 (Т-2) 110/6 кВ мощностью 10 МВА, установленного на ПС 110 кВ Майское, токовая загрузка Т-2 (Т-1) превышает допустимые значения и достигает 76 - 96 А (152% - 191,4% от допустимых значений). Допустимая загрузка Т1(Т2) ПС 110 кВ Майское, определённая в соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.2019 N 81, составляет: 120% на время не более 24 часов при температуре охлаждающего воздуха -15 ^оС; 100% на время не более 24 часов при температуре охлаждающего воздуха 20 ^оС. Для исключения токовой перегрузки трансформаторов (при увеличении нагрузки месторождения Майское) рекомендуется провести реконструкцию ПС 110 кВ Майское с заменой существующих трансформаторов на новые большей мощности 2 х 25 МВА.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов показали, что после проведения реконструкции ПС 110 кВ Майское, в послеаварийной схеме при отключении Т1 110/35 кВ (10 МВА) токовая загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 90 А (72% от номинального значения);

- в послеаварийных схемах на уровне 2023 года (до ввода в эксплуатацию новой ВЛ 110 кВ такой-то Береговая - Комсомольский - РП Билибино) при отключении существующей ВЛ 110 кВ транзита Певек - Билибино энергоузел делится на два изолированных энергорайона: электроснабжение потребителей Певекского района обеспечивается от ПАТЭС и Чаунской ТЭЦ, электроснабжение потребителей Билибинского района - от Билибинской АЭС. После сооружения новой ВЛ 110 кВ Береговая - Комсомольский - РП Билибино в послеаварийных схемах на уровне 2024 - 2027 гг. при отключении одной из ВЛ 110 кВ транзита Певек - Билибино токовая загрузка элементов электрической сети находится в допустимых пределах;

в Анадырском и Эгвекинотском энергоузлах:

- в нормальной и основных ремонтных схемах токовая загрузка остающихся в работе элементов электрической сети находится в допустимых пределах.

В таблице 5.4.1 приведены значения наибольших из выявленных токовых перегрузок (по годам) для умеренного и оптимистичного вариантов. Красным цветом выделены значения, превышающие допустимые.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов в табличном виде представлены в Приложении Г, в графическом виде - в Приложении Д.

Реализация предлагаемых мероприятий по развитию электросетевого комплекса напряжением 35 кВ и выше обеспечит надёжное функционирование энергосистемы Чукотского автономного округа в рассматриваемый перспективный период.

Всего за период 2023 - 2027 гг. в энергосистеме Чукотского автономного округа намечается ввод линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше и трансформаторной мощности напряжением 35 кВ и выше:

- в умеренном варианте - 1019 км, 67,3 МВА;

- в оптимистичном варианте - 1019 км, 131,3 МВА.

Суммарные капиталовложения на реализацию планов по развитию электросетевого комплекса напряжением 35 кВ и выше энергосистемы Чукотского автономного округа составят 35068,2 млн. руб. для умеренного и 35388,6 млн. руб. для оптимистичного вариантов развития (в текущих ценах без НДС).

Капитальные вложения в электросетевые объекты определены в соответствии с "Укрупнёнными нормативами цены типовых технологических решений капитально строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" (утверждены Приказом Минэнерго России от 17.01.2019 N 10).

В таблицах 5.4.2, 5.4.3 представлены сводные данные по вводам/реконструкциям электросетевых объектов 35 кВ и выше энергосистемы Чукотского автономного округа для умеренного и оптимистичного вариантов.

В таблице 5.4.4 представлены сводные данные по вводам/реконструкциям электросетевых объектов 330 кВ для обеспечения электроснабжения ООО "ГДК Баимская".

В таблице 5.4.5 представлены сводные данные по вводам/реконструкциям электросетевых объектов ниже 35 кВ энергосистемы Чукотского автономного округа 2023 - 2027 гг.

