Постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 26 апреля 2019 г. N 54-ПГ "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2020 - 2024 годов" (с изменениями и дополнениями) (документ утратил силу)

Постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 26 апреля 2019 г. N 54-ПГ
"Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2020 - 2024 годов"

В целях исполнения требований Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823, постановляю:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2020 - 2024 годов.

ГАРАНТ:

Настоящий пункт вступает в силу с 1 января 2020 г.

2. Признать утратившим силу постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 28 апреля 2018 года N 48-ПГ "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2019 - 2023 годов".

3. Настоящее постановление вступает в силу с момента официального опубликования, за исключением пункта 2, который вступает в силу с 01 января 2020 года.

4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на члена Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа, обеспечивающего формирование и реализацию государственной политики Ямало-Ненецкого автономного округа в сфере энергетики, энергосбережения, повышения энергетической эффективности коммунального комплекса.

Губернатор Ямало-Ненецкого автономного округа

Д.А. Артюхов

Утверждены
постановлением Губернатора
Ямало-Ненецкого автономного округа
от 26 апреля 2019 г. N 54-ПГ

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2020 - 2024 годов

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2020 - 2024 годов (далее - Схема и Программа) разработаны во исполнение требований Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823.

I. Общая характеристика Ямало-Ненецкого автономного округа

1.1. Географические особенности региона.

Ямало-Ненецкий автономный округ (далее - автономный округ, ЯНАО) - пятый по площади субъект Российской Федерации (далее - РФ), занимает 769 тыс. квадратных километров. ЯНАО входит в состав Уральского федерального округа.

На востоке автономный округ граничит с Красноярским краем, на юге - Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой (далее - ХМАО), на западе - республикой Коми и Ненецким автономным округом, с севера омывается Карским морем. На схеме 1 показано расположение ЯНАО на карте РФ.

Схема 1. Расположение ЯНАО на карте РФ

Большая часть ЯНАО расположена за Полярным кругом. Вся территория автономного округа относится к районам Крайнего Севера, а также согласно Указу Президента РФ от 02.05.2014 N 296 "О сухопутных территориях Арктической зоны Российской Федерации" - к сухопутным территориям Арктической зоны РФ.

Рельеф территории автономного округа равнинный, почти на 90%, и состоит из тайги на юге и тундры на севере с множеством рек, озёр и болот. На западе автономного округа вдоль Полярного Урала расположен горный массив, который простирается на 200 километров и достигает высоты до 1500 метров. На территории ЯНАО расположено около 300 тыс. озер (крупнейшие - Ярато, Нейто, Ямбуто) и 48 тыс. рек (крупнейшие - Обь, Таз, Пур и Надым). Северное побережье автономного округа омывает Карское море с его многочисленными заливами. Южнее расположены моренные и водно-ледниковые равнины, основные черты рельефа которых связаны с оледенением четвертичного периода.

Полуостров Ямал является самой северной материковой точкой автономного округа и находится на 73° северной широты, в 800 километрах от Северного Полярного круга. Все восточное побережье полуострова Ямал омывает один из крупнейших заливов Арктики - Обская губа, протяженностью около 800 километров.

1.2. Климатические особенности региона.

На территории ЯНАО выделяют три климатические зоны: арктическая, субарктическая и зона северной полосы Западно-Сибирской низменности. Климат формируется из наличия многолетней мерзлоты, близостью холодного Карского моря, обилием заливов, рек, болот и озёр. Среднегодовая температура воздуха отрицательная, на Крайнем Севере она достигает минус 10°С. Минимальные температуры зимой опускаются до минус 70°С. Летом, в июле, на всей территории температура может повышаться до плюс 30°С. Наблюдаются частые магнитные бури, сопровождаемые полярным сиянием.

Климат арктической зоны характеризуется длительной, холодной и суровой зимой продолжительностью до 8 месяцев с сильными бурями, морозами и частыми метелями, небольшой величиной снежного покрова, очень коротким летом (до 50 дней) и сильными туманами. Южная часть Ямальского полуострова, находящаяся в субарктической зоне, характеризуется резко континентальным климатом с осадками в виде дождей, лето продолжительностью до 70 дней. Климат северной (таежной) полосы Западно-Сибирской низменности резко континентальный, средняя температура воздуха здесь выше, лето довольно тёплое и влажное, длится до 100 дней.

1.3. Административно-территориальное деление региона.

Административно-территориальное деление ЯНАО*(1):

1) районы:

- Красноселькупский с административным центром в селе Красноселькуп;

- Надымский с административным центром в городе Надыме;

- Приуральский с административным центром в селе Аксарка;

- Пуровский с административным центром в городе Тарко-Сале;

- Тазовский с административным центром в поселке Тазовский;

- Шурышкарский с административным центром в селе Мужи;

- Ямальский с административным центром в селе Яр-Сале;

2) города окружного значения:

- Губкинский;

- Муравленко;

- Надым;

- Новый Уренгой;

- Ноябрьск;

- Лабытнанги;

- Салехард.

В ЯНАО насчитывается 55 муниципальных образований (далее - МО), включая 6 городских округов и 7 муниципальных районов, 6 городских и 36 сельских поселений. Административным центром ЯНАО является город Салехард.

Численность населения автономного округа по данным Росстата в 2018 году составляет 538 547 человек. Основные населенные пункты ЯНАО приведены в таблице 1.

Таблица 1

Населенные пункты, численность населения которых свыше 5 тысяч человек (численность населения представлена на 01.01.2018*(2))

Населённый пункт	Количество жителей (человек)
1	2
Новый Уренгой	114 837
Ноябрьск	106 930
Салехард	49 214
Надым	44 594
Муравленко	32 427
Губкинский	27 930
Лабытнанги	26 122
Тарко-Сале	21 442
Пангоды	10 954
Уренгой	10 092
Пурпе	9 589
Тазовский	7 169
Яр-Сале	7 441
Харп	5 987

1.4. Стратегия развития ЯНАО.

Стратегия социально-экономического развития ЯНАО до 2020 года, утвержденная постановлением Законодательного Собрания ЯНАО от 14.12.2011 N 839, представляет собой сбалансированную систему ориентиров, задающих целенаправленное движение к неуклонному росту качества жизни населения и повышению устойчивости экономики ЯНАО в обозначенный период.

Главные ориентиры социально-экономического развития ЯНАО - это инновационная модернизация экономики и устойчивый экономический рост, обеспечение национальной безопасности и личной защищенности местного населения, укрепление роли и места Арктики в экономике РФ.

Существующее социально-экономическое положение ЯНАО достаточно стабильно. Внушительный ресурсный и человеческий потенциалы сохранят устойчивость региона даже при инерционном сценарии управления. Тем не менее, темпы социально-экономического развития способны вырасти, если стимулировать эффективное использование региональных преимуществ и планомерно заниматься решением проблем, снижающих качество жизни населения в условиях Крайнего Севера. Выбор активного (инновационного) сценария развития региона отвечает прогрессивным планам государства, согласуется с ожиданиями населения и целями делового сообщества. Поэтому за основу стратегического планирования принят активный сценарий развития.

В качестве приоритетных задач стратегического преобразования качества жизни в ЯНАО отмечены следующие:

- модернизация инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

- развитие экономического потенциала;

- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

- охрана окружающей среды и оздоровление экологии;

- становление ЯНАО международным форпостом развития Арктики.

1.5. Структура экономики.

Экономика ЯНАО представлена следующими основными видами экономической деятельности: промышленное производство, строительство, торговля, транспорт и связь, сельское и лесное хозяйство.

На 01.01.2019 на учете в Статистическом регистре хозяйствующих субъектов состоит 1 676 организаций различных форм собственности, относящихся к строительному комплексу ЯНАО, в которых занято около 12% работников.

Одним из основных показателей, характеризующих деятельность строительных организаций, является объем работ, выполненных собственными силами на основании договоров и контрактов, заключаемых с заказчиками. По отношению к 2017 году объем строительных работ в ЯНАО увеличился в 3,3 раза и составил 448,8 млрд рублей.

В течение 2018 года в автономном округе были введены в эксплуатацию 237 скважин (119 нефтяных, 118 газовых), станции технического обслуживания легковых автомобилей (5 шт.), 38,8 км линий электропередач, 1 автомойка, 17,1 тыс. м2 торговых площадей, 46 км автомобильных дорог с твердым покрытием, 14 башень сотовой связи, 42 капитальных гаража на 909 машиномест.

Объем ввода жилья на 01.01.2019 составил 183,6 тыс. м2 (3 075 квартир), что на 22,2% ниже уровня 2017 года. Населением ЯНАО за счет собственных и привлеченных средств построено 24,6% от общего объема введенного жилья или 45,2 тыс. м2.

Основой экономики ЯНАО является добыча нефти, газа и газового конденсата. В настоящее время на территории ЯНАО добыча углеводородного сырья производится 39 предприятиями на 98 месторождениях, добыча нефти производится 25 предприятиями на 72 месторождениях.

Основным добытчиком газа являются дочерние предприятия ПАО "Газпром". С начала 2018 года на территории ЯНАО добыто 591,2 млрд м3 природного газа (более 81% всей добычи российского газа) или 106,1% к уровню 2017 года.

Основными нефтедобывающими предприятиями в ЯНАО являются дочерние предприятия ПАО "Газпром нефть" и ПАО "НК "Роснефть". В 2018 году на 3,3% увеличился объем добычи нефти и достиг 32,6 млн тонн.

Благодаря уникальным месторождениям углеводородов ЯНАО является крупнейшим поставщиком углеводородного сырья не только на внутренний рынок, но и на рынки Восточной и Западной Европы. В ЯНАО сосредоточены основные нефтегазовые запасы страны. Ежегодно здесь добывается более 80% российского газа, или пятая часть его мирового производства. Ямальская доля извлечения нефти и газового конденсата составляет около 8% общероссийской. По объему промышленного производства на душу населения ЯНАО занимает второе место в Уральском федеральном округе и третье место в России. На добычу полезных ископаемых приходится более 88% промышленного производства региона. За все время активной разработки недр региона здесь добыто более 18 трлн м3 природного газа (около 12% всех ресурсов ЯНАО).

В ЯНАО открыто 236 месторождений углеводородного сырья, из которых 89 находятся в промышленной разработке, на 147 месторождениях ведутся геологоразведочные работы.

В начале декабря 2017 года в ЯНАО был запущен в промышленную эксплуатацию завод по сжижению природного газа в поселке Сабетта. В августе и декабре 2018 года в промышленную эксплуатацию были запущены 2 и 3 очередь. В 2019 году планируется ввести 4 очередь и тем самым запустить завод на полную мощность.

В декабре 2018 года ОАО "Ямал СПГ" осуществило отгрузку сотой танкерной партии сжиженного природного газа (далее - СПГ) - менее чем через год с момента начала. Совокупный объем поставок СПГ с проекта составил 7,4 млн тонн. Основные заказчики продукции ОАО "Ямал СПГ" находятся в Нидерландах, Франции, Великобритании и Сингапуре.

Базовым сектором экономики региона на средний долгосрочный период останутся нефте и газодобыча. Устойчивые темпы развития региональной экономики будут обеспечены за счет реализации крупнейших инвестиционных проектов в данной сфере, которые объединены в Программу комплексного освоения месторождений ЯНАО и севера Красноярского края.

После 2025 года планы по освоению ресурсов полуострова Ямал связаны с шельфом Карского моря, где только на двух месторождениях - Ленинградском и Русановском - находятся запасы около 2,0 трлн м3 голубого топлива, и акваториями Обской и Тазовской губ.

Агропромышленный комплекс в силу природно-климатических условий ориентирован, в первую очередь, на традиционные отрасли: оленеводство, рыболовство, охотопромысел, переработку пушно-мехового сырья, которые являются основой жизнедеятельности и существования коренных малочисленных народов Севера, а также на скотоводство, звероводство, промышленную переработку мяса и рыбы.

ЯНАО обладает самым большим стадом северных оленей в России и в мире - по состоянию на 01.01.2011 его поголовье достигло 660 тыс. голов, из которых 44,9% принадлежало сельскохозяйственным предприятиям. Оленеводство относится к высоко перспективной сельскохозяйственной отрасли региона. Преобладание семейной собственности приводит к сохранению в автономном округе значительного числа кочевых хозяйств - по состоянию на 01.01.2010 их было 3 132 (14 704 человека). Большинство кочевых хозяйств (2 206 единиц, 11 023 человека) относились к двум районам - Тазовскому и Ямальскому.

Также в ЯНАО аналогичное значение имеет рыбная отрасль.

В 2018 году ЯНАО добыто свыше 10,1 тыс. тонн рыбы. Рыбодобытчики региона приблизились к результату 2017 года - лучшему за последние 15 лет, тогда общий объём вылова в автономном округе составил 10,6 тыс. тонн.

Выпуск готовой рыбной продукции в автономном округе составил 13,2 тыс. тонн. Это на 200 тонн больше, чем в 2017 году. Более 2,1 тыс. тонн произвёл ООО "Салехардский комбинат", в том числе почти 3 млн банок рыбных консервов. Рыболовецкая артель "Орион" выпустила почти 300 тонн продукции - из них 180 тыс. банок консервов. Предприятия "Пур-рыба" и "Пур" в общей сложности произвели свыше 630 тонн продукции. В ассортименте ямальских переработчиков - сотни наименований консервов, пресервов, продуктов копчения и вяления.

Большая часть ямальских уловов реализуется населению ЯНАО как в торговых точках, так и во время ярмарочных мероприятий. Кроме того, рыбная продукция арктического региона поставляется в Москву, Санкт-Петербург, Свердловскую, Омскую, Тюменскую области и другие субъекты страны. В минувшем году аграрные предприятия автономного округа отправили в российские регионы 5,6 тыс. тонн рыбы и готовой продукции из неё. Особым спросом пользуется ямальская рыба на выездных продуктовых ярмарках.

Экологически чистые ямальские оленина и рыба уже стали брендами региона, заняли достойное место среди деликатесов как внутри России, так и за рубежом.

Территория ЯНАО обладает значительными ресурсами деловой древесины, но становление деревообрабатывающей отрасли сопряжено с высокими расходами уже на стадии заготовки древесины. Вовлечение этого ресурса в хозяйственный оборот требует разработки комплексного проекта, учитывающего выбор оптимальных технологий заготовки и переработки, а также логистику и сбыт готовой продукции.

Еще одним резервным биологическим ресурсом являются дикоросы. Перспективность создания производства на основе дикорастущих лечебных трав и ягод, обильно произрастающих вблизи многих населенных пунктов, требует организации соответствующей инфраструктуры (сбора, хранения, сбыта) и применения высоких технологий.

Таким образом, экономический потенциал развития территории ЯНАО значителен, но его вовлечение в экономику региона сдерживается отсутствием единой транспортной системы и современных технологий. При этом в первую очередь востребовано именно развитие транспортной инфраструктуры, поскольку требует значительных ресурсных и временных затрат.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики ЯНАО за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей ЯНАО.

Энергосистема ЯНАО (далее - ЭС ЯНАО) входит в состав энергосистемы Тюменской области, ХМАО и ЯНАО, которая в свою очередь входит в состав объединенной энергетической системы (далее - ОЭС) Урала и имеет электрические связи с электроэнергетической системой ХМАО. Доля годового потребления электроэнергии ЭС ЯНАО составляет около 11,5% от потребления энергосистемы Тюменской области, ХМАО и ЯНАО и порядка 4% от суммарного потребления ОЭС Урала. Максимум потребления мощности по ЭС ЯНАО на час максимума в 2018 году составил 1371 МВт.

2.1.1. ЭС ЯНАО.

В ЭС ЯНАО по состоянию на 01.01.2019 входят 12 электростанций суммарной установленной мощностью 1032,7 МВт. Основным источником и поставщиком электрической энергии на территории ЯНАО является Уренгойская ГРЭС, установленная мощность которой составляет 51,3% от суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы.

2.1.2. Характеристика основных субъектов электроэнергетики.

Крупными предприятиями и организациями, осуществляющими деятельность в сфере электроэнергетики и определяющими основу региональной ЭС ЯНАО, являются:

Системный оператор.

Филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры и Ямало-Ненецкого автономного округа" (далее - Тюменское РДУ).

Осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Тюменской области, ХМАО и ЯНАО. Входит в зону операционной деятельности Филиала АО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала".

Генерирующие компании.

- Филиал "Уренгойская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация";

- ООО "Ноябрьская ПГЭ";

- Филиал ПЭС "Уренгой" ПАО "Передвижная энергетика";

- ООО "Северная ПЛЭС";

- АО "Салехарэнерго";

- электростанции промышленных предприятий (ООО "Газпром добыча Ямбург", ООО "Газпром добыча Уренгой", ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз", АО "СибурТюменьГаз").

Электросетевые компании.

Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрические сети Западной Сибири (далее - МЭС Западной Сибири) - предприятие, осуществляющее функции управления Единой национальной (общероссийской) электрической сетью на территории ЯНАО, Тюменской области и ХМАО. На территории ЯНАО действует филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Ямало-Ненецкое предприятие магистральных электрических сетей (далее - Ямало-Ненецкое ПМЭС), в эксплуатации которого находятся 3 768,4 км линий электропередачи напряжением 110 - 220 - 500 кВ и 15 подстанций напряжением 220 - 500 кВ общей установленной трансформаторной мощностью 6 989 МВА,

АО "Тюменьэнерго" является крупной сетевой компанией, осуществляющей функции передачи и распределения электроэнергии по электрическим сетям 0,4-6-10-35-110-220 кВ на территории Тюменской области, ХМАО и ЯНАО. На территории ЯНАО в состав АО "Тюменьэнерго" входят два филиала электрических сетей: Ноябрьские и Северные электрические сети.

Территориальные сетевые организации (далее - ТСО). В эксплуатации ТСО находятся, как правило, сети 6-10-35 кВ. ТСО обслуживают потребителей ряда муниципальных образований и собственные электросетевые хозяйства промышленных предприятий.

Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики электроэнергии.

АО "Газпром энергосбыт Тюмень";

АО "Газпром энергосбыт";

ООО "РН-Энерго";

ООО "Русэнергоресурс";

АО Энергосбытовая компания "Восток" (Ноябрьский филиал).

Крупные потребители электрической энергии.

ПАО "Газпром" (ООО "Газпром добыча Ноябрьск", ООО "Газпром добыча Ямбург", ООО "Газпром добыча Уренгой", ООО "Газпром добыча Надым", ООО "Газпром трансгаз Югорск", ООО "Газпром трансгаз Сургут", ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", ООО "Газпром переработка", ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс" (далее - ООО "НГХК");

АО "СибурТюменьГаз" (филиалы Губкинский газоперерабатывающий завод (далее - Губкинский ГПЗ), Муравленковский ГПЗ, Вынгапуровский ГПЗ, "Ноябрьское ЛПУ" ООО "Запсибтрансгаз");

ПАО "НК "Роснефть" (ООО "РН-Пурнефтегаз");

ПАО "ЛУКОЙЛ" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" - ТПП "Ямалнефтегаз", АО "РИТЭК");

АО "АК Транснефть" (АО "Транснефть-Сибирь");

ПАО "НОВАТЭК" (ООО "НОВАТЭК-Пуровский ЗПК", ООО "НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз", ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз", АО "АРКТИКГАЗ").

ЭС ЯНАО охватывает не всю территорию региона. Во всех 7 районах ЯНАО присутствуют населенные пункты с децентрализованным электроснабжением. Кроме того, на сегодняшний момент автономно осуществляется электроснабжение города окружного значения Лабытнанги. Ранее энергорайон города Салехарда также не имел связи с Единой энергосистемой России (далее - ЕЭС России), однако осенью 2018 года состоялось его присоединение к энергосистеме ЯНАО.

Электроснабжение изолированных территорий осуществляется от автономных газопоршневых, газотурбинных и дизельных электростанций. Одной из крупнейших компаний, ведущих деятельность по производству, передаче и сбыту электрической энергии в поселениях с децентрализованным электроснабжением, является АО "Ямалкоммунэнерго".

Ряд крупных добывающих предприятий также осуществляют локальное электроснабжение промышленных объектов. Потребность в электроэнергии и мощности покрывается с помощью автономных электростанций на базе газотурбинных установок без подключения к электрическим сетям ЭС ЯНАО.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в ЯНАО и структура электропотребления.

Динамика потребления электрической энергии (далее - электропотребление) и темпов прироста потребления ЭС ЯНАО за отчетный период 2014 - 2018 годов представлена в таблице 2 и на схеме 2.

Таблица 2

Динамика электропотребления ЭС ЯНАО за 2014 - 2018 годы

Электрическая энергия	Единица измерения	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7
Потребление	млн кВт-ч	11 091,0	11 200,2	11 056,2	10 761,9	9 599,4
Абсолютный прирост электропотребления	млн кВт-ч	7,9	109,2	-144,0	-294,3	-1 162,5
Среднегодовые темпы прироста	%	0,1	1,0	-1,3	-2,7	-10,8

Схема 2 - Динамика электропотребления ЭС ЯНАО, работающих параллельно с ЕЭС России, за 2014 - 2018 годы

За рассматриваемый ретроспективный период 2014 - 2018 годов электропотребление ЭС ЯНАО снизилось с 11 091 млн кВт-ч в 2014 году до 9 599 млн кВт-ч в 2018 году (на 13,4%). Начиная с 2016 года наблюдается ежегодное снижение электропотребления - на 144 млн кВт-ч (на 1,3%) в 2016 году, на 294 млн кВт-ч (на 2,7%) в 2017 году, на 1 163 млн кВт-ч (на 10,8%) в 2018 году.

2.2.1. Структура потребления электрической энергии.

В связи с отсутствием на момент разработки Схемы и Программы статистического бюллетеня "Электробаланс организаций Ямало-Ненецкого автономного округа в 2018 году", выполняемого Территориальным органом Федеральной службы государственной статистики по Тюменской области, ХМАО и ЯНАО (информация еще не обработана Территориальным органом), в Схеме и Программе приведена структура электропотребления за 2014 - 2017 годы.

В таблице 3 приведена структура электропотребления ЯНАО по основным группам потребителей.

Таблица 3

Потребление электрической энергии по основным группам потребителей ЯНАО в 2014 - 2017 годах, млн кВт-ч*

Наименование отраслей	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год**
1	2	3	4	5
Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды	9 452,9	9 291,6	9 422,7	9 492,6
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	12	12,2	12,3	31,8
Строительство	413,0	388,5	392,4	400,1
Оптовая и розничная торговля	127,4	126,1	123,6	123,4
Транспорт и хранение	771,3	742,9	754,7	714,7
Информация и связь	-	-	-	45,9
Другие виды экономической деятельности	322,3	312,0	315,2	60,3
Городское и сельское население	649,0	649,4	649,6	684,8
Потери в электросетях	367,8	460,2	439,5	432,1
Всего	12 115,7	11 982,9	12 110,0	11 985,7

* Данные по структуре энергопотребления за 2014 - 2017 годы приняты исходя из официальных форм статистической информации 23-Н.

** Начиная с 2017 года деление по видам экономической деятельности осуществляется по новому классификатору ОКВЭД 2 (утвержден приказом Росстандарта от 31.01.2014 N 14-ст).

На схемах 3 и 4 приведена динамика и структура электропотребления ЯНАО по основным группам потребителей в соответствии с таблицей 3.

Схема 3. Динамика электропотребления ЯНАО по основным группам потребителей за 2014 - 2017 годы

Схема 4. Структура электропотребления ЯНАО основным группам потребителей

Как видно из таблицы 3 и схем 3 и 4, на протяжении всего рассматриваемого периода наибольшая доля в электропотреблении ЯНАО приходилась на промышленные предприятия (добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, обеспечение электрической энергией, газом и паром, кондиционирование воздуха, водоснабжение, водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений) и находилась в диапазоне 77,5 - 79,2%.

Доля потребления электроэнергии предприятиями оптовой и розничной торговли в общем потреблении ЯНАО на протяжении всего рассматриваемого периода 2014 - 2017 годов находилась в диапазоне 1,0 - 1,1%.

Самую низкую долю в структуре потребления имеет сфера сельского хозяйства, охоты и лесного хозяйства. В период 2014 - 2016 годов доля потребления электрической энергии составляла 0,1%, в 2017 году - 0,3%.

На потери в электросетях приходится порядка 3 - 3,8% от общего потребления. Потребление электрической энергии городским и сельским населением составляло 5,4 - 5,7% от суммарного электропотребления ЯНАО.

Анализ структуры электропотребления показывает, что большая его часть приходится на нефтегазодобывающий промысел и производство электрической энергии. ЯНАО занимает одно из ведущих мест в России по запасам углеводородов, особенно природного газа и нефти. На добычу, переработку и транспортировку сырья, а также на обеспечение производства электрической энергией, газом и паром в ЯНАО потребляется больше трех четвертей от суммарного объёма электропотребления.

В целом, в рассматриваемом отчетном периоде 2014 - 2017 годов структура потребления электрической энергии ЭС ЯНАО не претерпела значительных изменений.

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии ЯНАО.

Потребители электрической энергии и мощности ЯНАО, в основном, представлены нагрузкой нефтедобывающего, нефтеперерабатывающего промысла и транспортного сектора экономики. Электроснабжение этих предприятий осуществляется как от ЭС ЯНАО, так и в локальном режиме от собственных источников генерации изолированно от ЕЭС России.

Потребление электрической энергии и мощности крупными потребителями ЯНАО за период 2014 - 2018 годов представлено в таблице 4.

Таблица 4

Потребление электрической энергии и мощности крупными потребителями ЯНАО за период 2014 - 2018 годов

Наименование потребителя	Показатель		Год
	наименование	единица измерения	2014	2015	2016	2017	2018
1	2	3	4	5	6	7	8
ПАО "Газпром"
АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (в т.ч. филиал "Газпромнефть-Муравленко")	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	4 732,8	4 847,5	4 590	4 346,2	3 341
	максимальное потребление мощности	МВт	576,1	585,5	577,1	523,9	381,4
ООО "Газпром добыча Ямбург"*	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	297,3	293,8	286,8	293,7	282,4
	максимальное потребление мощности	МВт	68,4	68,5	70	69	66,5
ООО "Газпром трансгаз Югорск"*	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	327,9	297,7	287,4	317,6	354,7
	максимальное потребление мощности	МВт	43,9	39,9	38	42,5	47,5
ООО "Газпром добыча Надым"*	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	214,4	227,5	242,7	268,2	277,8
	максимальное потребление мощности	МВт	30,2	30,9	37,8	38,9	42,3
ООО "Газпром добыча Уренгой"*	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	262,6	254,1	260,6	276,9	285,4
	максимальное потребление мощности	МВт	30	29	29,8	31,6	32,6
ООО "Газпром трансгаз Сургут"*	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	81,6	74	75,5	77,1	н/д
	максимальное потребление мощности	МВт	16,5	15,4	17	14,2	н/д
ООО "Газпром добыча Ноябрьск"*	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	80,1	76,5	96,4	111,3	122,7
	максимальное потребление мощности	МВт	13,1	9,1	13,8	14	14,8
ООО "Газпром переработка" (в т.ч. завод по подготовке конденсата к транспорту)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	79,8	78,2	78,1	81,2	82,2
	максимальное потребление мощности	МВт	11,4	11,8	10,6	10	10,7
ООО "НГХК"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	32,1	34,5	47	40	34,8
	максимальное потребление мощности	МВт	4,3	9,1	10,4	9,6	8,7
АО "СибурТюменьГаз"
"Губкинский ГПЗ", филиал "СибурТюменьГаз"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	414,1	516,4	525,6	485,6	480,2
	максимальное потребление мощности	МВт	76,4	81,0	81,5	79,6	83,4
"Муравленковский ГПЗ", филиал "СибурТюменьГаз"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	419,5	350,3	328,4	241,5	252,9
	максимальное потребление мощности	МВт	58,9	55,5	48,7	36,2	37,1
"Вынгапуровский ГПЗ", филиал "СибурТюменьГаз"**	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	167,7	177,5	174,2	158,7	169,5
	максимальное потребление мощности	МВт	23	22,4	22,8	21,4	21,1
ПАО "НОВАТЭК"
ООО "НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	87,7	87,4	76,5	72,3	78,6
	максимальное потребление мощности	МВт	21,6	20,5	21,7	16,4	13
ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз"**	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	56,1	63,4	62,1	67,7	61,4
	максимальное потребление мощности	МВт	12,1	12,6	12,4	13	12,5
ООО "НОВАТЭК-Пуровский ЗПК"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	78	93	93	91	89,8
	максимальное потребление мощности	МВт	12,5	13,8	14	12,6	13
АО "АРКТИКГАЗ"**	потребление эл./энергии	млн кВт-ч				5	30,41
	максимальное потребление мощности	МВт				н/д	3,86
ПАО "НК "Роснефть"
ООО "РН-Пурнефтегаз"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	1 368,1	1 361	1 377,7	1 396,6	1 113,4
	максимальное потребление мощности	МВт	177,7	175,5	171,9	185,9	152,3
ООО "РН-Пурнефтегаз" (потребление от ООО "Альянс-Энерджи")	потребление эл./энергии	млн кВт-ч				7,7	72,7
	максимальное потребление мощности	МВт				14	12
АО "АК Транснефть"
АО "Транснефть-Сибирь"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	63,1	75,8	98,9	105,8	116,4
	максимальное потребление мощности	МВт	26,2	37,9	46,7	37,4	41
ООО "Лукойл-Западная Сибирь" (с учетом потребления объектов, работающих изолированно от ЕЭС России)
ТПП "Ямалнефтегаз" (Пякяхинское месторождение)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	48,7	78,6	111,8	180,5	214,4
	максимальное потребление мощности	МВт	11,19	12,4	14,76	29,31	29
ТПП "Ямалнефтегаз" (Находкинский газовый промысел)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	26,5	27,2	27,8	30,9	36,7
	максимальное потребление мощности	МВт	4,5	4,8	4,7	5,3	5
ТПП "Ямалнефтегаз" (Северо-Губкинское Нефтегазоконденсатное месторождение)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч					75,9
	максимальное потребление мощности	МВт					9,2

* С учетом выработки собственных электростанций.

** Потребление от ЕЭС России.

Ряд крупных добывающих предприятий имеют промышленные объекты, электроснабжение которых осуществляется в локальном режиме (без связи с ЕЭС России) от собственных источников генерации. Автономное электроснабжение организовано на следующих нефтегазоконденсатных месторождениях: Бованенковское НГКМ, Харасавэйское ГКМ, Юбилейное НГКМ, Ямсовейское НГКМ (ООО "Газпром добыча Надым"); Заполярное месторождение (ООО "Газпром добыча Ямбург", ООО "Газпром трансгаз Сургут"), Пякяхинское месторождение (ООО "Лукойл-Западная Сибирь") и на других.

Наиболее широко на территории ЯНАО представлены предприятия компании ПАО "Газпром", потребление электрической энергии промышленными объектами которых за период 2014 - 2018 годов составляло 5 - 6 млрд кВт-ч в год.

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки ЭС ЯНАО.

Динамика максимальных электрических нагрузок ЭС ЯНАО на час максимума по территории операционной зоны Тюменского РДУ за отчетный период 2014 - 2018 годов приведена в таблице 5 и на схеме 5. Динамика участия крупных узлов нагрузки в максимуме ЭС ЯНАО приведена в таблице 5.

Таблица 5

Динамика максимума нагрузки ЭС ЯНАО за период 2014 - 2018 годов

Наименование показателя	Единица измерения	Год
		2014	2015	2016	2017	2018
1	2	3	4	5	6	7
Максимум нагрузки*, в т.ч.	МВт	1 496	1 462	1 555	1 495	1 371
Ноябрьские электрические сети	МВт	1 179	1 129	1 174	1 167	956
То же, в %	%	79	77	75	78	70
Северные электрические сети	МВт	317	333	381	328	415
То же, в %	%	21	23	25	22	30
Абсолютный прирост максимума нагрузки	МВт	47	-34	93	-60	-124
Годовой прирост, %	%	3,2	-2,3	6,4	-3,9	-8,3
Число часов использования максимума нагрузки	час/год	7414	7661	7110	7199	7002
Дата и время (мск) прохождения максимума нагрузки	дата, время (мск)	29.12 16 - 00	16.01 16 - 00	23.12 09 - 00	19.01 08 - 00	25.12 15 - 00

* Здесь и далее под максимумом нагрузки подразумевается максимум потребления мощности по ЭС ЯНАО на час максимума по территории операционной зоны Тюменского РДУ.

Схема 5. Динамика максимума нагрузки ЭС ЯНАО за 2014 - 2018 годы

Максимум нагрузки потребителей ЭС ЯНАО наблюдается в самый холодный период года (в декабре - январе). При этом величина максимума нагрузки зависит как от погодных факторов (изменение температуры наружного воздуха, освещенности), так и от "балансового" фактора (колебание потребления мощности отдельных крупных потребителей, изменение потерь в сетях и др.). В 2016 году была зафиксирована максимальная нагрузка ЭС ЯНАО за последние 5 лет, которая составила 1 555 МВт.

В 2018 году максимум нагрузки ЭС ЯНАО был зафиксирован 25 декабря в 15 - 00 часов (мск) и составил 1 371 МВт, что ниже значения данного показателя за 2017 год на 124 МВт (- 8,3%). Снижение максимума нагрузки произошло в том числе в связи со снижением потребления мощности крупными добывающими предприятиями ЯНАО.

Наибольшую долю в максимуме нагрузки ЭС ЯНАО занимает нагрузка Ноябрьских электрических сетей - 70 - 79%. Нагрузка Северных электрических сетей составляет около 21 - 30% от максимума нагрузки ЭС ЯНАО. При этом в 2018 году произошел рост доли нагрузки Северных электрических сетей в связи с присоединением к ЭС ЯНАО энергорайона города Салехарда.

Число часов использования максимума нагрузки за период 2014 - 2018 годов находилось в диапазоне 7 002 - 7 661. ЭС ЯНАО характеризуется плотным графиком нагрузки, что обусловлено значительной долей потребления крупных добывающих предприятий и низкой долей (порядка 5%) потребления населения в суммарном потреблении электрической энергии ЭС ЯНАО.

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения, структура отпуска тепловой энергии.

ЯНАО относится к районам Крайнего Севера, более половины территории расположено за Полярным кругом. Среднегодовая температура воздуха отрицательная и достигает значения минус 10°С, минимальная температура в зимний период достигает минус 70°С. Для обеспечения потребности населенных пунктов региона в тепловой энергии осуществляется работа систем централизованного теплоснабжения. Снабжение МО, расположенных на территории ЯНАО, тепловой энергией производится от электростанций и котельных. Наиболее распространенным видом топлива, используемым на электростанциях и котельных ЯНАО, является газ. Также используется нефть, дизельное топливо, сжиженный газовый конденсат (далее - СГК). Некоторые котельные работают на дровах, угле.

В таблице 6 приведена характеристика источников теплоснабжения МО ЯНАО.

Наибольшая величина тепловой мощности источников теплоснабжения наблюдается в г. Новом Уренгое и составляет 1 371 Гкал/ч. Электростанции и котельные г. Нового Уренгоя работают на газе и СГК. Основной объём СГК получают из газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений, меньшую часть - из попутного нефтяного газа в процессе промысловой подготовки нефти.

В таблице 7 приведены данные о суммарной выработке тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения по МО ЯНАО за период 2014 - 2018 годов. Данные получены путем обработки и анализа информации, представленной администрациями МО ЯНАО.

Таблица 6

Характеристика источников теплоснабжения муниципальных образований в ЯНАО

N п/п	Муниципальное образование	Число котельных	Суммарная тепловая мощность, Гкал/час	Вид топлива
1	2	3	4	5
1	Город Губкинский	5	177,00	газ, нефть
2	Город Лабытнанги	16	279,32	газ, нефть
3	Город Муравленко	6	320,64	газ
4	Город Новый Уренгой	17	1371	газ, СГК
5	Город Ноябрьск	23	847,75	газ, попутный газ
6	Город Салехард	37	319,54	газ, ДТ
7	Красноселькупский район	8	66,47	нефть, СГК, дрова
8	Надымский район	34	962,25	газ, нефть, СГК, ДТ
9	Приуральский район	11	194,15	газ, ДТ
10	Пуровский район	27	404,61	газ, СГК, нефть
11	Тазовский район	14	135,05	газ, ДТ
12	Шурышкарский район	18	76,8	уголь, ДТ
13	Ямальский район	19	137,97	газ, ДТ, дрова

Таблица 7

Выработка тепловой энергии по МО ЯНАО за период 2014 - 2018 годов, тыс. Гкал

N п/п	Муниципальное образование	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7
1	Город Губкинский	404	384	383	378	386
2	Город Лабытнанги	401	261	361	354	372
3	Город Муравленко	538	492	474	445	440
4	Город Новый Уренгой	1 688	1 555	1 548	1 560	1 593
5	Город Ноябрьск	1 360	1 274	1 282	1 748	1 863
6	Город Салехард	582	507	477	519	543
7	Красноселькупский район	122	112	123	118	120
8	Надымский район	1 348	1 219	1 233	1 132	1 166
9	Приуральский район	190	167	169	166	175
10	Пуровский район	642	580	564	566	593
11	Тазовский район	224	194	181	181	208
12	Шурышкарский район	87	79	75	75	82
13	Ямальский район	167	167	160	175	179

На схеме 6 и схеме 7 представлены данные о выработке тепловой энергии в крупных городах и районах ЯНАО.

Схема 6. Выработка тепловой энергии в крупных городах ЯНАО за период 2014 - 2018 годов

Схема 7. Выработка тепловой энергии в районах ЯНАО за период 2014 - 2018 годов

В соответствии со схемой 6 наибольшая выработка приходится на г. Новый Уренгой и г. Ноябрьск, в 2018 году её величина составляет 1 594 и 1 863 тыс. Гкал соответственно. Среди районов на схеме 7 самая большая выработка тепловой энергии приходится на Надымский район и в 2018 году составляет 1 162 тыс. Гкал.

Динамика потребления и структура отпуска тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения МО ЯНАО за период 2014 - 2018 годов представлена в таблице 8.

Таблица 8

Динамика потребления и структура отпуска тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения МО ЯНАО за период 2014 - 2018 годов, тыс. Гкал

Показатель	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6
Выработка теплоэнергии	7 756	6 997	7 037	7 424	7 760
Расход теплоэнергии на собственные нужды котельной (источника)	238	212	216	209	324
Потери теплоэнергии в сетях	1 520	1 308	1 200	1 314	1 360
Отпущено теплоэнергии потребителям, в т.ч.	5 997	5 477	5 619	5 899	6 128
Населению	3 665	3 388	3 541	3 592	3 754
Бюджетным организациям	852	755	783	814	844
Предприятиям на производственные нужды	142	122	111	119	127
Прочим организациям	1 336	1 210	1 182	1 372	1 401

Структура отпуска тепловой энергии потребителям в системах централизованного теплоснабжения за период 2014 - 2018 годов представлена на схеме 8.

Схема 8. Структура отпуска тепловой энергии потребителям в системах централизованного теплоснабжения за период 2014 - 2018 годов

Максимальная суммарная выработка тепловой энергии на территории ЯНАО за период 2014 - 2018 годов наблюдалась в 2018 году и составила 6 180 тыс. Гкал. Величина выработки теплоэнергии в 2018 году по отношению к 2014 году увеличилась на 0,04%. Величина отпуска тепловой энергии потребителям в 2018 году по отношению к 2014 году возросла на 3,03%.

За период 2014 - 2018 годов доля отпуска тепловой энергии населению преобладала над отпуском остальным группам потребителей и составляла порядка 59 - 64% от суммарного отпуска тепловой энергии в ЯНАО. Доля отпуска теплоэнергии бюджетным организациям за рассматриваемый период не превышала значения 14% ежегодно. Также за отчетный период наблюдалось снижение доли отпуска тепловой энергии прочим организациям с 22% до 20% от суммарного отпуска тепла. Наименьший отпуск тепловой энергии производился предприятиям на производственные нужды и составлял 2% от суммарного отпуска теплоэнергии потребителям ЯНАО.

2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии.

На территории ЯНАО представителями крупных потребителей тепловой энергии являются промышленные предприятия (филиалы ПАО "Газпром", ПАО "НОВАТЭК", ОАО "РЖД" и др.), а также объекты жилого и социально-культурного назначения (школы, детские сады, библиотеки, больницы, культурно-спортивные комплексы и др.). Перечень наиболее крупных потребителей теплоэнергии на территории ЯНАО по состоянию на 01.01.2019 приведён в таблице 9.

Таблица 9

Перечень крупных потребителей тепловой энергии на территории ЯНАО по состоянию на 01.01.2019

N п/п	Потребитель тепловой энергии	Муниципальное образование	Потребление тепловой энергии, Гкал	Нагрузка, Гкал/ч	Источники покрытия
1	2	3	4	5	6
1	МОУ СОШ N 5	г. Лабытнанги	1 224	0,426	котельная "ДЕ-25/14"
2	ООО "Газпромтранс"		1 090	0,353
3	ООО "Муравленковская транспортная компания"	г. Муравленко	8 914	н/д	центральная котельная
4	АО "Газпромнефть-ННГ"		7 902	н/д	центральная котельная
5	ООО "Борец-Муравленко"		6 155	н/д	котельная N 3, 4
6	ГБУЗ ЯНАО "Муравленковская городская больница"		5 870	н/д	центральная котельная
7	ООО "Газпромнефть-Ноябрьськнефтегазгео-физика"		3 326	н/д	котельная N 3, 4
8	АО УК "Уренгойжилсервис"	г. Новый Уренгой	242 792	н/д	котельные г. Новый Уренгой
9	ООО "Газпром добыча Уренгой"		100 653	н/д
10	ООО УК "Сити Сервис"		88 353	н/д
11	МУП "Уренгойское городское хозяйство"		76 517	н/д
12	МКУ "УМХ"		51 786	н/д
13	ООО "Комфорт Сервис"		44 118	н/д
14	ГБУЗ ЯНАО "Новоуренгойская центральная городская больница"		30 332	н/д
15	ООО "Газпром добыча Ямбург"		21 120	н/д
16	ООО УК "Северный дом"		18 337	н/д
17	МУП автомобильного транспорта		13 320	н/д
18	ООО "Газпром бурение"		12 066	н/д
19	ОАО "Ямальская железная дорога"		10 278	н/д
20	Административно-бытовой корпус (далее - АБК) "Газпром добыча Ноябрьск"	г. Ноябрьск	н/д	2,536	котельная "КВГМ"
21	Культурно-спортивный комплекс "Ямал"		н/д	2,06
22	Ямало-Ненецкий окружной центр профилактики и борьбы со СПИДом		н/д	1,855
23	АБК ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"		н/д	1,468
24	Детский сад на 300 мест	г. Салехард	н/д	1,456	ТЭЦ-14 (ЦТП-1)
25	Производственно-технологический комплекс ОГТРК Ямал-Регион		н/д	1,28
26	МАОУ "Толькинская школа-интернат среднего общего образования"	Красноселькупский район	1 528	0,23	котельная N 1 с. Толька
27	Спальный корпус интерната с. Аксарка	Приуральский район	1 259	0,396	котельная N 1 с. Аскарка
28	ГБУЗ ЯНАО "Таркосалинская центральная районная больница"	Пуровский район	4 306	1,461227	котельная N 1,3 г. Тарко-Сале
29	ООО "НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ"		2 238	0,716	котельная N 1 г. Тарко-Сале
30	ГБУЗ ЯНАО "Таркосалинская центральная районная больница"		1 456	0,0723	котельная N 2 п. Пурпе
31	ОАО "РЖД"		1 369	0,477265	котельная "ДЕ 16/14" п. Ханымей
32	Средняя школа с. Новый Порт	Ямальский район	1 652	0,22	н/д

2.7. Структура установленной электрической мощности на территории ЯНАО.