Таблица 5.4.1. - Перегружаемые элементы электрической сети

N	Тип	Ином, кВ	Диспетчерское наименование перегруженного элемента	Диспетчерское наименование отключаемого элемента	I доп, А	Наибольшая величина перегрузки (А, %)
						Умеренный вариант										Оптимистичный вариант
						2023 г.		2024 г.		2025 г.		2026 г.		2027 г.		2023 г.		2024 г.		2025 г.		2026 г.		2027 г.
						А	%	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%
Режимы зимнего максимума нагрузки
1	ТР	110	Т-2 ТДТН-6300/110 на ПС 110 кВ Встречный	Т-1 ТДТН-16000/110 на ПС 110 кВ Встречный	31,6	69	218,9	67	212,8	67	212,8	75	236,8	75	236,8	69	218,9	67	212,8	67	212,8	75	236,8	95	300
2	ТР	110	Т-2 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	Т-1 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	50,2	76	152	93	185,6	93	185,6	96	191,4	96	191,4	76	152	93	185,6	93	185,6	96	191,4	96	191,4
3	ТР	110	Т-1 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	Т-2 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	50,2	76	152	93	185,6	93	185,6	96	191,4	96	191,4	76	152	93	185,6	93	185,6	96	191,4	96	191,4
Режимы зимнего минимума нагрузки
1	ТР	110	Т-2 ТМТН-6300/110 на ПС 110 кВ Встречный	Т-1 ТДТН-16000/110 на ПС 110 кВ Встречный	31,6	62	194,7	57	178,8	57	178,8	65	205,5	65	205,5	62	194,7	57	178,8	57	178,8	65	205,5	85	267,7
2	ТР	110	Т-2 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	Т-1 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	50,2	66	131	75	148,5	75	148,5	79	158,2	79	158,2	66	131	75	148,5	75	148,5	79	158,2	79	158,2
3	ТР	110	Т-1 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	Т-2 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	50,2	66	131	75	148,5	75	148,5	79	158,2	79	158,2	66	131	75	148,5	75	148,5	79	158,2	79	158,2
Режимы летнего максимума нагрузки
1	ТР	110	Т-2 ТМТН-6300/110 на ПС 110 кВ Встречный	Т-1 ТДТН-16000/110 на ПС 110 кВ Встречный	31,6	37	115,5	42	133,6	42	133,6	50	158,5	50	158,5	37	115,5	42	133,6	42	133,6	50	158,5	61	191,7
2	ТР	110	Т-2 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	Т-1 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	50,2	52	104,1	59	118,3	59	118,3	64	128,3	64	128,3	52	104,1	59	118,3	59	118,3	64	128,3	64	128,3
3	ТР	110	Т-1 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	Т-2 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	50,2	52	104,1	59	118,3	59	118,3	64	128,3	64	128,3	52	104,1	59	118,3	59	118,3	64	128,3	64	128,3
Режимы летнего минимума нагрузки
1	ТР	110	Т-2 ТМТН-6300/110 на ПС 110 кВ Встречный	Т-1 ТДТН-16000/110 на ПС 110 кВ Встречный	31,6	36	113,7	40	125,9	40	125,9	49	153,8	49	153,8	36	113,7	40	125,9	40	125,9	49	153,8	52	165,8
2	ТР	110	Т-2 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	Т-1 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	50,2	50	98,7	50	98,7	54	108,5	56	111,3	56	111,3	50	98,7	50	98,7	54	108,5	56	111,3	56	111,3
3	ТР	110	Т-1 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	Т-2 ТДН-10000/110 на ПС 110 кВ Майское	50,2	50	98,7	50	98,7	54	108,5	56	111,3	56	111,3	50	98,7	50	98,7	54	108,5	56	111,3	56	111,3

Таблица 5.4.2. - Сводные данные по вводу/реконструкции электросетевых объектов 35 кВ и выше в Чаун-Билибинском энергоузле энергосистемы Чукотского автономного округа 2023 - 2027 гг. Умеренный вариант