По состоянию на 01.01.2019 суммарная установленная мощность электростанций ЭС ЯНАО единичной мощностью 5 МВт и выше составила 1 032,7 МВт. Состав существующих электростанций, работающих в составе ЭС ЯНАО, с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на 01.01.2019 приведён в таблице 10.

Таблица 10

Состав существующих электростанций ЭС ЯНАО по состоянию на 01.01.2019

N п/п	Наименование электростанции	Собственник	Установленная мощность, МВт
1	2	3	4
1	Уренгойская ГРЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"	529,7
2	Ноябрьская ПГЭ	ООО "НПГЭ"	119,6
3	ПЭС Уренгой	ПАО "Передвижная энергетика"	72
4	ПЭС Надым	ООО "Северная ПЛЭС"	24
5	Ямбургская ГТЭС	ООО "Газпром добыча Ямбург"	72
6	Харвутинская ГТЭС	ООО "Газпром добыча Ямбург"	10
7	ГТЭС Песцовая	ООО "Газпром добыча Уренгой"	15
8	ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ	"Вынгапуровский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	9
9	ГТЭС Юрхаровского НГКМ	ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз"	8
10	Новоуренгойская ГТЭС	ООО "НГХК"	120
11	ГТЭС Обдорск	АО "Салехардэнерго"	39,4
12	ТЭС Салехард	АО "Салехардэнерго"	14
Итого по электростанциям			1 032,7

Структура установленных мощностей электростанций ЭС ЯНАО по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на 01.01.2019 приведена на схеме 9.

Электрические станции, функционирующие в ЭС ЯНАО, находятся в собственности генерирующих компаний, а также крупных промышленных предприятий. Самой крупной генерирующей компанией по установленной мощности на территории ЯНАО является АО "Интер РАО - Электрогенерация", в ведении которой находится Уренгойская ГРЭС установленной мощностью 529,7 МВт (51,3% от всей установленной мощности ЭС ЯНАО). Наиболее крупными собственниками электростанций среди промышленных предприятий являются ООО "НГХК" (установленная мощность электростанции составляет 120 МВт) и ООО "Газпром добыча Ямбург" (установленная мощность электростанций составляет 82 МВт).

Схема 9. Структура установленных мощностей электростанций ЭС ЯНАО по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на 01.01.2019

2.8. Состав существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

Данные по составу генерирующего оборудования электростанций, работающих параллельно с ЕЭС России, по состоянию на 01.01.2019 приведены в таблице 11. В 2018 году установленная мощность электростанций ЭС ЯНАО увеличилась на 53,4 МВт за счет подключения мощности электростанций ГТЭС Обдорск и ТЭС Салехард и на 01.01.2019 составила 1 032,7 МВт.

На территории ЯНАО размещается большое количество локальных источников генерации, работающих изолированно от ЕЭС России, которые обеспечивают электрической энергией промышленные предприятия и энергорайоны ЯНАО с децентрализованным электроснабжением. Данные по составу генерирующего оборудования автономных источников электроснабжения крупных промышленных предприятий приведены в таблице 12.

Таблица 11

Состав генерирующего оборудования электростанций, работающих параллельно с ЕЭС России, по состоянию на 01.01.2019

N п/п	Наименование электростанции	Сведения о блоках/агрегатах	Тип оборудования	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность, МВт
1	2	3	4	5	6
1	Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	всего по электростанции			529,7
		1Г-ПТ	ПГУ	2012	164,1
		1Г-1ГТ	ПГУ	2012	170,1
		1Г-2ГТ	ПГУ	2012	171,5
		ПРТЭЦ N 1	ПСУ	1992	12
		ПРТЭЦ N 2	ПСУ	1990	12
2	Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	всего по электростанции			119,6
		1Г ГТ	ПГУ	2010	40,6
		1Г ПТ	ПГУ	2010	18,9
		2Г ГТ	ПГУ	2010	41,1
		2Г ПТ	ПГУ	2010	18,9
3	ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	всего по электростанции			72
		N 1	ГТУ	1988	12
		N 2	ГТУ	1988	12
		N 3	ГТУ	1986	12
		N 4	ГТУ	2001	12
		N 5	ГТУ	2001	12
		N 6	ГТУ	1987	12
4	ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	всего по электростанции			24
		Г1-05	ГТУ	2001	12
		Г2-05	ГТУ	2001	12
5	Ямбургская ГТЭС (ГТЭС-72, ООО "Газпром добыча Ямбург")	всего по электростанции			72
		N 1	ГТУ	1998	12
		N 2	ГТУ	2001	12
		N 3	ГТУ	1992	12
		N 4	ГТУ	1992	12
		N 5	ГТУ	1992	12
		N 6	ГТУ	1992	12
6	Харвутинская ГТЭС (ГТЭС-15, ООО "Газпром добыча Ямбург")	всего по электростанции			10
		N 1	ГТУ	2007	2,5
		N 2	ГТУ	2007	2,5
		N 3	ГТУ	2007	2,5
		N 4	ГТУ	2007	2,5
7	ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	всего по электростанции			8
		КГТЭС-1500 N 1	ГТУ	2003	1,5
		КГТЭС-1500 N 2	ГТУ	2004	1,5
		ГТЭС-2,5 N 3	ГТУ	2008	2,5
		ГТЭС-2,5 N 4	ГТУ	2014	2,5
8	ГТЭС Песцовая (ГТЭС-15, ООО "Газпром добыча Уренгой")	всего по электростанции			15
		N 1	ГТУ	2006	2,5
		N 2	ГТУ	2006	2,5
		N 3	ГТУ	2006	2,5
		N 4	ГТУ	2006	2,5
		N 5	ГТУ	2006	2,5
		N 6	ГТУ	2006	2,5
9	ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ ("Вынгапуровский ГПЗ" - филиал АО "Сибур-Тюмень Газ")	всего по электростанции			9
		N 1	ГПУ	2013	1,8
		N 2	ГПУ	2013	1,8
		N 3	ГПУ	2013	1,8
		N 4	ГПУ	2013	1,8
		N 5	ГПУ	2016	1,8
10	Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	всего по электростанции			120
		1Г-1ГТ	ПГУ	2017	40
		1Г-2ГТ	ПГУ	2017	40
		1Г-ПТ	ПГУ	2017	40
11	ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	всего по электростанции			39,4
		ГТГ-N 1	ГТУ	2001	12
		ГТГ-N 2	ГТУ	2001	12
		ГТГ-N 3	ГТУ	2004	15,4
12	ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	всего по электростанции			14
		ГПА-N 1	ГПУ	2009	1,75
		ГПА-N 2	ГПУ	2009	1,75
		ГПА-N 3	ГПУ	2009	1,75
		ГПА-N 4	ГПУ	2009	1,75
		ГПА-N 5	ГПУ	2009	1,75
		ГПА-N 6	ГПУ	2009	1,75
		ГПА-N 7	ГПУ	2009	1,75
		ГПА-N 8	ГПУ	2009	1,75
Итого по ЭС ЯНАО					1 032,7

Таблица 12

Состав генерирующего оборудования автономных электростанций крупных промышленных предприятий по состоянию на 01.01.2019

N п/п	Наименование потребителя/ электростанции	Сведения о блока*+/ агрегата*+	Тип оборудования	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность, МВт
1	2	3	4	5	6
1	ООО "Газпром добыча Ямбург"	всего по предприятию			46,5
1.1	ГТЭС-22,5		ГТУ	2002, 2005	22,5
1.2	ГТЭС-24		ГТУ	2002, 2003	24
2	ООО "Газпром добыча Надым"	всего по предприятию			125
2.1	Ямсовейское НГКМ		ГТУ	1996, 2003	15
2.2	Юбилейное НГКМ		ГТУ	2000, 2004	15
2.3	ЭСН-1 Бованенковское НГКМ		ГТУ	2008, 2012, 2016	25
2.4	ЭСН-2 Бованенковское НГКМ		ГТУ	2016	24
2.5	ЭСН-3 Бованенковское НГКМ		ГТУ	2010	36
2.6	ЭСН-4 Харасавэйское ГКМ		ГТУ	2008	10
3	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	всего по предприятию			201,4
3.1	Ямбургское ЛПУ	34 агр.	ГТУ, ДЭС	1986-2016	36,5
3.2	Ныдинское ЛПУ МГ	15 агр.	ГТУ, ДЭС	1986-2016	21,8
3.3	Новоуренгойское ЛПУ МГ	13 агр.	ГТУ, ДЭС	1983-2015	14,8
3.4	Пуровская ГКС (Новоуренгойское ЛПУ МГ)	6 агр.	ГТУ, ДЭС	1985-2009	10
3.5	Правохеттинское ЛПУ (Новоуренгойское ЛПУ МГ)	16 агр.	ГТУ, ДЭС	1983-2016	22,4
3.6	Пангодинское ЛПУ МГ	13 агр.	ГТУ, ДЭС	1983-2014	15,4
3.7	Хасырейская п/п (Пангодинское ЛПУ МГ)	4 агр.	ГТУ, ДЭС	1984-2010	6,5
3.8	Ягельное ЛПУ МГ	14 агр.	ГТУ, ДЭС	1984-1999	18,1
3.9	Приозерное ЛПУ МГ	17 агр.	ГТУ, ДЭС	1983-2016	23,3
3.10	Надымское ЛПУ МГ	12 агр.	ГТУ, ДЭС	1976-2011	18,5
3.11	Лонг-Юганское ЛПУ	11 агр.	ГТУ, ДЭС	1986-2013	14,2
4	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	всего по предприятию			22
4.1	ЭСН "Вяртсиля" КС Пуртазовская Ново-Уренгойского ЛПУМГ		ДЭС	2003	22
5	ООО "РН-Пурнефтегаз"	всего по предприятию			52,4
5.1	ЭСН УГ Тарасовского месторождения		ГПГУ	2009	52,4
6	ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" - ТПП "Ямалнефтегаз"	всего по предприятию			51,9
6.1	ЭСН УКПГ (Находкинский газовый промысел)		ГПГУ	2005	5,4
6.2	ЭСН ГКС (Находкинский газовый промысел)		ГПГУ	2013	10,5
6.3	ГТЭС-36 (Пякяхинское месторождение)		ГТУ	2009, 2016	36
7	ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" - ТПП "Когалымнефтегаз"	всего по предприятию			14
7.1	ГТЭС-14 (Северо-Губкинское месторождение)	,	ГТУ	2001, 2007	14
8	ООО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	всего по предприятию			29,4
8.1	ГПЭС Холмистого месторождение		ДЭС	2008	4
		,	ГПГУ	2008	7,3
8.2	ГПЭС Чатылькинского месторождение		ДЭС	2008	6
		,	ГПГУ	2008	12,1
9	ПАО "НОВАТЭК"	всего по предприятию			7,2
9.1	Таркосаленефтегаз		ГТУ	2010	7,2
9.2	АО "РИТЭК"	всего по предприятию			19,5
9.3	ГПЭС Сандибинского месторождение		ГПУ	2014	4,5
9.4	ГПЭС-1 Средне-Хулымского месторождение		ГПУ	2005, 2006	7,5
9.5	ГПЭС-2 Средне-Хулымского месторождение		ГПУ	2007	7,5
10	АО "Тюменнефтегаз"	всего по предприятию			6,5
10.1	ГПГУ Тюменнефтегаз	,	ГПГУ	2017, 2018	6,5
11	ООО "Газпромнефть-Ямал"	всего по предприятию			123,2
11.1	ГТЭС Новый порт		ГТУ	2017, 2018	96
11.2	Нефтяная электростанция		ГДГ	2016	14,9
11.3	ГПЭС		ГПУ	2013	12,3
Итого по автономным электростанциям промышленных предприятий					698,9

Данные по составу генерирующего оборудования автономных электростанций населенных пунктов ЯНАО с децентрализованным электроснабжением по состоянию на 01.01.2019 приведены в таблице 13.

Таблица 13

Состав генерирующего оборудования автономных электростанций населенных пунктов ЯНАО с децентрализованным электроснабжением по состоянию на 01.01.2019

N п/п	Наименование электростанции	Сведения об агрегатах	Тип оборудования	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность, МВт
1	2	3	4	5	6
Город Лабытнанги
1	ПЭС Лабытнанги	, ,	ГТУ	1974, 1976, 1979, 1982, 1983, 1984, 1994, 2010, 2014	66
Шурышкарский район
2	Село Мужи		ДЭС	2014	9,6
Ямальский район
3	Село Яр-Сале	,	ДЭС	2016	11,5
4	Село Мыс Каменный	,	ГПУ	2016 - 2018	5,5
5	Село Сеяха	,	ДЭС	2014	6
Тазовский район
6	Поселок Тазовский	,	ГПУ	2017	12
7	Село Газ-Сале	,	ГПУ	2017	5,11
Красноселькупский район
8	Село Красноселькуп		ДЭС	1978 - 2000	6,4
Приуральский район
9	Село Аксарка		ГПГУ	2011, 2012	6,0
			ГПУ	2004	3,0
			ДЭС	2017	1,6
10	Село Белоярск	6 агр.	ДЭС	1995, 2018	7,72
11	Поселок городского типа Харп	,	ТЭС	2010	10,9
		,	ДЭС	2010	2,2

Автономные электростанции, обеспечивающие электроснабжение населенных пунктов ЯНАО, не имеющих связи с ЕЭС России, в основном, находятся в ведении АО "Ямалкоммунэнерго". Ниже приведены прочие собственники автономных электростанций по состоянию на 01.01.2019:

- город Лабытнанги (ПЭС Лабытнанги) - ПАО "Передвижная энергетика";

- поселок Тазовский (6 агрегатов суммарной установленной мощностью 15 МВт) - ООО "Фотон";

- село Красноселькуп (8 агрегатов суммарной установленной мощностью 6,4 МВт) - ООО Энергетическая компания "ТВЭС";

- село Аксарка (4 агрегата суммарной установленной мощностью 6 МВт) - ООО "Геолог-Инвест";

- поселок городского типа Харп (4 агрегата суммарной установленной мощностью 10,96 МВт - ОАО "Харп-Энерго-Газ").

2.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.

Структура выработки электроэнергии электростанциями ЭС ЯНАО по видам собственности за период 2014 - 2018 годов приведена в таблице 14.

Таблица 14

Структура выработки электроэнергии электростанциями ЭС ЯНАО по видам собственности за период 2014 - 2018 годов

Наименование электростанции	Единица измерения	Год
		2014	2015	2016	2017	2018
1	2	3	4	5	6	7
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация)	млн кВт-ч	3 328,9	2 922,5	3 430,3	3 345,6	3 281,2
	%	67,0	64,3	70,2	69,4	68,1
Ноябрьская ПГЭ (ООО "Ноябрьская ПГЭ")	млн кВт-ч	1 001,7	1 014,0	922,6	920,0	965,5
	%	20,2	22,3	18,9	19,1	20,0
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	млн кВт-ч	175,4	163,7	166,7	160,8	133,5
	%	3,5	3,6	3,4	3,3	2,8
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	млн кВт-ч	105,9	119,3	70,5	51,9	49,8
	%	2,1	2,6	1,4	1,1	1,0
Ямбургская ГТЭС (OOO "Газпром добыча Ямбург")	млн кВт-ч	280,7	250,7	202,2	210,2	200,6
	%	5,7	5,5	4,1	4,4	4,2
Харвутинская ГТЭС (OOO "Газпром добыча Ямбург")	млн кВт-ч	16,4	16,7	20,7	23,5	23,2
	%	0,3	0,4	0,4	0,5	0,5
ГТЭС Песцовая (OOO "Газпром добыча Уренгой")	млн кВт-ч	16,7	16,1	18,2	23,4	25,9
	%	0,3	0,4	0,4	0,5	0,5
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	млн кВт-ч	40,7	43,6	33,7	36,8	42,7
	%	0,8	1,0	0,7	0,8	0,9
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	млн кВт-ч	-	-	-	35,1	34,6
	%	-	-	-	0,7	0,7
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")*	млн кВт-ч	-	-	21,8*	11,9*	0,0
	%	-	-	0,4	0,2	0,0
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")**	млн кВт-ч	-	-	-	-	50,3
	%	-	-	-	-	1,0
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")**	млн кВт-ч	-	-	-	-	12,8
	%	-	-	-	-	0,3
Итого по энергосистеме ЯНАО	млн кВт-ч	4 966,5	4 546,5	4 886,7	4 819,2	4 820,2

* Выработка электроэнергии в 2016 - 2017 годах проводилась при выполнении пуско-наладочных работ на Новоуренгойской ГТЭС.

** Присоединение ГТЭС Обдорск и ТЭС Салехард к ЭС ЯНАО осуществлено 05.09.2018.

За отчётный период 2014 - 2018 годов наибольший объем электрической энергии (порядка 64 - 70% от суммарного производства электрической энергии электростанциями ЭС ЯНАО) был произведен на Уренгойской ГРЭС, собственником которой является АО "Интер РАО - Электрогенерация". Следующая электростанция по объему производства электрической энергии - Ноябрьская ПГЭ (ООО "Ноябрьская ПГЭ"), на которой за отчетный период было произведено 19 - 22% электроэнергии. На электростанциях, принадлежащих предприятиям компании ПАО "Газпром", произведено порядка 5 - 6% от суммарного производства электрической энергии электростанциями ЭС ЯНАО.

Суммарная выработка электрической энергии электростанциями ЭС ЯНАО в 2018 году по отношению к 2014 году снизилась на 146,3 млн кВт-ч (на 2,95%) и составила 4 820,2 млн кВт-ч.

Структура выработки электрической энергии на электростанциях ЭС ЯНАО по видам собственности за 2014 - 2018 годы показана на схеме 10 (выработки электрической энергии для Харвутинской ГТЭС, ГТЭС Песцовая, ГТЭС Юрхаровского НГКМ, ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ, Новоуренгойской ГТЭС, ГТЭС Обдорск, ТЭС Салехард приведены суммарно).

Схема 10. Структура выработки электрической энергии электростанциями ЭС ЯНАО по видам собственности за 2014 - 2018 годы

Структура выработки электрической энергии ЭС ЯНАО по типам электростанций за рассматриваемый ретроспективный период 2014 - 2018 годов приведена в таблице 15 и на схеме 11.

Таблица 15

Структура выработки электрической энергии ЭС ЯНАО по типам электростанций за период 2014 - 2018 годов

Тип электростанции	Показатель	Год
		2014	2015	2016	2017	2018
1	2	3	4	5	6	7
Парогазовые электростанции*	млн кВт-ч	4 330,6	3 936,5	4 374,7	4 277,5	4 246,7
	%	87,2	86,6	89,5	88,8	88,1
Газотурбинные электростанции	млн кВт-ч	635,9	610	512	506,6	526
	%	12,8	13,4	10,5	10,5	10,9
Газопоршневые электростанции	млн кВт-ч	0	0	0	35,1	47,4
	%	0	0	0	0,7	1
Итого по энергосистеме ЯНАО	млн кВт-ч	4 966,5	4 546,5	4 886,7	4 819,2	4 820,1

* В том числе Уренгойская ГРЭС.

Схема 11. Структура выработки электрической энергии ЭС ЯНАО по типам электростанций за период 2014 - 2018 годов

Наибольшая доля электрической энергии вырабатывается на парогазовых электростанциях (Уренгойская ГРЭС и Ноябрьская ПГЭ) - порядка 87 - 89% от суммарной выработки электростанций ЭС ЯНАО. Газотурбинными электростанциями вырабатывается порядка 11 - 13% от суммарной выработки электростанций ЭС ЯНАО.

2.10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности ЭС ЯНАО за отчетный период.

В таблице 16 приведен баланс электрической мощности ЭС ЯНАО на час максимума нагрузки энергосистемы за период 2014 - 2018 годов.

Таблица 16

Баланс электрической мощности ЭС ЯНАО на час максимума нагрузки энергосистемы за период 2014 - 2018 годов, МВт

Наименование показателей	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6
Потребность
Дата и время (мск) прохождения максимума нагрузки	29.12	16.01	23.12	19.01	25.12
	16-00	16-00	09-00	08-00	15-00
Максимум нагрузки	1 496	1 462	1 555	1 495	1 371
Покрытие
Установленная мощность, в т.ч.	804,6	804,6	850,3	859,3	1 032,7
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	484	484	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	72	72	72	72	72
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	24	24	24	24	24
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	72	72	72	72	72
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	10	10	10	10	10
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	8	8	8	8	8
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	15	15	15	15	15
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	-	-	-	9	9
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	-	-	-	-	120
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	-	-	-	-	39,4
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	-	-	-	-	14
Располагаемая мощность, в т.ч.	750,4	754,6	776,6	822,8	943,5
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	484	492,2	529,2	533,3	534,3
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	133,8	130,7	120,3	130,8	119,6
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	66,5	66,8	66	66	66
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	22,5	23	22,5	22,5	21,7
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	35,7	31,4	29,7	51,4	41
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	2,8	2,8	3	3	3
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	2,7	5,4	3,9	5,6	5,4
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	2,4	2,4	2	3,3	3,5
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	-	-	-	7	7
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	-	-	-	-	90
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	-	-	-	-	39,4
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	-	-	-	-	12,6
Нагрузка электростанций	529	725,6	719,5	720,2	692,7
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	274,2	492,2	528,3	518,1	520,1
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	133,8	130,7	120,3	120,5	84,8
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	54,9	49	9,8	10,8	11
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	22,5	11,7	22,5	22,5	21,7
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	35,7	31,4	29,7	29,4	30,5
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	2,8	2,8	3	3	3
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	2,7	5,4	3,9	5,6	5,4
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	2,4	2,4	2	3,3	3,5
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	-	-	-	7	7
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	-	-	-	-	0
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	-	-	-	-	1
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	-	-	-	-	4,7
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение, "-" избыток - выдача)	967,0	736,4	835,5	774,8	678,3

В период 2014 - 2018 годов максимум нагрузки потребителей ЭС ЯНАО находился в диапазоне от 1 371 до 1 555 МВт. Динамика максимумов нагрузки в 2014 - 2018 годах обусловлена как изменением потребления крупных промышленных предприятий, так и влиянием температурного фактора. Располагаемая мощность электрических станций ЭС ЯНАО за период 2014 - 2018 годов увеличилась на 193,1 МВт и в 2018 году составила 943,5 МВт.

В рассматриваемом отчетном периоде произошел рост установленной мощности Уренгойской ГРЭС с 484 МВт в 2014 году до 529,7 МВт в 2018 году (за счет модернизации агрегатов).

Как видно из таблицы 16, баланс мощности ЭС ЯНАО за весь отчетный период 2014 - 2018 годов складывался дефицитно. Дефицит ЭС ЯНАО покрывался за счет перетоков мощности из энергосистемы ХМАО.

В период 2014 - 2018 годов сальдо перетоков мощности ЭС ЯНАО находилось в диапазоне 678 - 967 МВт. Собственные электростанции ЭС ЯНАО покрывают порядка 35 - 51% от максимума нагрузки.

Балансы электрической энергии ЭС ЯНАО за отчетный период 2014 - 2018 году приведены в таблице 17.

Таблица 17

Баланс электрической энергии ЭС ЯНАО за отчетный период 2014 - 2018 годов, млн кВт-ч

Наименование показателей	Год
	2014	2015	2016	2017	2018
1	2	3	4	5	6
Потребность
Электропотребление	11 091	11 200,2	11 056,2	10 761,9	9 599,4
Покрытие
Выработка, в т.ч.	4966,5	4546,5	4886,7	4819,2	4820,2
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	3328,9	2922,5	3430,3	3345,6	3281,2
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	1001,7	1014	922,6	920	965,5
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	105,9	119,3	70,5	51,9	49,8
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	175,4	163,7	166,7	160,8	133,5
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	280,7	250,7	202,2	210,2	200,6
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	16,4	16,7	20,7	23,5	23,2
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	40,7	43,6	33,7	36,8	42,7
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	16,7	16,1	18,2	23,4	25,9
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	-	-	-	35,1	34,6
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")*	-	-	21,8*	11,9	0
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")**	-	-	-	-	50,3
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")**	-	-	-	-	12,8
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение, "-" избыток - выдача)	6 124,5	6 653,7	6 169,5	5 942,7	4 779,3
Число часов использования располагаемой мощности станций	6 618	6 025	6 293	5 857	5 109

* Выработка электроэнергии в 2016 - 2017 годах проводилась при выполнении пуско-наладочных работ на Новоуренгойской ГТЭС.

** Присоединение ГТЭС Обдорск и ТЭС Салехард к ЭС ЯНАО осуществлено 05.09.2018.

Анализ балансов электрической энергии ЭС ЯНАО показывает, что за весь рассматриваемый ретроспективный период баланс складывался дефицитно, при этом дефицит покрывался за счет перетоков электрической энергии из энергосистемы ХМАО.

В 2018 году потребление электрической энергии находилось на уровне 9 599 млн кВт-ч, что на 1 492 млн кВт-ч ниже аналогичного показателя 2014 года. Выработка электрической энергии электростанциями ЭС ЯНАО находилась в пределах от 4 546,5 млн кВт-ч в 2015 году до 4 966,5 млн кВт-ч в 2014 году, что составляет порядка 41 - 50% от суммарного потребления электрической энергии энергосистемы.

Число часов использования располагаемой мощности электрических станций ЭС ЯНАО в период 2014 - 2018 годов находилось в диапазоне 5 109 - 6 618 часов в год. При этом наибольшая плотность загрузки наблюдается на Ноябрьской ПГЭ - число часов использования располагаемой мощности в 2015 году достигало 7 758 часов в год.

Величина получения электрической энергии (дефицита электрической энергии) в период 2014 - 2018 годов находилась в диапазоне 4779 - 6654 млн кВт-ч. Минимальная величина получения электрической энергии зафиксирована в 2018 году, что обусловлено снижением уровня потребления электрической энергии в ЭС ЯНАО. Таким образом, дефицит электрической энергии составлял 50 - 59% от суммарной потребности, что свидетельствует о наличии зависимости ЭС ЯНАО от поставок электрической энергии из смежных энергосистем.

2.11. Динамика основных показателей энерго и электроэффективности.

Расчет показателей энерго и электроэффективности осуществлен на основе данных о потреблении топливно-энергетических ресурсов и развитии экономики региона, предоставленных Тюменьстатом и департаментом экономики ЯНАО.

Основные показатели энерго и электроэффективности в ЯНАО на 2013 - 2017 годы приведены в таблице 18.

Таблица 18

Основные показатели энергоэлектроэффективности в ЯНАО за 2013 - 2017 годы

Показатели энергоэффективности		Год
		2013	2014	2015	2016	2017
1		2	3	4	5	6
ВРП, млрд руб.	(в основных ценах)	1 375	1 633	1 791	1 963	2 151
	(в ценах 2013 года)	1 375	1 454	1 426	1 506	1 578
Энергоемкость ВРП, тут/млн руб.	(в основных ценах)	17,34	16,54	13,79	14,83	15,84
	(в ценах 2013 года)	17,34	18,58	17,32	19,33	21,58
Электроемкость ВРП, кВт-ч/млн руб.	(в основных ценах)	10,3	7,42	6,69	6,17	5,57
	(в ценах 2013 года)	10,3	8,33	8,4	8,04	7,59
Электроемкость промышленного производства, кВт-ч/млн руб.	(в основных ценах)	13,53	9,88	7,51	7,32	6,67
	(в ценах 2013 года)	13,53	11,29	10,74	10,84	10,22
Электровооруженность труда, тыс. кВт-ч/чел		115,16	95,98	91,70	87,45	98,15
Потребление ТЭР на душу населения, т у.т./чел.		1,55	1,49	1,36	1,30	1,31
Потребление электроэнергии на душу населения, тыс. кВт-ч/чел.		26,21	22,44	22,31	22,63	22,31
Потребление тепловой энергии на душу населения, Гкал/чел.		23,84	24,90	23,22	23,89	23,61

За рассматриваемый период 2013 - 2017 годов экономика региона развивалась высокими темпами. Показатель валового регионального продукта вырос на 14,8% за 5 лет при расчете в сопоставимых ценах 2013 года. При этом развитию промышленности также сопутствовало увеличение потребления топливно-энергетических ресурсов, за отчетный период прирост составил 42,9%. Увеличение потребления топливно-энергетических ресурсов наблюдалось в добывающей промышленности (как на производственные нужды, так и в части газа сжигаемого на факелах), в перерабатывающей промышленности (переработка газа, нефти) и прочих отраслях обрабатывающей промышленности. Вследствие таких изменений энергоемкость ВРП ЯНАО планомерно увеличивалась и к 2017 году прирост показателя составил 24,5% по отношению к 2013 году при расчете в сопоставимых ценах.

Динамика потребления электрической энергии в регионе за 2013 - 2017 годы имела ниспадающий характер. Электроемкость ВРП за период снизилась на 26,3%, а электроемкость промышленного производства снизилась на 24,4%.

В 2013 - 2017 годах в регионе наблюдалось снижение электровооруженности труда на 14,8%. Потребление топливно-энергетических ресурсов на душу населения снизилось на 15,9%. Потребление электрической энергии на человека снизилось на 14,9%. Потребление тепловой энергии на душу населения изменялось незначительно в соответствии с изменением климатических условий.

2.12. Основные характеристики электросетевого комплекса 110 кВ и выше.

ЭС ЯНАО (наряду с энергосистемами ХМАО и Тюменской области) является частью энергосистемы Тюменской области, ХМАО и ЯНАО, которая в свою очередь, входит в состав ОЭС Урала. ЭС ЯНАО имеет электрические связи с энергосистемами ХМАО и Красноярского края по линиям электропередачи напряжением 110 - 220 - 500 кВ.

ЭС ЯНАО обеспечивает централизованным снабжением электрической энергии потребителей ЯНАО - объектов нефтедобычи, транспорта и переработки углеводородного сырья, населения и иных потребителей хозяйственного комплекса. Кроме того, по линиям электропередачи переменного тока ЭС ЯНАО осуществляются перетоки мощности в Ванкорский энергорайон, от которого осуществляется электроснабжение Ванкорского нефтегазового месторождения на территории Красноярского края.

На территории ЯНАО также функционируют энергорайоны, работающие изолированно от ЭС ЯНАО и ЕЭС России. Изолированные энергорайоны обеспечивают электрической энергией ряд МО и промышленных предприятий от автономных дизельных и газотурбинных электрических станций.

В составе ЭС ЯНАО работают десять электростанций, большая часть из которых находится в собственности потребителей электрической энергии (электростанции промышленных предприятий). Крупнейшей по установленной мощности электростанцией на территории ЯНАО является Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация"). Станция расположена в г. Новый Уренгой. Установленная мощность станции составляет 529,7 МВт, выдача мощности в ЭС ЯНАО осуществляется на напряжении 110 кВ и 220 кВ.

Наиболее крупными электростанциями, находящимися в собственности потребителей электрической энергии, являются Ямбургская ГТЭС (72 МВт, ООО "Газпром добыча Ямбург") и Новоуренгойская ГТЭС (120 МВт, ООО "НГХК"), ввод в работу которой был осуществлен в 2017 году.

Схема основной электрической сети на территории ЯНАО сформирована на напряжении 220 - 500 кВ, распределительной - на напряжении 110 кВ. Электрические сети напряжением 220 - 500 кВ находятся в ведении Ямало-Ненецкого ПМЭС МЭС Западной Сибири, одна ПС 220 кВ, две ВЛ 220 кВ и электрические сети напряжением 110 кВ находятся в собственности АО "Тюменьэнерго". Кроме того, электросетевые объекты напряжением 110 кВ находятся в собственности крупных промышленных предприятий добычи и транспортировки нефти и газа.

Исходя из географического расположения генерирующих источников и потребителей электрической энергии ЭС ЯНАО разделена на два энергорайона - Северный и Ноябрьский.

Северный энергорайон обеспечивает снабжение электрической энергией потребителей городов Новый Уренгой и Надым, части Пуровского и Надымского районов ЯНАО.

Источниками электрической энергии в Северном энергорайоне являются Уренгойская ГРЭС, ПЭС Уренгой и ПЭС Надым, а также электростанции промышленных предприятий - Новоуренгойская ГТЭС, Ямбургская ГТЭС, Харвутинская ГТЭС, ГТЭС Юрхаровского НГКМ и Песцовая ГТЭС.

Северный энергорайон является избыточным. Избыток мощности и электрической энергии из Северного энергорайона передается в дефицитный Ноябрьский энергорайон ЭС ЯНАО.

Основная сеть Северного энергорайона ЭС ЯНАО сформирована на напряжении 110 - 220 кВ. Центрами питания напряжением 220 кВ Северного энергорайона являются ПС 220 кВ Уренгой, ПС 220 кВ Надым, ПС 220 кВ Правохеттинская, ПС 220 кВ Пангоды, ПС 220 кВ Оленья, ПС 220 кВ Мангазея, ПС 220 кВ Ермак, ПС 220 кВ Исконная.

Указанные подстанции 220 кВ обеспечивают снабжение электрической энергией наиболее крупных производственных объединений ЯНАО и прилегающих к ним населенных пунктов. Так, от ПС 220 кВ Уренгой (2АТ-125 МВА) обеспечивается снабжение электрической энергией потребителей г. Нового Уренгоя, где проживает более 110 тыс. человек, а также таких крупных потребителей региона, как ООО "Газпром добыча Уренгой". Кроме того, подстанция обеспечивает выдачу мощности Уренгойской ГРЭС.

Подстанция 220 кВ Надым (2АТ-125 МВА) введена в эксплуатацию в 1984 году и обеспечивает электрической энергией потребителей одноименного г. Надыма с населением более 44 тыс. человек, в том числе таких крупных потребителей региона, как ПАО "Газпром".

ПС 220 кВ Пангоды (1984 года) с двумя автотрансформаторами мощностью 63 МВА и 125 МВА обеспечивает снабжение электрической энергией северные нефтяные и газовые месторождения ПАО "Газпром", а также потребителей Надымского района и поселка Пангоды.

ПС 220 кВ Оленья введена в эксплуатацию в 1987 году. На подстанции установлены два автотрансформатора мощностью по 125 МВА. В числе крупных промышленных потребителей - предприятия ООО "Газпром добыча Уренгой" и ООО "Газпром добыча Ямбург".

ПС 220 кВ Мангазея с двумя автотрансформаторами мощностью по 125 МВА каждый была сооружена для осуществления технологического присоединения объектов Ванкорской группы нефтяных месторождений к Единой национальной электрической сети и обеспечения выдачи мощности Уренгойской ГРЭС. В 2015 году Ванкорский энергорайон был присоединен к ЕЭС России.

В 2016 году в рамках инвестиционной программы АО "Тюменьэнерго" завершено строительство ПС 220 кВ Салехард (с ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник) для обеспечения присоединения Салехардского энергорайона на параллельную работу с ЭС ЯНАО. Подключение Салехардского энергорайона, в составе которого также функционируют ГТЭС Обдорск и ТЭС Салехард, осуществлено в сентябре 2018 года.

Для обеспечения технологического присоединения перспективных потребителей в Северном энергорайоне ЭС ЯНАО в 2018 году выполнен ввод в работу ПС 220 кВ Ермак и ПС 220 кВ Исконная. Также для обеспечения технологического присоединения новых объектов НПС нефтепровода Заполярье - Пурпе в настоящее время реализуется инвестиционный проект ПАО "ФСК ЕЭС" по строительству ПС 220 кВ Славянская, ввод ПС 220 кВ Славянская планируется осуществить в 2019 году.

Структура электрических сетей 110 кВ Северного энергорайона по конфигурации представляет собой, в основном, двухцепные линии электропередачи с односторонним питанием подстанций. Формирование распределительной сети 110 кВ определялось освоением территорий, необходимостью обеспечить электрической энергией коммунально-бытовых, промышленных и сельскохозяйственных потребителей.

Ноябрьский энергорайон обеспечивает снабжение электрической энергией потребителей на территории городов Ноябрьска, Губкинского, Муравленко, Тарко-Сале и населенных пунктов Пуровского района, за исключением села Самбург.

В Ноябрьском энергорайоне передача мощности и электрической энергии осуществляется, в основном, по сети 220 - 500 кВ от электростанций энергосистемы ХМАО.

В Ноябрьском энергорайоне функционируют три приемные подстанции 500 кВ: ПС 500 кВ Холмогорская, ПС 500 кВ Тарко-Сале и ПС 500 кВ Муравленковская. Основными центрами питания напряжением 220 кВ являются ПС 220 кВ Аврора, ПС 220 кВ Вынгапур, ПС 220 кВ Губкинский ГПЗ, ПС 220 кВ Арсенал, ПС 220 кВ Пуль-Яха и ПС 220 кВ Янга-Яха.

ПС 500 кВ Холмогорская (3хАТ-501 МВА, 3хАТ - 125 МВА) введена в эксплуатацию в 1980 году. Подстанция осуществляет снабжение электрической энергией потребителей г. Ноябрьска с численностью населения более 100 тыс. человек, месторождений добычи нефти и газа крупнейших предприятий нефтегазодобывающего комплекса ЯНАО - АО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" и ООО "РН-Пурнефтегаз". Кроме того, через шины 220 - 500 кВ ПС 500 кВ Холмогорская осуществляется связь электрических сетей ЭС ЯНАО с энергосистемой ХМАО.

ПС 500 кВ Тарко-Сале (2хАТ-501 МВА, 3хАТ - 125 МВА) обеспечивает снабжение электрической энергией потребителей городов Губкинский и Тарко-Сале, в том числе одного из крупнейших в регионе промышленных предприятий - Губкинский ГПЗ. От ПС 500 кВ Муравленковская (1хАТ-501 МВА, 2хАТ - 125 МВА, 2хАТ-63 МВА) осуществляется снабжение потребителей города Муравленко, а также таких крупных потребителей региона, как ООО "РН-Пурнефтегаз" и АО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз".

Через шины указанных подстанций 500 кВ осуществляется передача мощности в сеть 220 кВ Ноябрьского энергорайона с последующим распределением по сети 110 кВ. Распределительная сеть 110 кВ энергорайона преимущественно представлена двухцепными линиями электропередачи, объединяющими шины 110 кВ подстанций 220 - 500 кВ. Ряд двухцепных ВЛ 110 кВ - радиальные с односторонним питанием подстанций.

Регулирование напряжения в сети ЭС ЯНАО осуществляется генераторами электростанций, РПН (авто-)трансформаторов, средствами компенсации реактивной мощности (далее - СКРМ), установленными на подстанциях энергосистемы и у потребителей.

Перечень существующих СКРМ на объектах ПАО "ФСК ЕЭС" и АО "Тюменьэнерго" на территории ЯНАО, установленных на подстанциях 110 - 220 - 500 кВ по состоянию на 01.01.2019, приведен в таблице 19.

Таблица 19

Перечень СКРМ, установленных на подстанциях 110 - 220 - 500 кВ, по состоянию на 01.01.2019

Наименование подстанции	Диспетчерское наименование	Место коммутации	Средства СКРМ, Мвар
			ШР	УШР	БСК
1	2	3	4	5	6
ПС 500 кВ Холмогорская	Р-110	СШ 110 кВ
	1Р-35	сек. 35 кВ	20
	2Р-35	сек. 35 кВ	20
	3Р-35	сек. 35 кВ	20
ПС 500 кВ Муравленковская	Р-500 Холмогорская	ВЛ 500 кВ Холмогорская - Муравленковская
ПС 500 кВ Тарко-Сале	Р-500 Холмогорская	ВЛ 500 кВ Холмогорская - Тарко-Сале
ПС 220 кВ Арсенал	УШР-1-110	СШ 110 кВ		25
ПС 220 кВ Мангазея	УШР-220	СШ 220 кВ		100
ПС 220 кВ Надым	УШР	СШ 220 кВ		100
	Р-110	сек. 110 кВ
ПС 220 кВ Салехард	УШР-220	СШ 220 кВ		100
	БСК-110-1	СШ 110 кВ			65,7
	БСК-110-2	СШ 110 кВ			65,7
	БСК-110-3	СШ 110 кВ			65,7
ПС 220 кВ Уренгой	УШР-220	СШ 220 кВ		100
ПС 220 кВ Ермак	УШР-1-220 кВ	СШ 220 кВ		63
	УШР-2-220 кВ	СШ 220 кВ		63
ПС 110 кВ Звездная	Р-110	ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Нуриевская II цепь с отпайкой на ПС Звездная		25
	КУ-110				25
ПС 110 кВ Новогодняя	УШР-110	СШ 110 кВ		25
	БСК-110-1	СШ 110 кВ			25
	БСК-110-2	СШ 110 кВ			25

Как было отмечено ранее, электрические сети напряжением 220 - 500 кВ находятся в ведении Ямало-Ненецкого ПМЭС МЭС Западной Сибири. Техническое обслуживание оборудования подстанций и распределительных сетей 110 кВ обеспечивает, в основном, филиалы АО "Тюменьэнерго": Северные электрические сети и Ноябрьские электрические сети, а также прочие сетевые компании и крупные потребители, на балансе которых имеются электросетевые объекты.

Данные по протяженности ЛЭП и трансформаторной мощности ПС ЭС ЯНАО по классам напряжения по состоянию на 01.01.2019 приведены в таблице 20.

Таблица 20

Протяженность ЛЭП и трансформаторная мощность ПС ЭС ЯНАО по классам напряжения по состоянию на 01.01.2019

Класс напряжения	Протяженность ЛЭП (в одноцепном исчислении), км	Трансформаторная мощность ПС, МВА
1	2	3
500 кВ	550,01	3006 + 167 (рф)
220 кВ	3742,56	4528 + 220 (резерв)
110 кВ	6301,06	6147

МЭС Западной Сибири.

Ямало-Ненецкое ПМЭС является крупным предприятием энергетической отрасли, осуществляющим эксплуатацию и обслуживание системообразующих электрических сетей напряжением 220 - 500 кВ на территории ЯНАО.

Протяженность ВЛ 110 - 220 - 500 кВ, количество и суммарная мощность ПС 220 - 500 кВ, обслуживаемых Ямало-Ненецким ПМЭС, по состоянию на 01.01.2019 представлены в таблице 21.

Таблица 21

Протяженность ВЛ 110 - 220 - 500 кВ, количество и суммарная мощность ПС 220 - 500 кВ, обслуживаемых Ямало-Ненецким ПМЭС, по состоянию на 01.01.2019

Класс напряжения, кВ	Протяженность действующих ЛЭП (в одноцепном исчислении), км	Количество и суммарная мощность ПС, шт./МВА
1	2	3
500	550,01	3/3006 + 167 (рф)
220	2965,54*	14/4278 + 220 (резерв)
110	420,96**	- /160
* В том числе 449,94 км в габаритах 500 кВ. ** В том числе 367,20 км в габаритах 220 кВ.

Анализ технического состояния электросетевых объектов, обслуживаемых Ямало-Ненецким ПМЭС, показал:

- 13 подстанций (76% от общего числа ПС) отработали более 25 лет;

- 5 488 МВА трансформаторной мощности (74% от общей трансформаторной мощности) отработало более 25 лет;

- воздушные линии электропередачи протяженностью 1 283,35 км в одноцепном исчислении (33% от общей протяженности ВЛ) отработали более 35 лет.

Подстанции и линии электропередачи 110 - 220 - 500 кВ, отработавшие более 50 лет, отсутствуют.

АО "Тюменьэнерго".