N	Наименование	Год ввода	Технические характеристики			Организация ответственная за реализацию	Основное назначение объекта
			км	МВА	млн. руб.
	Обеспечение выдачи мощности электростанций
	110 кВ
1	Строительство двух ВЛ 110 кВ ДЭС в г. Билибино - РП Билибино	2023	2,7		51,0	Инвестор	Обеспечение выдачи мощности энергоцентра Билибино (Договор на ТП от 22.05.2020 N 8-2020)
2	Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Береговая - Южный до РУ Арктической ТЭС со строительством РУ Арктической ТЭС	2026	2,0		39,1	Инвестор	Обеспечение выдачи мощности Арктической ТЭС
	Итого для обеспечения выдачи мощности электростанций, в т.ч.:
	110 кВ		4,7	0,0	90,1
	Обеспечение надежности электроснабжения
	35 - 110 кВ
3	Реконструкция ПС 110 кВ Встречный с заменой трансформатора Т2 (6,3 МВА) на новый (16 МВА)	2023		16	80,0	АО "Чукотэнерго"	Повышение надежности электроснабжения потребителей в Билибинском районе
4	Реконструкция ПС 110 кВ Майское с заменой трансформаторов Т1, Т2 (2 х 10 МВА) на новые (2 х 25 МВА)	2023		50	154,7	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Золоторудная компания "Майское")
5	Строительство ВЛ 110 кВ Береговая - Комсомольский - РП Билибино с сооружением РП 110 кВ Билибино и установкой СКРМ	2023	490,6		19786,6	АО "Чукотэнерго"	Повышение надежности электроснабжения потребителей ЧБЭУ
6	Установка СКРМ на ПС 110 кВ Комсомольский	2023				АО "Чукотэнерго"
7	Переустройство захода ВЛ 110 кВ Комсомольский - Майский на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	0,2			АО "Чукотэнерго"
8	Переустройство захода ВЛ 110 кВ Быстрый - Комсомольский на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	0,3			АО "Чукотэнерго"
9	Переустройство захода ВЛ 110 кВ Гамма - Комсомольский на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	3,0			АО "Чукотэнерго"
10	Переустройство захода ВЛ 35 кВ Комсомольский - Рыткучи на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	1,3			АО "Чукотэнерго"
11	Переустройство захода ВЛ 35 кВ Комсомольский - Богатый на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	0,9			АО "Чукотэнерго"
12	Перезавод ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - Прима с отпайкой на ПС Тепличный комбинат на РП 110 кВ Билибино	2023	0,7			АО "Чукотэнерго"
13	Перезавод ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - Встречный с отпайкой на ПС Тепличный комбинат на РП 110 кВ Билибино	2023	0,8			АО "Чукотэнерго"
14	Строительство ВЛ 110 кВ Береговая - Южный - Комсомольский - Гамма - ПП Бета - РП Билибино	2025	496,5		14182,1	АО "Чукотэнерго"	Повышение надежности электроснабжения потребителей ЧБЭУ и обеспечение выдачи мощности ПАТЭС
15	Строительство КВЛ 35 кВ Южный - Глубокая с ПС 35 кВ Глубокая и реконструкция ПС 110/35/6 кВ Южный	2023	20,0	1,25	774,7	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения месторождения Пыркакайские штокверки (Договор на ТП от 31.10.2022 N 48/09-2022)
	Итого для обеспечения надежности электроснабжения, в т.ч.:
	35 - 110 кВ		1014,3	67,3	34978,1
	Итого по энергосистеме Чукотского автономного округа, в т.ч:
	35 - 110 кВ		1019,0	67,3	35068,2

Таблица 5.4.3. - Сводные данные по вводу/реконструкции электросетевых объектов 35 кВ и выше в Чаун-Билибинском энергоузле энергосистемы Чукотского автономного округа 2023 - 2027 гг. Оптимистичный вариант