АО "Тюменьэнерго" является крупнейшей распределительной сетевой компанией, обслуживающей электрические сети напряжением 0,4 - 220 кВ на территории трех субъектов РФ: Тюменской области, ХМАО и ЯНАО. На территории ЯНАО обслуживание и эксплуатацию электрических сетей осуществляют два производственных отделения: Северные и Ноябрьские электрические сети.

Филиал Ноябрьские электрические сети включает четыре района электрических сетей: Холмогорский, Муравленковский, Пурпейский, Вынгапуровский. Филиал Северные электрические сети также объединяет четыре района электрических сетей: Надымский, Уренгойский, Ямбургский и Салехардский.

Протяженность ВЛ 110 - 220 кВ, количество и суммарная мощность ПС 110 - 220 кВ, обслуживаемых АО "Тюменьэнерго" на территории ЯНАО, по состоянию на 01.01.2019 представлена в таблице 22.

Таблица 22

Протяженность ВЛ 110 - 220 кВ, количество и суммарная мощность ПС 110 - 220 кВ, обслуживаемых АО "Тюменьэнерго" на территории ЯНАО, по состоянию на 01.01.2019

Класс напряжения, кВ	Протяженность действующих ЛЭП (в одноцепном исчислении), км	Количество и суммарная мощность ПС, шт./МВА
1	2	3
220	706,36	1/250
110	4801,67*	109/4411,4

* В том числе 158,59 км в габаритах 220 кВ.

Анализ технического состояния электросетевых объектов АО "Тюменьэнерго" показал:

- 74 подстанции (67% от общего числа ПС) отработали более 25 лет;

- 3436,4 МВА трансформаторной мощности (74% от общей трансформаторной мощности) отработало более 25 лет;

- воздушные линии электропередачи протяженностью 842,89 км в одноцепном исчислении (15% от общей протяженности ВЛ) отработали более 35 лет.

Подстанции и линии электропередачи 110 - 220 кВ, отработавшие более 50 лет, отсутствуют.

Прочие сетевые компании и крупные потребители.

ООО "Газпром энерго".

ООО "Газпром энерго" является специализированной энергетической компанией, обеспечивающей снабжение электрической энергией предприятия ПАО "Газпром". В настоящее время компания эксплуатирует энергетическое оборудование объектов Единой системы газоснабжения и дочерних компаний ПАО "Газпром" и оказывает потребителям полный спектр услуг по энергоснабжению, включая передачу электрической энергии в районах деятельности основных предприятий ПАО "Газпром".

На территории ЯНАО функционируют два филиала ООО "Газпром энерго": Уренгойский и Надымский. Протяженность ВЛ 110 кВ, количество и суммарная мощность ПС 110 кВ, обслуживаемых ООО "Газпром энерго", по состоянию на 01.01.2019 представлены в таблице 23.

Таблица 23

Протяженность ВЛ 110 кВ, количество и суммарная мощность ПС 110 кВ, обслуживаемых ООО "Газпром энерго", по состоянию на 01.01.2019

Класс напряжения, кВ	Протяженность действующих ЛЭП (в одноцепном исчислении), км	Количество и суммарная мощность ПС, шт./МВА
1	2	3
110	281,0	15/236,8

Анализ технического состояния электросетевых объектов ООО "Газпром энерго" на территории ЯНАО показал:

- 10 подстанций (67% от общего числа ПС) отработали более 25 лет;

- 86,3 МВА трансформаторной мощности (36% от общей трансформаторной мощности) отработало более 25 лет;

- воздушные линии электропередачи протяженностью 236,06 км в одноцепном исчислении (84% от общей протяженности ВЛ) отработали более 35 лет.

Подстанции и линии электропередачи 110 кВ, отработавшие более 50 лет, отсутствуют.

Следует отметить, что на балансе ООО "Газпром энерго" на территории ЯНАО также находятся 5 подстанций 110 кВ суммарной установленной мощностью 77,8 МВА и 83,7 км линий электропередачи напряжением 110 кВ, функционирующие изолированно от ЭС ЯНАО. От указанных подстанций осуществляется электроснабжение Заполярного НГКМ и п. Новозаполярный. Срок эксплуатации данных ПС 110 кВ составляет 7 - 17 лет, ВЛ 110 кВ - 7 - 18 лет.

В 2022 году планируется подключение к централизованному электроснабжению указанных потребителей и, как следствие, функционирование указанных подстанций в составе ЭС ЯНАО.

Крупные потребители.

На территории ЯНАО также осуществляют свою деятельность иные собственники объектов электросетевого хозяйства (как правило, крупные промышленные предприятия добычи и транспортировки полезных ископаемых и обрабатывающих производств), владеющие на праве собственности или ином законном основании электросетевыми объектами напряжением 110 - 220 кВ (АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", ООО "РН-Пурнефтегаз", ПАО "НОВАТЭК" и др.). Протяженность ВЛ 110 - 220 кВ, количество и суммарная мощность ПС 110 кВ, находящихся в собственности крупных потребителей электрической энергии, по состоянию на 01.01.2019 представлены в таблице 24.

Таблица 24

Протяженность ВЛ 110 - 220 кВ, количество и суммарная мощность ПС 110 кВ, находящихся в собственности крупных потребителей электрической энергии, по состоянию на 01.01.2019

Класс напряжения, кВ	Протяженность действующих ЛЭП (в одноцепном исчислении), км	Количество и суммарная мощность ПС, шт./МВА
1	2	3
220	70,7	-/-
110	797,4	30/1338,8

Анализ технического состояния электросетевых объектов иных собственников электросетевого хозяйства на территории ЯНАО показал:

- 8 подстанций (27% от общего числа ПС) отработали более 25 лет;

- 304 МВА трансформаторной мощности (23% от общей трансформаторной мощности) отработало более 25 лет.

Подстанции 110 кВ, отработавшие более 50 лет, и линии электропередачи, отработавшие более 35 лет, отсутствуют.

На схеме 12 и схеме 13 приведены сводные данные по установленной мощности трансформаторного оборудования и протяженности ЛЭП напряжением 110 - 220 - 500 кВ ЭС ЯНАО соответственно с разбивкой по классам напряжения и эксплуатирующим организациям.

Схема 12. Сводные данные по установленной мощности трансформаторного оборудования 110 - 220 - 500 кВ ЭС ЯНАО

Схема 13. Сводные данные по протяженности ЛЭП 110 - 220 - 500 кВ ЭС ЯНАО

2.13. Основные внешние электрические связи.

ЭС ЯНАО имеет электрические связи с энергосистемами соседних регионов: на юге автономного округа - с энергосистемой ХМАО (ОЭС Урала), на северо-востоке - с энергосистемой Красноярского края (ОЭС Сибири).

Структурная схема внешних электрических связей ЭС ЯНАО с энергосистемами соседних регионов приведена на схеме 14. Состав межсистемных связей ЭС ЯНАО и основные характеристики входящих в них линий электропередачи по состоянию на 01.01.2019 приведены в таблице 25.

Схема 14. Структурная схема внешних электрических связей ЭС ЯНАО

Таблица 25

Состав межсистемных связей ЭС ЯНАО и основные характеристики входящих в них линий электропередачи по состоянию на 01.01.2019

Состав	Длина, км	Марка провода
1	2	3
Связь "Энергосистема ЯНАО - Энергосистема ХМАО"
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская	238,4	3хАС-330/43
ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская	116,6	3хАС-300/39
ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым	86,03	АС-240/32
ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская	138,6	АС-240/32
ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима	104,3	АС-240/32
ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган	79,1	АС-240/32
ВЛ 110 кВ Надым - Лонг-Юган - Сорум	240,1	АС-120/19 АС-240/32
Связь "Энергосистема ЯНАО - Энергосистема Красноярского края"
КВЛ 220 кВ Мангазея - Ванкор I цепь	167	АС-240/32 А2XS(FL)2Y+1х240RM/100
КВЛ 220 кВ Мангазея - Ванкор II цепь	167

2.14. Объём и структура топливного баланса электростанций и котельных.

Тепловые электростанции ЯНАО в основном работают на природном и попутном газе. В таблице 26 приведены объем и структура потребления топлива электростанциями.

Таблица 26

Потребление топлива электростанциями в ЯНАО

Наименование показателя	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
1	2	3	4	5	6
Всего, т у.т.	2 472 127	2 832 487	3 126 724	2 455 657	2 775 208
Уголь	0%	1%	0,1%	0%	0%
Сырая нефть	0,2%	0%	0%	0%	0,8%
Нефтепродукты	7,5%	7,9%	7,3%	4,5%	4,5%
Природный газ	92,3%	91,1%	92,6%	95,5%	94,7%

Из приведенных данных видно, что незначительной остается доля привозного угля и сырой нефти в потреблении электрическими станциями. При этом доля природного и попутного газа постепенно несколько увеличивается при снижении доли нефтепродуктов в структуре потребления.

Динамика потребления топлива тепловыми электростанциями ЯНАО изменяется в зависимости от величины выработки электрической энергии.

Потребление топливных ресурсов котельными в ЯНАО, приведенное в таблице 27, изменялось в соответствии с изменением климатических условий.

Таблица 27

Потребление топливных ресурсов котельными в ЯНАО

Наименование показателя	Год
	2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6
Всего, т у.т.	1 800 603	2 443 401	1 699 457	1 686 946	1 587 032
Уголь	1,3%	1,9%	0,8%	1,1%	1,1%
Сырая нефть	5,9%	3,4%	3,9%	4,6%	3,5%
Нефтепродукты	6,0%	4,8%	11,3%	3,6%	3,4%
Природный газ	86,8%	89,9%	84%	87,2%	92%

Доля природного газа в потреблении топлива котельными остается доминирующей во всем рассматриваемом периоде и составляет от 84 до 92% от всего потребляемого топлива. Доля потребления котельными сырой нефти снижается с 6 до 3,5%, доля потребления нефтепродуктов снижается с 6 до 3,4%.

2.15. Единые топливно-энергетические балансы ЯНАО. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных.

Единый топливно-энергетический баланс (далее - ЕТЭБ) представляет собой систему показателей, отражающих полное количественное соответствие между приходом и расходом топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) в хозяйстве в целом или на отдельных его участках за выбранный интервал времени.

В структуре ЕТЭБ приводятся все виды топлива и энергии, которые добываются, производятся или используются в регионе: твердое топливо, нефть, нефтепродукты, газ, электроэнергия, теплоэнергия.

Отчетный региональный топливно-энергетический баланс позволяет проводить анализ и делать заключение по следующим направлениям:

- формирование рациональной структуры топливно-энергетического баланса региона;

- объемы (энергетические потоки) поступления, преобразования, направления движения и распределения по видам топлива и преобразованным энергоресурсам;

- объемы потребления как первичных, так и преобразованных энергоресурсов различными группами потребителей (энергетическими предприятиями, отраслями экономики, населением и др.);

- потери в энергетическом секторе и при конечном потреблении того или другого энергоресурса;

- энергетическая эффективность использования энергоресурсов.

ЕТЭБ ЯНАО составлен в соответствии с приказом Минэнерго России от 14.12.2011 N 600 "Об утверждении Порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований". В качестве источника информации для формирования ЕТЭБ ЯНАО использовались следующие формы статистической отчетности:

- 1-теп - Сведения о снабжении теплоэнергией;

- 22-ЖКХ - Сведения о работе жилищно-коммунальных организаций;

- 4-ТЭР - Сведения об остатках, поступлении и расходе топлива, теплоэнергии и использовании отработанных нефтепродуктов;

- 6-ТП - Сведения о работе тепловой электростанции;

- 11-ТЭР - Сведения об использовании топливно-энергетических ресурсов;

- 1-натура - Сведения о производстве и отгрузке продукции;

- 1-вывоз - Сведения о вывозе продукции (товаров);

- Электробаланс.

В тех случаях, когда статистическая информация не представлена для того или иного энергетического ресурса, использовались данные из официальных писем собственников энергетических предприятий, данные рассчитаны методом экстраполяции либо интерполяции.

ЕТЭБ ЯНАО получен как результат интеграции балансов электрической и тепловой энергии и всех видов потребляемого в регионе топлива. Коэффициенты перевода натурального топлива в условное представлены в таблице 28.

ЕТЭБ ЯНАО за 2013 - 2017 годы приведен в таблицах 29 - 33. Однопродуктовые балансы отдельных видов энергетических ресурсов за 2013 - 2017 годы представлены в таблицах 34 - 40.

Таблица 28

Коэффициенты перевода натурального топлива в условное

Наименование вида топлива	Единица измерения	Коэффициент перевода в т у.т.
1	2	3
Газ природный	тыс. м3	1,15
Нефть сырая	тонна	1,44
Уголь каменный	тонна	0,87
Уголь бурый	тонна	0,52
Бензин	тонна	1,49
Керосин	тонна	1,47
Дизельное топливо	тонна	1,45
Мазут	тонна	1,37
Газ сжиженный	тонна	1,57
Газ сухой отбензиненный	тонна	1,5
Дрова	плот. м3	0,266
Электроэнергия	тыс. кВт-ч	0,123
Теплоэнергия	Гкал	0,143

Таблица 29

ЕТЭБ ЯНАО за 2013 год, т у.т.

Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Производство энергетических ресурсов	0	54 626 112	0	630 660 000	5 330			685 291 442
Ввоз	29 600	0	836 145	0	0	852 218		1 717 963
Вывоз	0	-53 563 124	0	-609 868 924	0	0		-663 432 048
Изменение запасов	-969	121 867	55 184	0	-710	0		175 372
Потребление первичной энергии	28 631	1 184 855	891 329	20 791 076	4 620	852 218		23 752 728
Статистическое расхождение	0	0	0	0	0	0	-101 198	-101 198
Производство электрической энергии	-179	-4 069	-186 642	-2 268 945	0	890 828	0	-1 569 008
Производство тепловой энергии	-23 367	-105 986	-108 910	-1 574 410	-222	-1 450	1 843 486	29 141
Теплоэлектростанции	0	0	0	-12 292	0		55 675	43 383
Котельные	-23 367	-105 986	-108 910	-1 562 118	-222		1 556 236	-244 367
Электрокотельные и теплоутилизационные установки						-1 450	231 574	230 124
Преобразование топлива		-979 056	637 296	-4 880 250		-122 090	-33 484	-5 377 584
Преобразование нефти		-979 056	637 296	-64 827		-8 449	-16 530	-431 566
Переработка газа				-4 815 423				-4 815 423
Обогащение угля								0
Собственные нужды						-87 545	-318 063	-405 607
Потери при передаче				-817 650		-24 034	-149 887	-991 571
Конечное потребление энергетических ресурсов	5 085	95 744	1 233 073	11 249 821	4 398	1 507 930	1 443 250	15 539 301
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	0	0	5 986	0	214	1 451	2 471	10 122
Промышленность	0	73 060	263 899	5 210 788	0	1 233 751	552 509	7 334 007
Добыча полезных ископаемых	0	73 060	261 517	5 141 034	0	1 210 382	490 735	7 176 727
Обрабатывающие производства	0	0	2 382	69 754	0	23 369	61 774	157 280
Строительство	0	137	128 332	12 058	0	50 369	22 194	213 089
Транспорт и связь	246	5 533	518 268	1 767 701	167	90 393	154 430	2 536 737
Сфера услуг	4 637	789	108 871	49 602	316	52 275	155 131	371 620
Население	202	0	199 430	5	3 701	79 692	556 515	839 545
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	0	16 225	8 288	4 209 668	0	0	0	4 234 182

шзшз

Таблица 30

ЕТЭБ ЯНАО за 2014 год, т у.т.

Наименование показателя	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Производство энергетических ресурсов	0	57 136 464	0	593 630 000	5 258			650 771 722
Ввоз	86 180	0	791 343	0	0	586 919		1 464 443
Вывоз	0	-55 842 866	0	-569 218 494	0	0		-625 061 360
Изменение запасов	-1 902	-76 629	-77 834	0	858	0		-155 508
Потребление первичной энергии	84 278	1 216 969	713 509	24 411 506	6 115	586 919		27 019 297
Статистическое расхождение							-2 257	-2 257
Производство электрической энергии	-29 524	-334	-223 187	-2 565 543	0	903 312	0	-1 915 276
Производство тепловой энергии	-46 668	-84 246	-116 675	-2 209 549	-162	-687	1 921 955	-536 032
Теплоэлектростанции	0	0	0	-13 899	0		52 588	38 689
Котельные	-46 668	-84 246	-116 675	-2 195 650	-162		1 628 669	-814 732
Электрокотельные и теплоутилизационные установки						-687	240 698	240 011
Преобразование топлива		-1 061 424	743 371	-5 901 695		-62 028	-32 157	-6 313 934
Преобразование нефти		-1 061 424	792 486	-70 281		-9 160	-16 530	-364 910
Переработка газа			-49 115	-5 831 414	0			-5 880 529
Обогащение угля				0				0
Собственные нужды				0		-83 537	-283 967	-367 503
Потери при передаче				-780 850		-45 239	-202 356	-1 028 445
Конечное потребление энергетических ресурсов	8 086	70 965	1 117 018	12 953 869	5 953	1 298 746	1 405 732	16 860 370
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	0	0	6 187	0	205	1 476	2 375	10 242
Промышленность	0	46 953	278 831	5 802 798	0	1 016 461	546 936	7 691 978
Добыча полезных ископаемых	0	46 953	264 336	5 763 445	0	988 728	481 082	7 544 543
Обрабатывающие производства	0	0	14 495	39 353	0	27 733	65 854	147 435
Строительство	14	276	132 706	9 722	0	50 799	21 219	214 736
Транспорт и связь	259	5 235	439 721	2 306 300	152	94 870	153 677	3 000 214
Сфера услуг	7 487	9 196	62 956	93 845	127	55 313	157 857	386 781
Население	325	0	192 450	5	5 469	79 827	523 670	801 746
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	0	9 305	4 167	4 741 200	0	0	0	4 754 672

Таблица 31

ЕТЭБ ЯНАО за 2015 год, т у.т.

Наименование показателя	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Производство энергетических ресурсов	0	64 441 296	0	581 555 000	5 794			646 002 090
Ввоз	24 456	0	676 105	759 553	0	598 715		2 058 829
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вывоз	0	-63 168 397	-4 457	-560 027 502	0	0		-623 200 355
Изменение запасов	-568	-81 766	16 512	0	-2 499	0		-68 322
Потребление первичной энергии	23 887	1 191 133	688 161	22 287 051	3 294	598 715		24 792 242
Статистическое расхождение							81 052	81 052
Производство электрической энергии	-2 145	0	-228 818	-2 880 109	-49	875 182	0	-2 235 939
Производство тепловой энергии	-14 432	-66 392	-191 689	-1 442 535	-12	-1 799	1 783 415	66 556
Теплоэлектростанции	0	0	0	-15 603	0		62 831	47 228
Котельные	-14 432	-66 392	-191 689	-1 426 932	-12		1 489 110	-210 347
Электрокотельные и теплоутилизационные установки		0				-1 799	231 474	229 676
Преобразование топлива		-1 032 912	569 622	-5 736 938		-116 141	-32 223	-6 348 593
Преобразование нефти		-1 032 912	621 924	-35 559		-10 099	-17 547	-474 193
Переработка газа			-52 302	-5 701 379				-5 753 681
Обогащение угля				0				0
Собственные нужды				0		-70 699	-178 353	-249 051
Потери при передаче				-727 950		-56 605	-152 220	-936 774
Конечное потребление энергетических ресурсов	7 310	91 829	837 275	11 499 519	3 233	1 228 651	1 339 567	15 007 386
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	0	0	5 485	0	239	1 501	3 812	11 036
Промышленность	0	64 662	221 371	4 769 477	0	954 225	492 098	6 501 833
Добыча полезных ископаемых	0	64 662	219 031	4 606 580	0	939 287	458 745	6 288 305
Обрабатывающие производства	0	0	2 340	162 896	0	14 938	33 353	213 528
Строительство	0	183	163 204	6 653	0	47 786	14 084	231 910
Транспорт и связь	153	5 165	239 287	1 874 821	0	91 377	170 260	2 381 063
Сфера услуг	7 022	957	53 062	219 395	182	53 886	142 044	476 547
Население	134	0	131 644	174	2 813	79 876	517 270	731 911
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	0	20 863	23 223	4 629 001	0	0	0	4 673 087

Таблица 32

ЕТЭБ ЯНАО за 2016 год, т у.т.

Наименование показателя	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Производство энергетических ресурсов	0	75 322 800	0	587 880 000	54 176			663 256 976
Ввоз	23 437	0	872 127	759 734	0	514 669		2 169 966
Вывоз	0	-74 012 352	-72 216	-562 151 330	0	0		-636 235 898
Изменение запасов	1 218	-116 952	-14 252	0	7 984	0		-122 002
Потребление первичной энергии	24 654	1 193 496	785 658	26 488 404	62 160	514 669		29 069 041
Статистическое расхождение							-54 426	-54 426
Производство электрической энергии	0	0	-111 215	-2 331 809	0	974 873	0	-1 468 151
Производство тепловой энергии	-18 837	-78 125	-60 020	-1 483 801	-58 796	-1 522	1 827 893	126 792
Теплоэлектростанции	0	0	0	-12 633	0		77 488	64 855
Котельные	-18 837	-78 125	-60 020	-1 471 168	-58 796		1 521 619	-165 327
Электрокотельные и теплоутилизационные установки						-1 522	228 786	227 263
Преобразование топлива		-1 039 824	268 337	-7 163 503		-94 225	-28 903	-8 058 118
Преобразование нефти		-1 039 824	319 045	-71 935		-5 663	-14 991	-813 367
Переработка газа			-50 709	-7 091 568				-7 142 277
Обогащение угля				0				0
Собственные нужды				0		-69 368	-306 079	-375 447
Потери при передаче				-2 141 300		-54 059	-138 817	-2 334 176
Конечное потребление энергетических ресурсов	5 817	75 547	882 760	13 367 991	3 364	1 270 359	1 408 520	17 014 357
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	0	0	5 509	0	233	1 513	1 911	9 166
Промышленность	0	47 442	212 486	6 373 177	0	993 879	521 935	8 148 919
Добыча полезных ископаемых	0	47 442	210 214	6 195 333	0	972 884	488 582	7 914 455
Обрабатывающие производства	0	0	2 271	177 844	0	20 996	33 353	234 464
Строительство	0	0	155 716	6 974	0	48 265	12 120	223 074
Транспорт и связь	0	10 719	359 067	1 453 345	0	92 828	181 676	2 097 635
Сфера услуг	5 724	688	58 936	53 871	200	53 972	166 517	339 908
Население	93	0	86 477	168	2 931	79 901	524 361	693 931
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	0	16 698	4 569	5 480 457	0	0	0	5 501 724

зшзшз

Таблица 33

ЕТЭБ ЯНАО за 2017 год, т у.т.

Наименование показателя	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Производство энергетических ресурсов	0	81 249 408		644 920 000	6 692			726 176 100
Ввоз	20 544	0	705 225	717 002	0	447 179		1 889 949
Вывоз	0	-80 103 337	-21 316	-613 918 552	0	0		-694 043 206
Изменение запасов	2 687	43 262	10 458	0	-2 175	0		54 231
Потребление первичной энергии	23 230	1 189 333	694 367	31 718 450	4 517	447 179		34 077 075
Статистическое расхождение							-30 066	-30 066
Производство электрической энергии	0	-22 160	-124 663	-2 614 206	0	1 027 050	0	-1 733 979
Производство тепловой энергии	-17 820	-55 877	-53 392	-1 473 554	-568	-1 727	1 813 778	210 840
Теплоэлектростанции	0	0	-17	-14 162	0		108 548	94 368
Котельные	-17 820	-55 877	-53 375	-1 459 392	-568		1 472 427	-114 605
Электрокотельные и теплоутилизационные установки						-1 727	232 804	231 077
Преобразование топлива		-1 018 944	316 482	-6 647 787		-99 216	-23 194	-7 472 659
Преобразование нефти		-1 018 944	316 482	-97 218		-10 870	-17 052	-827 601
Переработка газа				-6 550 569				-6 550 569
Обогащение угля				0				0
Собственные нужды				0		-74 313	-281 667	-355 980
Потери при передаче				-2 947 450		-53 148	-130 334	-3 130 933
Конечное потребление энергетических ресурсов	5 410	92 352	832 901	18 035 452	3 949	1 245 837	1 408 649	21 624 550
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	0	0	4 943	0	177	3 911	1 122	10 153
Промышленность	0	61 581	293 052	7 824 907	0	992 334	525 039	9 696 913
Добыча полезных ископаемых	0	61 581	187 177	7 601 623	0	975 827	475 831	9 302 039
Обрабатывающие производства	0	0	105 875	223 284	0	16 507	49 208	394 874
Строительство	0	0	113 901	4 649	0	49 212	8 880	176 643
Транспорт и связь	0	18 492	211 613	1 251 922	132	93 554	200 902	1 776 615
Сфера услуг	5 347	1 394	101 360	284 099	176	22 595	165 876	580 846
Население	64	0	106 987	174	3 465	84 230	506 831	701 750
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	0	10 885	1 045	8 669 701	0	0	0	8 681 630

Таблица 34

Баланс угля ЯНАО за 2013 - 2017 годы, тонн

Показатель	Год
	2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6
Производство энергетических ресурсов
Ввоз	40 940	119 198	33 825	32 416	28 414
Вывоз
Изменение запасов	-1 340	-2 631	-786	1 684	3 716
Потребление первичной энергии	39 600	116 567	33 039	34 100	32 130
Производство электрической энергии	-248	-40 835	-2 967
Производство тепловой энергии	-32 320	-64 548	-19 961	-26 054	-24 647
Теплоэлектростанции
Котельные	-32 320	-64 548	-19 961	-26 054	-24 647
Конечное потребление энергетических ресурсов	7 033	11 184	10 111	8 046	7 483
Строительство		20
Транспорт и связь	340	358	212
Сфера услуг	6 413	10 356	9 713	7 917	7 395
Население	280	450	186	129	88

Таблица 35

Баланс сырой нефти ЯНАО за 2013 - 2017 годы, тонн

Показатель	Год
	2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6
Производство энергетических ресурсов	37 934 800	39 678 100	44 750 900	52 307 500	56 423 200
Ввоз
Вывоз	-37 196 614	-38 779 768	-43 866 942	-51 397 467	-55 627 318
Изменение запасов	84 630	-53 215	-56 782	-81 217	30 043
Потребление первичной энергии	822 816	845 118	827 176	828 817	825 925
Производство электрической энергии	-2 826	-232			-15 389
Производство тепловой энергии	-73 601	-58 504	-46 106	-54 254	-38 803
Теплоэлектростанции
Котельные	-73 601	-58 504	-46 106	-54 254	-38 803
Преобразование топлива	-679 900	-737 100	-717 300	-722 100	-707 600
Преобразование нефти	-679 900	-737 100	-717 300	-722 100	-707 600
Конечное потребление энергетических ресурсов	66 489	49 281	63 770	52 463	64 133
Промышленность	50 736	32 606	44 904	32 946	42 765
Добыча полезных ископаемых	50 736	32 606	44 904	32 946	42 765
Строительство	95	192	127
Транспорт и связь	3 842	3 635	3 587	7 444	12 842
Сфера услуг	548	6 386	664	478	968
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	11 267	6 462	14 488	11 596	7 559

Таблица 36

Баланс нефтепродуктов ЯНАО за 2013 - 2017 годы, т у.т.

Показатель	Год
	2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6
Производство энергетических ресурсов	0	0	0	0	0
Ввоз	836 145	791 343	676 105	872 127	705 225
Вывоз	0	0	-4 457	-72 216	-21 316
Изменение запасов	55 184	-77 834	16 512	-14 252	10 458
Потребление первичной энергии	891 329	713 509	688 161	785 658	694 367
Производство электрической энергии	-186 642	-223 187	-228 818	-111 215	-124 663
Производство тепловой энергии	-108 910	-116 675	-191 689	-60 020	-53 392
Теплоэлектростанции	0	0	0	0	-17
Котельные	-108 910	-116 675	-191 689	-60 020	-53 375
Преобразование топлива	637 296	743 371	569 622	268 337	316 482
Преобразование нефти	637 296	792 486	621 924	319 045	316 482
Переработка газа	0	-49 115	-52 302	-50 709	0
Конечное потребление энергетических ресурсов	1 233 073	1 117 018	837 275	882 760	832 901
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	5 986	6 187	5 485	5 509	4 943
Промышленность	263 899	278 831	221 371	212 486	293 052
Добыча полезных ископаемых	261 517	264 336	219 031	210 214	187 177
Обрабатывающие производства	2 382	14 495	2 340	2 271	105 875
Строительство	128 332	132 706	163 204	155 716	113 901
Транспорт и связь	518 268	439 721	239 287	359 067	211 613
Сфера услуг	108 871	62 956	53 062	58 936	101 360
Население	199 430	192 450	131 644	86 477	106 987
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	8 288	4 167	23 223	4 569	1 045

Таблица 37

Баланс природного газа ЯНАО за 2013 - 2017 годы, тыс. м3

Показатель	Год
	2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6
Производство энергетических ресурсов	548 400 000	516 200 000	505 700 000	511 200 000	560 800 000
Ввоз			660 481	660 638	623 480
Вывоз	-530 320 804	-494 972 603	-486 980 436	-488 827 243	-533 842 219
Изменение запасов
Потребление первичной энергии	18 079 196	21 227 397	19 380 045	23 033 395	27 581 261
Производство электрической энергии	-1 972 996	-2 230 907	-2 504 443	-2 027 660	-2 273 223
Производство тепловой энергии	-1 369 052	-1 921 347	-1 254 378	-1 290 261	-1 281 352
Теплоэлектростанции	-10 689	-12 086	-13 568	-10 985	-12 315
Котельные	-1 358 363	-1 909 261	-1 240 810	-1 279 277	-1 269 037
Преобразование топлива	-4 243 695	-5 131 909	-4 988 642	-6 229 133	-5 780 684
Преобразование нефти	-56 371	-61 114	-30 921	-62 552	-84 537
Переработка газа	-4 187 324	-5 070 795	-4 957 721	-6 166 581	-5 696 147
Потери при передаче (газ, сожженный в факельных установках)	-711 000	-679 000	-633 000	-1 862 000	-2 563 000
Конечное потребление энергетических ресурсов	9 782 453	11 264 234	9 999 582	11 624 340	15 683 002
Промышленность	4 531 120	5 045 911	4 147 371	5 541 893	6 804 267
Добыча полезных ископаемых	4 470 464	5 011 691	4 005 722	5 387 246	6 610 107
Обрабатывающие производства	60 656	34 220	141 649	154 647	194 160
Строительство	10 485	8 454	5 785	6 064	4043
Транспорт и связь	1 537 131	2 005 478	1 630 279	1 263 778	1 088 628
Сфера услуг	43 132	81 604	190 778	46 844	247 043
Население	4	4	151	146	151
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	3 660 581	4 122 783	4 025 218	4 765 615	7 538 870

Таблица 38

Баланс прочего твердого топлива ЯНАО за 2013 - 2017 годы, т у.т.

Показатель	Год
	2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6
Производство энергетических ресурсов	5 330	5 258	5 794	54 176	6 692
Ввоз
Вывоз
Изменение запасов	-710	858	-2 499	7 984	-2 175
Потребление первичной энергии	4 620	6 115	3 294	62 160	4 517
Производство электрической энергии			-49
Производство тепловой энергии	-222	-162	-12	-58 796	-568
Теплоэлектростанции
Котельные	-222	-162	-12	-58 796	-568
Конечное потребление энергетических ресурсов	4 398	5 953	3 233	3 364	3 949
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	214	205	239	233	177
Транспорт и связь	167	152			132
Сфера услуг	316	127	182	200	176
Население	3 701	5 469	2 813	2 931	3 465
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды

Таблица 39

Баланс электрической энергии ЯНАО за 2013 - 2017 годы, млн кВт-ч

Показатель	Год
	2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6
Ввоз	6 928,6	4 771,7	4 867,6	4 184,3	3 635,6
Вывоз	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Изменение запасов
Потребление первичной энергии	6 928,6	4 771,7	4 867,6	4 184,3	3 635,6
Статистическое расхождение	0,0	0,0	0,0	0,1	-0,1
Производство электрической энергии	7 242,5	7 344,0	7 115,3	7 925,8	8 350,0
Производство тепловой энергии	-11,8	-5,6	-14,6	-12,4	-14,0
Теплоэлектростанции
Котельные
Электрокотельные и теплоутилизационные установки	-11,8	-5,6	-14,6	-12,4	-14,0
Преобразование топлива	-992,6	-504,3	-944,2	-766,1	-806,6
Преобразование нефти	-68,7	-74,5	-82,1	-46,0	-88,4
Переработка газа	-923,9	-429,8	-862,1	-720,0	-718,3
Обогащение угля
Собственные нужды	-711,7	-679,2	-574,8	-564,0	-604,2
Потери при передаче	-195,4	-367,8	-460,2	-439,5	-432,1
Конечное потребление энергетических ресурсов	12 259,6	10 558,9	9 989,0	10 328,1	10 128,8
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	11,8	12,0	12,2	12,3	31,8
Промышленность	10 030,5	8 263,9	7 757,9	8 080,3	8 067,8
Добыча полезных ископаемых	9 840,5	8 038,4	7 636,5	7 909,6	7 933,6
Обрабатывающие производства	190,0	225,5	121,5	170,7	134,2
Строительство	409,5	413,0	388,5	392,4	400,1
Транспорт и связь	734,9	771,3	742,9	754,7	760,6
Сфера услуг	425,0	449,7	438,1	438,8	183,7
Население	647,9	649,0	649,4	649,6	684,8

Таблица 40

Баланс тепловой энергии ЯНАО за 2013 - 2017 годы, Гкал

Показатель	Год
	2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6
Статистическое расхождение	-707 675	-15 783	566 796	-380 600	-210 253
Производство тепловой энергии	12 891 511	13 440 242	12 471 432	12 782 467	12 683 766
Теплоэлектростанции	389 339	367 746	439 375	541 873	759 076
Котельные	10 882 772	11 389 296	10 413 357	10 640 694	10 296 690
Электрокотельные и теплоутилизационные установки	1 619 400	1 683 200	1 618 700	1 599 900	1 628 000
Преобразование топлива	-234 156	-224 871	-225 337	-202 118	-162 199
Преобразование нефти	-115594	-115594	-122705	-104 830	-119 246
Переработка газа	-118562	-109277	-102632	-97 288	-42 953
Обогащение угля
Собственные нужды	-2 224 213	-1 985 782	-1 247 221	-2 140 411	-1 969 696
Потери при передаче	-1 048 162	-1 415 076	-1 064 474	-970 750	-911 430
Конечное потребление энергетических ресурсов	10 092 655	9 830 297	9 367 605	9 849 788	9 850 694
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	17 280	16 607	26 654	13 362	7 844
Промышленность	3 863 700	3 824 725	3 441 247	3 649 898	3 671 603
Добыча полезных ископаемых	3 431 711	3 364 207	3 208 009	3 416 660	3 327 489
Обрабатывающие производства	431 989	460 518	233 238	233 238	344 114
Строительство	155 201	148 382	98 493	84 753	62 096
Транспорт и связь	1 079 929	1 074 665	1 190 629	1 270 460	1 404 910
Сфера услуг	1 084 830	1 103 893	993 312	1 164 455	1 159 971
Население	3 891 715	3 662 025	3 617 270	3 666 860	3 544 270

III. Особенности и проблемы текущего состояния сетей ЯНАО

Анализ развития и функционирования электросетевого комплекса ЭС ЯНАО выявил основные проблемы существующего состояния электрических сетей, которые требуют решения в ближайшей перспективе, а также на которые стоит обратить внимание при проведении реконструкции или нового строительства. К ним относится наличие энергоузлов (энергорайонов), в которых при расчетных условиях возникают риски выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений.

Одной из основных проблем функционирования электросетевого комплекса ЭС ЯНАО является наличие энергоузлов (энергорайонов) с проблемными электросетевыми объектами, в которых возникают риски выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений.

Анализ отчетных режимов работы электрических сетей ЭС ЯНАО был выполнен для режимов зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок 2018 года. Электрические расчеты потокораспределения и уровней напряжения выполнены для характерных нормальных, ремонтных и послеаварийных схем с использованием программного комплекса "RastrWin".

Результаты расчетов отчетных электрических режимов работы ЭС ЯНАО показали, что загрузка элементов сети 110 - 220 кВ в нормальных режимах не превышает длительно допустимый ток по нагреву проводов и длительно допустимый ток электрооборудования на подстанциях. Напряжение на стороне высокого напряжения подстанций не превышает наибольшее рабочее напряжение для оборудования и не снижается ниже минимально допустимых значений.

При аварийных возмущениях в нормальной схеме выявлена возможность перегруза провода ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-1. Также в ремонтных схемах выявлена возможность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих элементов сети:

- 1АТ и 3АТ на ПС 500 кВ Муравленковская;

- ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр.

Для исключения перегруза (428-431 А, ДДТН/АДТН ВЛ-390 А/465 А при плюс 25°С) ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-1 в послеаварийных режимах (отключения ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-2 либо 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская для летнего максимума) и ограничения нагрузки в объеме порядка 8 МВ рекомендуется включение в транзитный режим ВЛ 110 кВ Комсомольский - Барсуковский I, II цепь (в текущей схеме выполнен разрыв на ПП 110 кВ Комсомольский). Для реализации данного мероприятия требуется установка основных защит на ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Комсомольский-1, 2 на ПС 500 кВ Тарко-Сале и установка основных защит на ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-1, 2 на ПС 500 кВ Муравленковская. Включение в транзитный режим ВЛ 110 кВ Комсомольский - Барсуковский I, II цепь также позволит обеспечить двухстороннее питание ПС 110 кВ Барсуковская и ПС 110 кВ Новопурпейская.

Также работой выявлена возможность перегрузки (516-519 А для зимнего максимума, ДДТН/АДТН ВЛ - 500 А/600А при минус 5°С; 492 - 494 А для летнего максимума, ДДТН/АДТН ВЛ - 390 А/465 А при плюс 25°С) ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк и ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя, а также возможность нарушения устойчивости со снижением напряжения ниже аварийно допустимого значения, в режимах зимних/летних максимальных и минимальных нагрузок при аварийном отключении одной из ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя или ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр при ремонте другой.

Для исключения необходимости ввода ГВО (в объеме 11 МВт для зимнего периода) в рассматриваемом районе в зимний период требуется подготовка ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя или ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр, а именно - включение в работу 2хБСК-25 Мвар на ПС 110 кВ Новогодняя и изменения положения устройств РПН на 1АТ, 2АТ, 3АТ ПС 220 кВ Вынгапур и 1АТ, 2АТ ПС 220 кВ Янга-Яха. При этом в летний период подготовка ремонта не позволяет исключить необходимость отключения нагрузки и ввода ГВО (в объеме 27 МВт для летнего периода).

Для ликвидации перегрузки указанных линий электропередачи и предотвращения снижения напряжения ниже аварийно допустимого значения в летний период рекомендуется рассмотреть строительство ВЛ 110 кВ с реализацией транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская.

Загрузка остальных элементов сети в режимах зимнего и летнего максимума и минимума нагрузок не превышает длительно допустимого тока по нагреву проводов и длительно допустимого тока электрооборудования на подстанциях.

Стоит отметить, что ЭС ЯНАО охватывает не всю территорию региона. Во всех семи районах ЯНАО присутствуют населенные пункты с децентрализованным электроснабжением. Кроме того, на сегодняшний момент автономно осуществляется электроснабжение города окружного значения Лабытнанги. Ранее энергорайон города Салехарда также не имел связи с ЕЭС России, однако осенью 2018 года состоялось его присоединение к ЭС ЯНАО.

Электроснабжение изолированных территорий осуществляется от автономных газопоршневых, газотурбинных и дизельных электростанций. Крупнейшей на территории ЯНАО компанией, ведущей деятельность по производству, передаче и сбыту электрической энергии в поселениях с децентрализованным электроснабжением, является АО "Ямалкоммунэнерго".

IV. Основные направления развития электроэнергетики на территории ЯНАО

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики ЯНАО.

В рамках Стратегии социально-экономического развития ЯНАО до 2020 года (далее - Стратегия СЭР ЯНАО до 2020 года), утвержденной постановлением Законодательного Собрания ЯНАО от 14.12.2011 N 839, установлены следующие цели и задачи.

Цель социально-экономического развития ЯНАО - обеспечение устойчивого повышения уровня и качества жизни населения на основе формирования и развития конкурентной экономики при соблюдении соответствующих экологических требований.

Приоритетными направлениями для достижения поставленной стратегической цели социально-экономического развития ЯНАО являются:

- модернизация инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

- развитие экономического потенциала;

- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

- охрана окружающей среды и оздоровление экологии;

- становление ЯНАО международным форпостом развития Арктики.

Программа перспективного развития электроэнергетики ЯНАО на период 2020 - 2024 годов определяет основные направления нового строительства, реконструкции и модернизации электрогенерирующей и электросетевой инфраструктуры ЯНАО, обеспечивающие стабильное функционирование электроэнергетического комплекса в условиях реализации программ жилищного строительства, объектов социально-культурной сферы, развития промышленного комплекса.

Основной целью развития электроэнергетики ЯНАО является обеспечение условий развития экономики автономного округа посредством стабилизации и поддержания темпов роста её энергоэффективности, а также обеспечения должного уровня энергобезопасности хозяйственного комплекса и социальной сферы, а именно:

- стабилизация процессов обновления и роста производственных мощностей и надежное электроснабжение хозяйственного комплекса и социальной сферы ЯНАО в условиях прогнозируемого экономического сценария и обеспечение возможностей для увеличения объемов энергопотребления;

- создание технических основ надежного энергоснабжения и гарантированного доступа всех субъектов экономической деятельности к источникам электрической энергии, а источников - к сетям.

Основными задачами формирования развития электроэнергетики ЯНАО являются:

- экономическая эффективность решений, основанная на оптимизации режимов работы ЭС ЯНАО;

- координированное развитие магистральной и распределительной электросетевой инфраструктуры, генерирующих мощностей, соответствующее инвестиционным программам развития субъектов электроэнергетики, расположенных на территории ЯНАО;

- применение новых технологических решений.

Протоколом заседания рабочей группы "Развитие энергетики" Государственной комиссии по вопросам развития Арктики под председательством первого заместителя Министра энергетики РФ Текслера А.Л. от 01.11.2016 N АТ-559пр рекомендовано в Схемах и программах развития электроэнергетики субъектов РФ предусматривать отдельный раздел "Развитие Арктики", содержащий информацию о перспективных проектах, планируемых к реализации на территории Арктической зоны РФ, с указанием необходимости обеспечения таких проектов электросетевой инфраструктурой или генерирующей мощностью. Вся территория ЯНАО находится в арктической зоне, в связи с чем выделения отдельного раздела "Развитие Арктики" не требуется.

В соответствии с протоколом заседания рабочей группы "Развитие энергетики" Государственной комиссии по вопросам развития Арктики под председательством первого заместителя Министра энергетики РФ Текслера А.Л. от 17.07.2017 N АТ-362пр проработан вопрос энергообеспечения Ямало-Ненецкой опорной зоны с учетом подключения новых месторождений углеводородов к электрическим сетям.

4.2. Прогноз потребления электрической энергии и мощности.

4.2.1. Общая информация.

Уровень спроса на электрическую энергию и мощность в текущем периоде по территории ЯНАО и по отдельным энергорайонам приведен в пунктах 2.2, 2.4 настоящей Схемы и Программы.