N	Наименование	Год ввода	Технические характеристики			Организация ответственная за реализацию	Основное назначение объекта
			км	МВА	млн. руб.
	Обеспечение выдачи мощности электростанций
	110 кВ
1	Строительство двух ВЛ 110 кВ ДЭС в г. Билибино - РП Билибино	2023	2,7		51,0	Инвестор	Обеспечение выдачи мощности энергоцентра Билибино (Договор на ТП от 22.05.2020 N 8-2020)
2	Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Береговая - Южный до РУ Арктической ТЭС со строительством РУ Арктической ТЭС	2026	2,0		39,1	Инвестор	Обеспечение выдачи мощности Арктической ТЭС
	Итого для обеспечения выдачи мощности электростанций, в т.ч.:
	110 кВ		4,7	0,0	90,1
	Обеспечение надежности электроснабжения
	35 - 110 кВ
3	Реконструкция ПС 110 кВ Встречный с заменой трансформатора Т2 (6,3 МВА) на новый (16 МВА)	2023		16	80,0	АО "Чукотэнерго"	Повышение надежности электроснабжения потребителей в Билибинском районе
4	Реконструкция ПС 110 кВ Майское с заменой трансформаторов Т1, Т2 (2х10 МВА) на новые (2 х 25 МВА)	2023		50	154,7	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Золоторудная компания "Майское")
5	Строительство ВЛ 110 кВ Береговая - Комсомольский - РП Билибино с сооружением РП 110 кВ Билибино и установкой СКРМ	2023	490,6		19786,6	АО "Чукотэнерго"	Повышение надежности электроснабжения потребителей ЧБЭУ
6	Установка СКРМ на ПС 110 кВ Комсомольский	2023				АО "Чукотэнерго"
7	Переустройство захода ВЛ 110 кВ Комсомольский - Майский на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	0,2			АО "Чукотэнерго"
8	Переустройство захода ВЛ 110 кВ Быстрый - Комсомольский на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	0,3			АО "Чукотэнерго"
9	Переустройство захода ВЛ 110 кВ Гамма - Комсомольский на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	3,0			АО "Чукотэнерго"
10	Переустройство захода ВЛ 35 кВ Комсомольский - Рыткучи на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	1,3			АО "Чукотэнерго"
11	Переустройство захода ВЛ 35 кВ Комсомольский - Богатый на ПС 110/35/6 кВ Комсомольский	2023	0,9			АО "Чукотэнерго"
12	Перезавод ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - Прима с отпайкой на ПС Тепличный комбинат на РП 110 кВ Билибино	2023	0,7			АО "Чукотэнерго"
13	Перезавод ВЛ 110 кВ Билибинская АЭС - Встречный с отпайкой на ПС Тепличный комбинат на РП 110 кВ Билибино	2023	0,8			АО "Чукотэнерго"
14	Строительство ВЛ 110 кВ Береговая - Южный - Комсомольский - Гамма - ПП Бета - РП Билибино	2025	496,5		14182,1	АО "Чукотэнерго"	Повышение надежности электроснабжения потребителей ЧБЭУ и обеспечение выдачи мощности ПАТЭС
15	Строительство КВЛ 35 кВ Южный - Глубокая с ПС 35 кВ Глубокая	2023	20,0	33,3	977,7	Инвестор	Обеспечение технологического присоединения месторождения Пыркакайские штокверки (Договор на ТП от 31.10.2022 N 48/09-2022)
16	Реконструкция ПС 110 кВ Южный с заменой трансформаторов Т1, Т2 (2 х 10 МВА) на новые (2 х 16 МВА)	2027		32	117,4	Инвестор
	Итого для обеспечения надежности электроснабжения, в т.ч.:
	35 - 110 кВ		1014,3	130,0	35298,5
	Итого по энергосистеме Чукотского автономного округа, в т.ч:
	35 - 110 кВ		1019,0	130,0	35388,6

Таблица 5.4.4. - Сводные данные по вводу/реконструкции электросетевых объектов 330 кВ для обеспечения электроснабжения ООО "ГДК Баимская"

N	Наименование	Год ввода	Технические характеристики			Организация ответственная за реализацию	Основное назначение объекта
			км	МВА	млн. руб.
	330 кВ
1	Строительство двух ВЛ 330 кВ Мыс Наглейнын - ПП Билибино - Баимский ГОК *	2026				Инвестор	Обеспечение электроснабжения ООО "ГДК Баимская"

_____________________________

_{Примечание :}

^*  _{- технические характеристики и стоимость ВЛ будут определены по результатам разработки проектной документации}

_____________________________

Таблица 5.4.5. - Сводные данные по вводам/реконструкции электросетевых объектов ниже 35 кВ энергосистемы Чукотского автономного округа 2023 - 2027 гг.

N п/п	Наименование инвестиционного проекта	Срок реализации	ЛЭП, км	Т/АТ, МВА	Назначение	Территории муниципальных образований, на территории которых реализуется инвестиционный проект
ниже 35 кВ
1	Строительство КТПН 6/0,4 кВ с КВЛ 6 кВ до ПС 35/6 кВ ПС-1	2024	1		Обеспечение технологического присоединения (Договор на ТП от 18.06.2021 N 0000000035021304002/23-2021)	г. Анадырь
2	Строительство трансформаторной подстанции ТП-10Б и ВЛ 6 кВ до ПС ЦРП-6	2023	0,32	1,6	Обеспечение технологического присоединения (Договор на ТП от 26.06.2022 N 220-ПРт-22)	г. Анадырь
3	ЗРУ 6 кВ и КЛ 6 до ПС 35/6 кВ Эгвекинот	2024	5,5		Обеспечение технологического присоединения (Договор на ТП от 05.03.2022 N 01-22)	г. Эгвекинот
Итого			6,8	1,6

5.5. Анализ баланса реактивной мощности

С целью определения достаточности установленных в энергосистеме Чукотского АО средств компенсации реактивной мощности с учётом регулировочного диапазона (по реактивной мощности) генераторов электростанций энергосистемы Чукотского автономного округа для поддержания уровней напряжения в сети 35 кВ и выше в допустимом диапазоне проведена оценка баланса реактивной мощности.