Прогноз потребления электрической энергии и мощности ЭС ЯНАО на период 2018 - 2024 годов представляется для двух вариантов:

- прогноз потребления электрической энергии и мощности по материалам АО "СО ЕЭС" на период 2019 - 2024 годов - базовый;

- прогноз потребления электрической энергии и мощности по материалам органов исполнительной власти ЯНАО на период 2019 - 2024 годов - умеренно-оптимистический.

Прогноз спроса на электрическую мощность и энергию разработан на основании следующей информации:

- проект Схемы и Программы развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы;

- заявки и технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям АО "Тюменьэнерго", МЭС Западной Сибири, ООО "Газпром энерго", АО "РСК Ямала";

- данные о планируемом электропотреблении и максимуме нагрузки от наиболее крупных предприятий и компаний, функционирующих на территории ЯНАО.

В таблице 41 представлен прогноз электропотребления и максимумов нагрузки крупных потребителей электроэнергии ЯНАО.

Таблица 41

Прогноз электропотребления и максимумов нагрузки крупных потребителей электроэнергии ЯНАО (по данным собственников)

Наименование потребителя	Показатель		Отчет	Прогноз
	наименование	единица измерения	год
			2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ПАО "Газпром"
АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (в т.ч. филиал "Газпромнефть-Муравленко")	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	3341	3708,1	3656,9	3691,5	3548,1	3531	3473,1
	максимальное потребление мощности	МВт	381,4	423,3	417,5	421,4	405	403,1	396,5
ООО "Газпром добыча Ямбург" (с учетом выработки собственных электростанций)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	282,4	353,7	441,7	444,5	445,6	445,6	445,6
	максимальное потребление мощности	МВт	66,5	77,7	92,7	93,1	93,3	93,3	93,3
ООО "Газпром трансгаз Югорск" (с учетом выработки собственных электростанций)*	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	354,7	350,5	347	343,5	340,1	336,7	333,3
	максимальное потребление мощности	МВт	47,5	46,9	46,5	46	45,5	45,1	44,6
ООО "Газпром добыча Надым" (с учетом выработки собственных электростанций)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	277,8	286,9	306,5	306,5	306,5	314,2	343,7
	максимальное потребление мощности	МВт	42,3	43,5	48,3	48,3	48,3	49,7	58,9
ООО "Газпром добыча Уренгой" (с учетом выработки собственных электростанций)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	285,4	294,8	304,6	313,4	320,2	342,3	366,6
	максимальное потребление мощности	МВт	32,6	33,7	34,8	35,8	36,6	39,1	41,8
ООО "Газпром трансгаз Сургут" (с учетом выработки собственных электростанций)*	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	н/д	85	85	85	85	85	85
	максимальное потребление мощности	МВт	н/д	17,8	17,8	17,8	17,8	17,8	17,8
ООО "Газпром добыча Ноябрьск"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	122,7	168,1	436,2	438,2	438,2	408,7	408,7
	максимальное потребление мощности	МВт	14,8	45,8	51,4	51,7	51,7	47,3	47,3
ООО "Газпром переработка" (в т.ч. завод по подготовке конденсата к транспорту)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	82,2	312,7	434,4	434,7	434,7	434,7	434,7
	максимальное потребление мощности	МВт	10,7	36,1	49,8	49,8	49,8	49,8	49,8
ООО "НГХК"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	34,8	39,5	118,3	473,0	670,1	792,3	792,3
	максимальное потребление мощности	МВт	8,7	9,8	15	60	85	100,5	100,5
АО "СибурТюменьГаз"
"Губкинский ГПЗ", филиал "СибурТюменьГаз"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	480,2	450,5	450,5	450,5	450,5	450,5	450,5
	максимальное потребление мощности	МВт	83,4	80	80	80	80	80	80
"Муравленковский ГПЗ", филиал "СибурТюменьГаз"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	252,9	243,6	243,6	243,6	243,6	243,6	243,6
	максимальное потребление мощности	МВт	37,1	35,8	35,8	35,8	35,8	35,8	35,8
"Вынгапуровский ГПЗ", филиал "СибурТюменьГаз" (потребление от ЕЭС России)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	169,5	172,1	175,6	175,1	175,1	175,1	175,1
	максимальное потребление мощности	МВт	21,1	21,9	21,8	21,8	21,8	21,8	21,8
ПАО "НОВАТЭК"
ООО "НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	78,6	104,5	110,6	111,7	114,8	118	121,3
	максимальное потребление мощности	МВт	13	12,6	13	13,1	13,6	14	14,3
ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз" (потребление от ЕЭС России)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	61,4	65,82	65,82	65,82	65,82	65,82	65,82
	максимальное потребление мощности	МВт	12,5	12,5	12,5	12,5	12,5	12,5	12,5
ООО "НОВАТЭК-Пуровский ЗПК"	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	89,8	94,5	112	112	112	112	112
	максимальное потребление мощности	МВт	13	14	16	16	16	16	16
АО "АРКТИКГАЗ" (потребление от ЕЭС России)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	30,4	38,2	52,1	63,7	63,7	63,7	63,7
	максимальное потребление мощности	МВт	3,9	5,2	7,7	9	9	9	9
ПАО "НК "Роснефть"
ООО "РН-Пурнефтегаз" (потребление от ЕЭС России)	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	1113,4	1198,7	1225,1	1192,4	1225	1220	1220
	максимальное потребление мощности	МВт	152,3	136,8	139,9	136,1	139,8	139,3	139,3
ООО "РН-Пурнефтегаз" (потребление от ООО "Альянс-Энерджи")	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	72,7	172,5	168,1	165,6	162,2	160,5	160,5
	максимальное потребление мощности	МВт	12	19,7	19,2	18,9	18,5	18,3	18,3
АО "АК Транснефть"
АО "Транснефть-Сибирь"*	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	116,4	152,9	168,8	168,8	168,8	168,8	168,8
	максимальное потребление мощности	МВт	41	44,4	47,6	47,6	47,6	47,6	47,6
ООО "Лукойл-Западная Сибирь"
ТПП "Ямалнефтегаз" (Пякяхинское месторождение)**	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	214,4	221,7	204,3	206,3	206,3	206,3	206,3
	максимальное потребление мощности	МВт	29	29	30	33,6	34,3	35,7	36,8
ТПП "Ямалнефтегаз" (Находкинский газовый промысел)**	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	36,7	36,1	41,8	41,8	41,8	41,8	41,8
	максимальное потребление мощности	МВт	5	5,5	5,5	5,5	5,5	5,5	5,5
ТПП "Ямалнефтегаз" (Северо-Губкинское Нефтегазоконденсатное месторождение)**	потребление эл./энергии	млн кВт-ч	75,9	76,2	76,2	76,2	76,2	76,2	76,2
	максимальное потребление мощности	МВт	9,2	9,2	9,2	9,2	9,2	9,2	9,2

* Величина определена экспертным путем, через число часов использования максимума нагрузки.

** С учетом потребления объектов, работающих изолированно от ЕЭС России.

В рассматриваемой перспективе ожидается значительный рост потребления электрической энергии и мощности следующих предприятий:

- ООО "НГХК" - прогнозируется рост на 758 млн кВт-ч к 2024 году за счет выхода на проектные производственные показатели Новоуренгойского газохимического комплекса;

- ООО "Газпром добыча Ноябрьск" - прогнозируется рост на 286 млн кВт-ч к 2024 году за счет развития Еты-Пуроского газового промысла;

- ООО "Газпром переработка" - прогнозируется рост на 353 млн кВт-ч к 2024 году за счет роста потребления завода по подготовке конденсата к транспорту.

В то же время некоторыми крупными компаниями в период до 2024 года прогнозируется снижение электропотребления и максимума нагрузки. Так, ожидается снижение потребления ООО "Газпром трансгаз Югорск" (на 21 млн кВт-ч) и ТПП "Ямалнефтегаз" (Пякяхинское месторождение) (на 8 млн кВт-ч).

4.2.2. Базовый вариант прогноза потребления.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности сформирован на основании проекта Схемы и Программы развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы и информации о вводах новых потребителей мощностью более 5 МВт на основании заключённых договоров на технологическое присоединение к электрическим сетям АО "Тюменьэнерго", МЭС Западной Сибири, ООО "Газпром энерго", АО "РСК Ямала".

В таблице 42 приведен прогноз прироста нагрузок потребителей по договорам на технологическое присоединение заявленной мощностью более 5 МВт, учтенных при формировании базового варианта прогноза.

Таблица 42

Прогноз прироста нагрузок потребителей по договорам на технологическое присоединение заявленной мощностью более 5 МВт

N п/п	Наименование заявителя	Описание, место расположения	Заявленная мощность, МВт	Центр питания	Сроки ввода, год
1	2	3	4	5	6
1	АО "Тюменнефтегаз"	месторождение "Русское", ЯНАО, Тазовский район	120	ПС 220 кВ Тасу-Ява*	2021
			60	ПС 110 кВ Русская*	2019
			14	ПС 110 кВ Заполярного м/р*	2019
2	ООО "СевКомНефтегаз"	месторождение "Северо-Комсомольское", ЯНАО, Пуровский район	60	ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)*	2022
3	ЗАО "Ямалгазинвест"	присоединение объектов ПАО "Газпром", ЯНАО, Пуровский район	40	ПС 110 кВ НПС Уренгойская*	2019
4	ООО "Газпром добыча Ноябрьск"	ДКС Еты-Пуровского газового месторождения, ЯНАО, г. Ноябрьск	35	ПС 110 кВ ГДН*	2019
5	ООО "Газпром энерго"	включение сетей автономной системы Заполярного НГКМ и п. Новозаполярный на параллельную работу с ЕЭС России, ЯНАО, Тазовский район	22,5	ПС 110 кВ Заполярного НГКМ	2022
6	АО "Транснефть-Сибирь"	подключение объектов АО "Транснефть-Сибирь", ЯНАО, Тазовский район	16,4	ПС 220 кВ Славянская*	2019
7	ЗАО "Ямалгазинвест"	присоединение объектов ПАО "Газпром", ЯНАО, Пуровский район	15,5	ПС 110 кВ ПСП*	2019
8	ООО "Газпром энерго"	подключение энергопринимаю-щих устройств ООО "Газпром переработка", ЯНАО, Пуровский район	14,1	ПС 110 кВ УГП-2В	2020
9	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (Ямалнефтегаз)	потребители НГКП Пякяхинского месторождения, ЯНАО, Тазовский район	8	ПС 220 кВ Славянская*	2020
10	АО "РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ"	разработка Новоуренгойского лицензионного участка, ЯНАО, Пуровский район	7,0	ПС 110 кВ Роспан*	2020

* Вновь вводимые центры питания.

В рассматриваемой перспективе наибольший прирост нагрузки ЭС ЯНАО прогнозируется за счет развития предприятий нефтегазодобывающей отрасли, а также в результате присоединения к энергосистеме энергорайона с децентрализованным электроснабжением (Заполярное НГКМ). Кроме того в период до 2024 года ожидается рост нагрузки потребителей, договоры на технологическое присоединение которых уже закрыты актами об осуществлении технологического присоединения, однако нагрузка еще не набрана:

- ООО "НГХК" (заявленная мощность 110 МВт) - набор нагрузки планируется осуществлять в период с 2018 по 2023 годы;

- АО "Транснефть-Сибирь" (заявленная мощность 26,8 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 году;

- ООО "Газпром энерго" (заявленная мощность 9,9 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 году;

- ОАО "РЖД" (заявленная мощность 8,9 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 году;

- АО "АРКТИКГАЗ" (заявленная мощность 6,0 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 году;

- ООО "Газпром энерго" (заявленная мощность 5,0 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 году.

В таблице 43 представлен базовый вариант прогноза потребления электроэнергии ЭС ЯНАО. На схеме 15 приведена динамика годового электропотребления за отчетный год и на прогнозный период.

Таблица 43

Базовый вариант прогноза потребления электроэнергии ЭС ЯНАО

Показатель	Год
	2018 (отчет)	2019	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7	8
Электропотребление, млн кВт-ч	9 599	10 590	11 145	11 560	11 725	12 045	12 175
Темпы прироста, %	-	10,3	5,2	3,7	1,4	2,7	1,1

Схема 15. Базовый вариант прогноза потребления электроэнергии ЭС ЯНАО

В таблице 44 представлен прогноз максимумов нагрузки ЭС ЯНАО по базовому варианту прогноза потребления электроэнергии и мощности. На схеме 16 приведена динамика максимумов нагрузки за отчетный год и на прогнозный период.

Таблица 44

Прогноз максимума нагрузки ЭС ЯНАО по базовому варианту прогноза потребления электроэнергии и мощности

Показатель	Год
	2018 (отчет)	2019	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7	8
Максимум нагрузки, МВт	1 371	1 495	1 570	1 635	1 680	1 725	1 740
Темпы прироста, %	-	9,0	5,0	4,1	2,8	2,7	0,9
Число часов использования максимума нагрузки	7 002	7 084	7 099	7 070	6 979	6 983	6 997

Схема 16. Прогноз максимума нагрузки ЭС ЯНАО по базовому варианту прогноза

Максимум нагрузки ЭС ЯНАО в 2024 году прогнозируется на уровне 1 740 МВт, что на 369 МВт (на 26,9%) выше максимума нагрузки 2018 года. Потребление электроэнергии ЭС ЯНАО к 2024 году возрастет на 2 576 млн кВт-ч (на 26,8%) по отношению к уровню 2018 года.

Прогноз максимума нагрузки по базовому варианту характеризуется темпами прироста в пределах 0,9 - 9,0% в год, прогноз потребления электрической энергии - в пределах 1,1 - 10,3% в год. Неравномерность темпов прироста обусловлена дискретностью ввода нагрузки крупных промышленных предприятий.

Распределение нагрузки по энергетическим узлам ЭС ЯНАО по базовому варианту прогноза приведено в таблице 45.

Таблица 45

Распределение нагрузки по энергетическим узлам ЭС ЯНАО по базовому варианту прогноза

Наименование энергоузла	Единица измерения	Год
		2018 (отчет)	2019	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Ноябрьские электрические сети	МВт	956	1 003	1 009	1 014	1 037	1 051	1 059
	о.е.	0,7	0,67	0,64	0,62	0,62	0,61	0,61
Северные электрические сети	МВт	415	492	561	621	643	674	681
	о.е.	0,3	0,33	0,36	0,38	0,38	0,39	0,39
Максимум нагрузки энергосистемы ЯНАО	МВт	1 371	1 495	1 570	1 635	1 680	1 725	1 740

Анализ и прогноз территориальной структуры потребления мощности показывает различные темпы роста по узлам нагрузки ЭС ЯНАО. Значительный прирост нагрузки ожидается в Северных электрических сетях - прирост в 2024 году по отношению к 2018 году составит 266 МВт. Это обусловлено развитием нефтегазодобывающей отрасли (освоение месторождения "Русское", выход на проектные показатели Новоуренгойского газохимического комплекса, ввод новых мощностей Уренгойского завода по подготовке конденсата к транспорту и др.), а также присоединением энергорайона Заполярного НГКМ к ЭС ЯНАО.

Прирост нагрузки в Ноябрьских электрических сетях в 2024 году по отношению к 2018 году составит 103 МВт, который обусловлен вводом новых потребителей - ДКС Еты-Пурского газового месторождения, освоение компанией ООО "СевКомНефтегаз" месторождения "Северо-Комсомольское" в Пуровском районе и ряда других.

В результате ввода крупных промышленных предприятий и присоединения к ЭС ЯНАО ряда изолированных энергорайонов в период до 2024 года прогнозируется изменение территориальной структуры потребления мощности. Так, прогнозируется снижение доли Ноябрьских электрических сетей в максимуме ЭС ЯНАО с 70% в 2018 году до 61% в 2024 году, соответственно доля Северных электрических сетей возрастет с 30% до 39% за тот же период.

4.2.3. Умеренно-оптимистический вариант прогноза развития.

В таблице 46 приведен прогноз прироста нагрузок потребителей по договорам на технологическое присоединение заявленной мощностью более 5 МВт, учтенных при формировании умеренно-оптимистического варианта прогноза.

Таблица 46

Список наиболее крупных с заявленной мощностью более 5 МВт перспективных потребителей электроэнергии и мощности ЯНАО

N п/п	Наименование заявителя	Описание, место расположения	Заявленная мощность, МВт	Центр питания	Сроки ввода
1	2	3	4	5	6
1	АО "Тюменнефтегаз"	месторождение "Русское", ЯНАО, Тазовский район	120	ПС 220 кВ Тасу-Ява*	2021
			60	ПС 110 кВ Русская*	2019
			14	ПС 110 кВ Заполярного м/р*	2019
2	ООО "СевКомНефтегаз"	месторождение "Северо-Комсомольское", ЯНАО, Пуровский район	60	ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)*	2022
3	ЗАО "Ямалгазинвест"	присоединение объектов ПАО "Газпром", ЯНАО, Пуровский район	40	ПС 110 кВ НПС Уренгойская*	2019
4	ООО "Газпром добыча Ноябрьск"	ДКС Еты-Пуровского газового месторождения, ЯНАО, г. Ноябрьск	35	ПС 110 кВ ГДН*	2019
5	ООО "Газпром энерго"	включение сетей автономной системы Заполярного НГКМ и п. Новозаполярный на параллельную работу с ЕЭС России, ЯНАО, Тазовский район	22,5	ПС 110 кВ Заполярного НГКМ	2022
6	АО "Транснефть-Сибирь"	подключение объектов АО "Транснефть-Сибирь", ЯНАО, Тазовский район	16,4	ПС 220 кВ Славянская*	2019
7	ЗАО "Ямалгазинвест"	присоединение объектов ПАО "Газпром", ЯНАО, Пуровский район	15,5	ПС 110 кВ ПСП*	2019
8	ООО "Газпром энерго"	подключение энергопринимаю-щих устройств ООО "Газпром переработка", ЯНАО, Пуровский район	14,1	ПС 110 кВ УГП-2В	2020
9	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (Ямалнефтегаз)	потребители НГКП Пякяхинского месторождения, ЯНАО, Тазовский район	8	ПС 220 кВ Славянская*	2020
10	АО "РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ"	разработка Новоуренгойского лицензионного участка, ЯНАО, Пуровский район	7	ПС 110 кВ Роспан*	2020

* Вновь вводимые центры питания.

В рассматриваемой перспективе наибольший прирост нагрузки ЭС ЯНАО прогнозируется за счет развития предприятий нефтегазодобывающей отрасли, а также в результате присоединения к энергосистеме энергорайона с децентрализованным электроснабжением (Заполярное НГКМ). Кроме того в период до 2024 года ожидается рост нагрузки потребителей, договоры на технологическое присоединение которых уже закрыты актами об осуществлении технологического присоединения, однако нагрузка еще не набрана:

- ООО "НГХК" (заявленная мощность 110 МВт) - набор нагрузки планируется осуществлять в период с 2018 по 2023 годы;

- АО "Транснефть-Сибирь" (заявленная мощность 26,8 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 году;

- ООО "Газпром энерго" (заявленная мощность 9,9 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 год;

- ОАО "РЖД" (заявленная мощность 8,9 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 году;

- АО "АРКТИКГАЗ" (заявленная мощность 6,0 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 году;

- ООО "Газпром энерго" (заявленная мощность 5,0 МВт) - набор нагрузки планируется осуществить в 2019 году.

В рамках умеренно-оптимистического варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности дополнительно учтено присоединение города Лабытнанги к ЕЭС России. В настоящий момент электроснабжение города окружного значения Лабытнанги осуществляется автономно от ЭС ЯНАО от собственных локальных источников генерации. Фактическая нагрузка потребителей города Лабытнанги составляет порядка 25 МВт.

В рассматриваемой перспективе планируется к реализации масштабный проект федерального значения - строительство Северного широтного хода. Северный широтный ход - строящаяся железнодорожная магистраль в ЯНАО протяжённостью 707 километров по маршруту Обская - Салехард - Надым - Новый Уренгой - Коротчаево, которая должна связать западную и восточную части ЯНАО, Северную железную дорогу со Свердловской. Проект реализуется совместно силами Правительства России, Правительства ЯНАО, ПАО "Газпром", ОАО "РЖД" и АО "Корпорация развития". Координатором строительства магистрали выступает Росжелдор. Строительство Северного широтного хода планируется осуществить с 2018 по 2022 годы. Прогнозируемый объём перевозок составит 23,9 млн тонн (преимущественно газовый конденсат и нефтеналивные грузы).

Для электроснабжения железнодорожного транспорта общего пользования "Обская - Салехард - Надым" на основании предоставленной к Схеме и Программе предварительной информации по объекту "Инфраструктура железнодорожного транспорта общего пользования "Обская - Салехард - Надым" планируется сооружение следующих объектов, подключение предварительно рассматривается на напряжении 35 кВ:

- ПС 35 кВ Обская с прогнозной нагрузкой 7 367 кВт;

- ПС 35 кВ Салехард с прогнозной нагрузкой 2 051 кВт;

- ПС 35 кВ Татаринцево с прогнозной нагрузкой 2 310 кВт;

- ПС 35 кВ Надым с прогнозной нагрузкой 1 685 кВт.

Также предусматривается строительство следующих промежуточных пунктов, получающих питание от присоединённых к сети объектов:

- ПП 35 кВ Растущий;

- ПП 35 кВ Многоводный.

Подключение к электрической сети ПС 35 кВ Обская рекомендуется выполнить к шинам 35 кВ вновь вводимой ПС 110/35/10 кВ Лабытнанги, ПС 35 кВ Салехард - к шинам 35 кВ ПС 110 кВ Северное сияние. Для подключения ПС 35 кВ Татаринцево потребуется строительство ПС 220 кВ Татаринцево, для ПС 35 кВ Надым - сооружение новой ПС 110 кВ Станция Надым.