Расчёты баланса реактивной мощности выполнены для характерных режимов (режим летнего минимума нагрузки 2023 года и режим зимнего максимума нагрузки 2027 года) в электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Чукотского автономного округа для умеренного и оптимистичного вариантов развития.

Результаты расчётов баланса реактивной мощности энергосистемы Чукотского автономного округа представлены в таблице 5.5.1, 5.5.2 и 5.5.3.

Результаты расчётов уровней напряжения энергосистемы Чукотского автономного округа представлены в таблице 5.5.4, 5.5.5 и 5.5.6.

Таблица 5.5.1. - Баланс реактивной мощности Чаун-Билибинского энергоузла

п/п	Составляющие баланса	Умеренный вариант		Оптимистичный вариант
		Зимний максимум нагрузки 2027 года	Летний минимум нагрузки 2023 года	Зимний максимум нагрузки 2027 года	Летний минимум нагрузки 2023 года
Генерация
1	Станции/УШР/СК	-108	26	-22	26
2	ЛЭП, в т.ч.	39	16	-8	16
3	Внешняя сеть	0	0	0	0
4	Итого:	-70	42	-30	42
Нагрузка
5	Нагрузка	8	4	10	4
6	Потери в ЛЭП, в т.ч.	9	11	38	11
7	Потери в ТР и АТ	7	3	14	3
8	ШР/БСК	-93	24	-92	24
9	Итого:	-70	42	-30	42
10	Qг min	-163	-59	-146	-59
11	Qг max	135	127	160	127
12	Регулировочный диапазон	298	186	306	186
13	Резерв (дефицит) на потребление Q	54	86	124	86
14	Резерв (дефицит) на выдачу Q	243	100	182	100

Таблица 5.5.2. - Баланс реактивной мощности Анадырского энергоузла

п/п	Составляющие баланса	Зимний максимум нагрузки 2027 года	Летний минимум нагрузки 2023 года
Генерация
1	Станции/УШР/СК	4	-3
2	ЛЭП, в т.ч.	4	6
3	Внешняя сеть	0	0
4	Итого:	8	3
Нагрузка
5	Нагрузка	5	1
6	Потери в ЛЭП, в т.ч.	0	0
7	Потери в ТР и АТ	3	2
8	ШР/БСК	0	0
9	Итого:	8	3
10	Qг min	0	0
11	Qг max	40	20
12	Регулировочный диапазон	40	20
13	Резерв (дефицит) на потребление Q	4	-3
14	Резерв (дефицит) на выдачу Q	36	23

Таблица 5.5.3. - Баланс реактивной мощности Эгвекинотского энергоузла

п/п	Составляющие баланса	Зимний максимум нагрузки 2027 года	Летний минимум нагрузки 2023 года
Генерация
1	Станции/УШР/СК	4	-3
2	ЛЭП, в т.ч.	6	7
3	Внешняя сеть	0	0
4	Итого:	11	4
Нагрузка
5	Нагрузка	7	2
6	Потери в ЛЭП, в т.ч.	0	0
7	Потери в ТР и АТ	3	2
8	ШР/БСК	0	0
9	Итого:	11	4
10	Qг min	-103	-103
11	Qг max	108	108
12	Регулировочный диапазон	211	211
13	Резерв (дефицит) на потребление Q	107	100
14	Резерв (дефицит) на выдачу Q	104	111

Таблица 5.5.4. - Максимальное, среднее и минимальное значения напряжения на ПС Чаун-Билибинского энергоузла

Умеренный вариант. Зимний максимум нагрузки. 2027 год
	110 кВ	35 кВ
	Umax = 126 кВ *	Umax = 40,5 кВ *
U макс, кВ	116,8	38,4
U сред, кВ	113,6	36,0
U мин, кВ	107,3	32,9
Умеренный вариант. Летний минимум нагрузки. 2023 год
U макс, кВ	115,1	36,9
U сред, кВ	110,1	35,4
U мин, кВ	105,5	34,1
Оптимистичный вариант. Зимний максимум нагрузки. 2027 год
U макс, кВ	116,5	38,0
U сред, кВ	113,8	35,9
U мин, кВ	107,1	32,2
Оптимистичный вариант. Летний минимум нагрузки. 2023 год
U макс, кВ	115,1	36,9
U сред, кВ	110,1	35,4
U мин, кВ	105,5	34,1

_____________________________

^* _{ГОСТ 721-77 "Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приёмники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В"}

_____________________________

Таблица 5.5.5. - Максимальное, среднее и минимальное значения напряжения на ПС Анадырского энергоузла

Зимний максимум нагрузки. 2027 год
	35 кВ
	Umax = 40,5 кВ *
U макс, кВ	36,1
U сред, кВ	36,0
U мин, кВ	35,7
Летний минимум нагрузки. 2023 год
U макс, кВ	36,2
U сред, кВ	36,1
U мин, кВ	36,1

Таблица 5.5.6. - Максимальное, среднее и минимальное значения напряжения на ПС Эгвекинотского энергоузла

Умеренный вариант. Зимний максимум нагрузки. 2027 год
	110 кВ	35 кВ
	Umax = 126 кВ *	Umax = 40,5 кВ *
U макс, кВ	111,2	35,2
U сред, кВ	107,9	35,0
U мин, кВ	104,1	34,4
Умеренный вариант. Летний минимум нагрузки. 2023 год
U макс, кВ	111,2	36,3
U сред, кВ	107,8	35,9
U мин, кВ	104,1	34,7

Как видно из результатов расчётов, представленных в таблицах 5.5.1, 5.5.2 и 5.5.3, энергосистема Чукотского автономного округа обладает достаточным запасом по регулированию реактивной мощности как в умеренном, так и в оптимистичном вариантах развития. Уровни напряжения на подстанциях энергосистемы Чукотского автономного округа находятся в допустимых пределах (таблицы 5.5.4, 5.5.5 и 5.5.6).

Выводы

1. По умеренному варианту прогноза спрос на электроэнергию по энергосистеме Чукотского автономного округа к 2027 году увеличится на 62,7% по сравнению с 2022 годом - до 935 млн кВт.*ч - при среднегодовых темпах прироста 10,22%. Максимум электрической нагрузки по умеренному варианту в Чаун-Билибинском энергоузле к 2027 году оценивается на уровне 106 МВт. Существенного роста максимума нагрузки по Анадырскому и Эгвекинотскому энергоузлам не ожидается

2. По оптимистичному варианту электропотребление по энергосистеме Чукотского автономного округа к 2027 году оценивается на уровне 1012 млн кВт.*ч, что на 76,1% выше показателя 2022 года, при среднегодовых темпах прироста 11,98%. Максимум электрической нагрузки в Чаун-Билибинском энергоузле к 2027 году оценивается на уровне 115 МВт.

3. В период до 2027 года в Чаун-Билибинском энергоузле планируется вывод из эксплуатации Билибинской АЭС, сооружение энергоцентра в г. Билибино (в составе дизельной электростанции (25 МВт) и дизельной котельной) и новой ТЭС в г. Певеке (Арктической ТЭС) с вводом первого агрегата (25 МВт). В Анадырском и Эгвекинотском энергоузлах в рассматриваемый перспективный период изменение установленной мощности электростанций не предусматривается.

4. Для обеспечения электроснабжения ООО "ГДК Баимская" на мысе Наглейнын морского порта Певек предусматривается сооружение плавучей атомной электростанции на базе реакторных установок РИТМ-200 суммарной установленной мощностью 440 МВт с вводом в эксплуатацию первой очереди 220 МВт в декабре 2026 года.

5. С учётом принятого развития генерирующих мощностей балансы мощности и электроэнергии Чаун-Билибинского, Анадырского и Эгвекинотского энергоузлов в период до 2027 года складываются удовлетворительно.

6. По энергосистеме Чукотского автономного округа в период 2023 - 2027 гг. для умеренного варианта намечается сооружение ЛЭП напряжением 110 кВ суммарной протяжённостью 1019 км, трансформаторной мощности - 67,3 МВА, оптимистичного варианта - 1019 км и 131,3 МВА, соответственно.

7. Для поддержания уровней напряжения в электрической сети энергосистемы Чукотского автономного округа в допустимых пределах установка дополнительных средств компенсации реактивной мощности не требуется.

Приложения