В 2018 году официально стартовало строительство моста через Обь между городами Салехардом и Лабытнанги, который является частью проекта Северный широтный ход. Реализация этого проекта, в том числе строительство моста, даст мощный толчок к развитию района города Лабытнанги. Таким образом, с учетом ввода новых потребителей (в том числе ПС 35 кВ Обская) в рассматриваемой перспективе прогнозируется рост нагрузки в районе г. Лабытнанги до 35 МВт.

Также дополнительно в умеренно-оптимистическом варианте прогноза потребления электроэнергии и мощности учтен рост потребления мощности объектами ООО "Газпром добыча Уренгой" на 17,2 МВт (в соответствии с письмом ООО "Газпром добыча Уренгой" от 06.02.2019 N ДД/ВК/13-34).

Кроме того, в 2022 году учитывается увеличение перетока мощности по двухцепной КВЛ 220 кВ от ПС 220 кВ Мангазея в Ванкорский энергорайон энергосистемы Красноярского края. В соответствии с заявкой ООО "РН-Ванкор" на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" увеличение перетока мощности по КВЛ 220 кВ Мангазея - Ванкор I, II цепь планируется до 176,5 МВт после 2022 года.

В таблице 47 представлен умеренно-оптимистический вариант прогноза потребления электроэнергии ЭС ЯНАО. На схеме 17 приведена динамика годового электропотребления за отчетный год и на прогнозный период.

Таблица 47

Умеренно-оптимистический вариант прогноза потребления электроэнергии ЭС ЯНАО

Показатель	Год
	2018 (отчет)	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7
Электропотребление, млн кВт-ч	9 599	12 683	13 663	14 655	14 696	14 718
Темпы прироста, %	-	14,9	7,7	7,3	0,3	0,1

Схема 17. Умеренно-оптимистический вариант прогноза потребления электроэнергии ЭС ЯНАО

В таблице 48 представлен прогноз годовых максимумов нагрузки ЭС ЯНАО по умеренно-оптимистическому варианту прогноза потребления. На схеме 18 приведена динамика максимумов нагрузки за отчетный год и на прогнозный период.

Таблица 48

Прогноз максимумов нагрузки ЭС ЯНАО по умеренно-оптимистическому варианту прогноза потребления

Показатель	Год
	2018 (отчет)	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7
Максимум нагрузки, МВт	1 371	1 811	1 951	2 093	2 099	2 102
Темпы прироста, %	-	14,9	7,7	7,3	0,3	0,1

Схема 18. Прогноз максимума нагрузки ЭС ЯНАО по умеренно-оптимистическому варианту прогноза

Максимум нагрузки ЭС ЯНАО в 2024 году по умеренно-оптимистическому варианту прогнозируется на уровне 2 102 МВт, что на 731 МВт (на 53%) выше максимума нагрузки 2018 года. Потребление электроэнергии ЭС ЯНАО к 2024 году возрастет на 5 119 млн кВт-ч по отношению к уровню 2018 года и составит 14 718 млн кВт-ч.

Прогноз максимума нагрузки и электропотребления по умеренно-оптимистическому варианту характеризуется темпами прироста в пределах 0,1 - 14,9%, в год. Неравномерность темпов прироста обусловлена дискретностью ввода нагрузки крупных промышленных предприятий.

Распределение нагрузки по энергетическим узлам ЭС ЯНАО по умеренно-оптимистическому варианту прогноза приведено в таблице 49.

Таблица 49

Распределение нагрузки по энергетическим узлам ЭС ЯНАО по умеренно-оптимистическому варианту

Наименование энергоузла	Единица измерения	Год
		2018 (отчет)	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7	8
Ноябрьские электрические сети	МВт	956	1 126	1 136	1 191	1 201	1 202
	о.е.	0,7	0,62	0,58	0,57	0,57	0,57
Северные электрические сети	МВт	415	685	815	902	898	900
	о.е.	0,3	0,38	0,42	0,43	0,43	0,43
Максимум нагрузки энергосистемы ЯНАО	МВт	1 371	1 811	1 951	2 093	2 099	2 102

Анализ и прогноз территориальной структуры потребления мощности показывает различные темпы роста по узлам нагрузки ЭС ЯНАО.

Значительный прирост нагрузки ожидается в Северных электрических сетях - прирост в 2024 году по отношению к 2018 году составит 485 МВт. Это обусловлено динамичным развитием нефтегазодобывающей отрасли в регионе (освоение месторождения "Русское", выход на проектные показатели Новоуренгойского газохимического комплекса, ввод новых мощностей Уренгойского завода по подготовке конденсата к транспорту и др.), строительством Северного широтного хода, а также присоединением энергорайонов г. Лабытнанги и Заполярного НГКМ к ЭС ЯНАО.

В результате ввода крупных промышленных предприятий и присоединения к ЭС ЯНАО ряда изолированных энергорайонов в период до 2024 года прогнозируется изменение территориальной структуры потребления мощности. Так, прогнозируется снижение доли Ноябрьских электрических сетей в максимуме ЭС ЯНАО с 70% в 2018 году до 57% в 2024 году, соответственно, доля Северных электрических сетей возрастет с 30 до 43% за тот же период.

4.2.4. Оценка перспективной балансовой ситуации по электрической энергии и мощности для базового варианта.

Перспективные балансы мощности и электроэнергии сформированы в соответствии с намеченной нагрузкой потребителей и прогнозируемым составом генерирующих мощностей на электростанциях ЭС ЯНАО на период до 2024 года.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности ЭС ЯНАО на период 2020 - 2024 годов принят в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы" (получен письмом Тюменского РДУ от 06.02.2019 N Р57-б2-II-19-450). Балансы мощности составлены на час максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области, ХМАО и ЯНАО.

Балансы мощности ЭС ЯНАО приведены в таблице 50.

Как следует из таблицы 50, в рассматриваемом перспективном периоде баланс мощности ЭС ЯНАО складывается с приемом мощности из соседних энергосистем. На протяжении рассматриваемого прогнозного периода 2020 - 2024 годов величина приема мощности возрастает, что обусловлено ростом нагрузки потребителей ЭС ЯНАО (прирост на 170 МВт за рассматриваемый период) при отсутствии крупных вводов генерирующих мощностей в энергосистеме.

Покрытие максимумов нагрузки ЭС ЯНАО обеспечивается мощностями действующих электростанций на территории энергосистемы и за счет перетоков мощности из энергосистемы ХМАО. Величина располагаемой мощности электростанций ЭС ЯНАО составляет порядка 51 - 56% от прогнозируемого максимума нагрузки.

Таблица 50

Прогноз балансов мощности ЭС ЯНАО, МВт

Наименование показателей	Год
	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6
Потребность
Максимум нагрузки	1 570	1 635	1 680	1 725	1 740
Покрытие
Установленная мощность, в т.ч.	936,7	936,7	936,7	936,7	936,7
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	72	72	72	72	72
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	10	10	10	10	10
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	8	8	8	8	8
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	15	15	15	15	15
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	9	9	9	9	9
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	120	120	120	120	120
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	39,4	39,4	39,4	39,4	39,4
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	14	14	14	14	14
Располагаемая мощность, в т.ч.	882,5	882,5	882,5	882,5	882,5
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	10	10	10	10	10
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	14,6	14,6	14,6	14,6	14,6
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	90	90	90	90	90
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	38	38	38	38	38
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6
Дефицит/избыток располагаемой мощности ("+" дефицит - получение, "-" избыток - выдача)	687,5	752,5	797,5	842,5	857,5
То же, в % к максимуму нагрузки	43,8	46	47,5	48,8	49,3

Прогноз балансов электроэнергии ЭС ЯНАО для базового варианта приведены в таблице 51.

Таблица 51

Балансы электроэнергии ЭС ЯНАО для базового варианта, млн кВт-ч

Наименование показателей	Год
	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6
Потребность
Электропотребление	11 145	11 560	11 725	12 045	12 175
Число часов использования максимума нагрузки	7 099	7 070	6 979	6 983	6 997
Покрытие*
Выработка, в т.ч.	5 234,7	5 661,2	5 950,7	6 070	6 071,1
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	3 554,9	3 622,7	3 713,1	3 713,1	3 713,1
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	920	920	920	920	920
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	184,2	184,2	184,2	184,2	184,2
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	39,5	42,3	43,4	43,4	43,4
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	40	40	40	40	40
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	32,6	33,6	34,6	35,6	36,7
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	35,5	35,5	35,5	35,5	35,5
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")**	118,3	473	670,1	788,4	788,4
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	248,7	248,7	248,7	248,7	248,7
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	61,2	61,2	61,2	61,2	61,2
Сальдо перетоков электроэнергии ("+" дефицит - получение, "-" избыток - выдача)	5 910,3	5 898,8	5 774,3	5 975,0	6 103,9
Число часов использования располагаемой мощности станций	5 931	6 415	6 743	6 878	6 879

* Величины выработки электроэнергии приведены в соответствии прогнозом собственников электростанций.

** Величина выработки электроэнергии Новоуренгойской ГТЭС условно принята равной прогнозному потреблению электроэнергии Новоуренгойского газохимического комплекса, но не более максимально возможной выработки ГТЭС по параметру ЧЧИ располагаемой мощности. Электростанция сооружена с целью электроснабжения крупного потребителя, выдача электроэнергии в сеть не планируется.

Баланс электроэнергии ЭС ЯНАО в период 2020 - 2024 годов прогнозируется с приемом электроэнергии из соседних энергосистем. Прием электроэнергии в 2020 году ожидается на уровне 5 910,3 млн кВт-ч. К 2024 году прогнозируется увеличение приема электроэнергии относительно 2020 года на 193,6 млн кВт-ч до величины 6 103,9 млн кВт-ч.

Выработка электростанций ЭС ЯНАО в период 2020 - 2024 годов позволит покрыть порядка 49 - 53% потребления электроэнергии энергосистемы. Число часов использования располагаемой мощности электростанций составит 5 931 - 6 879 часов в год, что входит в допустимый диапазон, учитывая состав и возраст оборудования.

Прием электроэнергии в ЭС ЯНАО осуществляется из энергосистемы ХМАО.

4.2.5. Оценка перспективной балансовой ситуации по электрической энергии и мощности для умеренно-оптимистического варианта.

Балансы мощности ЭС ЯНАО для умерено оптимистического варианта приведены в таблице 52.

Как следует из таблицы, в рассматриваемом перспективном периоде баланс мощности ЭС ЯНАО складывается с приемом мощности из соседних энергосистем. На протяжении рассматриваемого прогнозного периода 2020 - 2024 годов величина приема мощности возрастает, что обусловлено значительным ростом нагрузки потребителей ЭС ЯНАО (прирост на 291 МВт за рассматриваемый период) при отсутствии крупных вводов генерирующих мощностей в энергосистеме.

Покрытие максимумов нагрузки ЭС ЯНАО обеспечивается мощностями действующих электростанций на территории энергосистемы и за счет перетоков мощности из энергосистемы ХМАО. Величина располагаемой мощности электростанций ЭС ЯНАО составляет порядка 51 - 56% от прогнозируемого максимума нагрузки.

Балансы электроэнергии ЭС ЯНАО приведены в таблице 53.

Баланс электроэнергии ЭС ЯНАО в период 2020 - 2024 годов прогнозируется с приемом электроэнергии из соседних энергосистем. Прием электроэнергии в 2020 году ожидается на уровне 7 167 млн кВт-ч. К 2024 году прогнозируется увеличение приема электроэнергии относительно 2020 года на 1 199 млн кВт-ч до величины 8 366 млн кВт-ч.

Выработка электростанций ЭС ЯНАО в период 2020 - 2024 годов позволит покрыть порядка 43% потребления электроэнергии энергосистемы. Число часов использования располагаемой мощности электростанций составит 5 461 - 5 930 часов в год, что входит в допустимый диапазон, учитывая состав и возраст оборудования.

Прием электроэнергии в ЭС ЯНАО осуществляется из энергосистемы ХМАО.

Таблица 52

Прогноз балансов мощности ЭС ЯНАО для умерено-оптимистического варианта, МВт

Наименование показателей	Год
	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6
Потребность
Максимум нагрузки	1 811	1 951	2 093	2 099	2 102
Покрытие
Установленная мощность, в т.ч.	1 072,7	1 072,7	1 138,7	1 138,7	1 138,7
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	72	72	72	72	72
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	24	24	24	24	24
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	112	112	112	112	112
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	10	10	10	10	10
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	8	8	8	8	8
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	15	15	15	15	15
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	9	9	9	9	9
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	120	120	120	120	120
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	39,4	39,4	39,4	39,4	39,4
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	14	14	14	14	14
ПЭС Лабытнанги (ПАО "Передвижная энергетика")			66	66	66
Располагаемая мощность, в т.ч.	1 010,1	1 010,1	1 071,1	1 071,1	1 071,1
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	66	66	66	66	66
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	22	22	22	22	22
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	93	93	88	88	88
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	10	10	10	10	10
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	14,6	14,6	14,6	14,6	14,6
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	90	90	90	90	90
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	38	38	38	38	38
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6
ПЭС Лабытнанги (ПАО "Передвижная энергетика")			66	66	66
Дефицит/избыток располагаемой мощности ("+" дефицит - получение, "-" избыток - выдача)	800,9	940,9	1 021,9	1 027,9	1 030,9
То же, в % к максимуму нагрузки	44,2	48,2	48,8	49	49

Таблица 53

Прогноз балансов электроэнергии ЭС ЯНАО, млн кВт-ч

Наименование показателей	Год
	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6
Потребность
Электропотребление	12 683	13 663	14 655	14 696	14 718
Покрытие*
Выработка, в т.ч.	5 516	5 942,4	6 232	6 351,3	6 352,3
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	3 554,9	3 622,7	3 713,1	3 713,1	3 713,1
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	920	920	920	920	920
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	100	100	100	100	100
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	181,2	181,2	181,2	181,2	181,2
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	184,2	184,2	184,2	184,2	184,2
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	39,5	42,3	43,4	43,4	43,4
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	40	40	40	40	40
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	32,6	33,6	34,6	35,6	36,7
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	35,5	35,5	35,5	35,5	35,5
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")**	118,3	473,0	670,1	788,4	788,4
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	248,7	248,7	248,7	248,7	248,7
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	61,2	61,2	61,2	61,2	61,2
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение, "-" избыток - выдача)	7 167	7 720,6	8 423	8 344,7	8 365,7
Число часов использования располагаемой мощности станций	5 461	5 883	5 818	5 929	5 930

* Величины выработки электроэнергии приведены в соответствии прогнозом собственников электростанций.

** Величина выработки электроэнергии Новоуренгойской ГТЭС условно принята равной прогнозному потреблению электроэнергии Новоуренгойского газохимического комплекса, но не более максимально возможной выработки ГТЭС по параметру ЧЧИ располагаемой мощности. Электростанция сооружена с целью электроснабжения крупного потребителя, выдача электроэнергии в сеть не планируется.

4.2.6. Прогноз потребления тепловой энергии на период 2020 - 2024 годов с выделением крупных потребителей.

Прогноз потребления тепловой энергии в ЯНАО на перспективный период 2020 - 2024 годов сформирован на основе информации, полученной от администраций МО ЯНАО.

В таблице 54 приведен прогноз потребления тепловой энергии по МО ЯНАО на период 2020 - 2024 годов.

Таблица 54

Прогноз потребления тепловой энергии по МО ЯНАО на период 2020 - 2024 годов, тыс. Гкал

N п/п	Муниципальное образование	Год
		2020	2021	2022	2023	2024	2020 - 2024
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Город Губкинский	256,7	256,7	256,7	256,7	256,7	1 283,6
2	Город Лабытнанги	323,5	323,5	323,5	323,5	323,5	1 617,6
3	Город Муравленко	429,4	429,4	429,4	429,4	429,4	2 147
4	Город Новый Уренгой	1 254,8	1 254,8	1 254,8	1 254,8	1 254,8	6 274
5	Город Ноябрьск	859,4	859,4	859,4	859,4	859,4	4 297,4
6	Город Салехард	560,1	560,1	560,1	560,1	560,1	2 800,7
7	Красноселькупский район	104,5	105,3	106,1	106,9	108	531
8	Надымский район	1 174,9	1 175,8	1 186,3	1 190,8	1 190,8	5 918,9
9	Приуральский район	77	77	77	77	77	385,2
10	Пуровский район	434,8	434,8	434,8	434,8	434,8	2 174,3
11	Тазовский район	140,4	140,4	140,4	140,4	140,4	702,3
12	Шурышкарский район	57,3	57,3	57,3	57,3	57,3	286,7
13	Ямальский район	145,9	145,9	145,9	145,9	145,9	729,7
Всего		5 595	5 596	5 608	5 613	5 614	28

Прирост потребления тепловой энергии за рассматриваемый период ожидается на уровне 28 025 тыс. Гкал. Наибольшее потребление тепловой энергии на период 2020 - 2024 годов прогнозируется в г. Новый Уренгой и Надымском районе, в 2024 году ожидаемое потребление оценивается на уровне 1 254 тыс. Гкал и 1 190 тыс. Гкал соответственно. В Красноселькупском районе в 2024 году ожидается прирост потребления теплоэнергии на 28% по отношению к 2018 году.

За рассматриваемый период 2020 - 2024 годов на территории ЯНАО представителями крупных потребителей тепловой энергии в основном заявлены объекты жилого и социально-культурного назначения, такие как школы, библиотеки, жилые дома, культурно-спортивные комплексы и др. Также указаны потребители, не входящие в эту категорию - аэропорт и строительная фирма. Перечень наиболее крупных потребителей теплоэнергии на период 2020 - 2024 годов приведён в таблице 55.

Таблица 55

Перечень наиболее крупных потребителей тепловой энергии на период 2020 - 2024 годов

N п/п	Потребитель тепловой энергии	Муниципальное образование	Потребление тепловой энергии, Гкал	Нагрузка, Гкал/час	Источники покрытия	Год ввода нагрузки
1	2	3	4	5	6	7
1	Музейно-библиотечный комплекс и городской архив	г. Муравленко	н/д	4,173	котельная центральная, ЦТП-к/з	2019 - 2023
2	Культурно-оздоровительный центр		н/д	4,14	котельная центральная, ЦТП N 8А	2020
3	Административное здание АО "Ачимгаз"	г. Новый Уренгой	н/д	0,834	котельная N 4 (1987 - 1990 годов)	2019
4	Школа	г. Ноябрьск	н/д	2,762	котельная "КВГМ"	2020
5	Жилой дом		н/д	2,077	котельная "КВГМ"	2024
6	АО "Аэропорт Салехард"	г. Салехард	н/д	0,45	котельная N 29	2018 - 2021
7	Спортивный комплекс	Красноселькупский район	5832	1,2	котельная N 4 "Октан" с. Красноселькуп	2020
8	Детский сад		3790	0,78	строящаяся котельная N 5 "Термаль" с. Красноселькуп	2020
9	Здание аэропорта		1701	0,35		2020
10	Департамент строительства, архитектуры и жилищной политики администрации Пуровского района	Пуровский район	4310,5	1,3646	котельная N 6 г. Тарко-Сале	н/д
11	Департамент имущественных и земельных отношений администрации Пуровского района		3585,3	1,135	котельная N 6 г. Тарко-Сале	н/д
12	НО "Пуровский Фонд жилья и ипотеки"		3277,9	0,681	котельная N 4 г. Тарко-Сале	2021
13	ООО "Строительная фирма "Промтехмаш"		2017,6	0,594	котельная N 3 п. Уренгой	до 2021
14	ООО "Промтехмаш"	Пуровский район	2928,5	0,835	котельная N 2 г. Тарко-Сале	н/д
15	Многоквартирный дом		1260	0,38	котельная п. Ханымей	2022
16	ООО "Строительная фирма "Промтехмаш"		1154,9	0,34	котельная N 3 пгт Уренгой	до 2021
17	Центр развития инвестиционных проектов ЯНАО		1111,25	0,239	котельная N 2 п. Пурпе	2018
18	Департамент имущественных и земельных отношений администрации Пуровского района		1105,59	0,35	котельная N 1 г. Тарко-Сале	н/д
19	"Культурно-спортивный комплекс" в с. Мужи	Шурышкарский район	н/д	1,798	внешний	2024

4.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей.

4.3.1. Базовый вариант развития.

Прогноз развития генерирующих источников установленной мощностью более 5 МВт на территории ЭС ЯНАО на период до 2024 года сформирован на основании материалов проекта "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годов" (с учетом вводов, модернизаций, реконструкций и демонтажей с высокой вероятностью реализации).

Изменение установленной мощности электростанций ЭС ЯНАО планируется за счет следующих мероприятий:

- демонтаж в 2019 году ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС") установленной мощностью 24 МВт;

- демонтаж в 2020 году ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика") установленной мощностью 72 МВт.

Установленные мощности электростанций ЭС ЯНАО на период до 2024 года (по состоянию на конец года) приведены в таблице 56.

Как видно из таблицы 56, к концу рассматриваемого перспективного периода суммарная установленная мощность электростанций ЭС ЯНАО снизится на 96 МВт (на 9,3%) и составит 936,7 МВт.

Таблица 56

Установленные мощности электростанций ЭС ЯНАО на период до 2024 года, МВт

Наименование электростанции	Год
	2018 (отчет)	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО-Электрогенерация")	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	72	-	-	-	-	-
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	24	-	-	-	-	-
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	72	72	72	72	72	72
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	10	10	10	10	10	10
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	8	8	8	8	8	8
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	15	15	15	15	15	15
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	9	9	9	9	9	9
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	120	120	120	120	120	120
ГТЭС Обдорск (ГТЭС-3) (АО "Салехарэнерго")	39,4	39,4	39,4	39,4	39,4	39,4
ТЭС Салехард (ТЭС-14) (АО "Салехарэнерго")	14	14	14	14	14	14
Всего по ЭС ЯНАО	1 032,7	936,67	936,67	936,67	936,67	936,67

Кроме того, на период до 2024 года планируется ввод следующих новых электростанций и генерирующих мощностей крупных потребителей, работающих на территории ЯНАО изолированно от ЕЭС России:

- в 2019 году ввод ГТЭС-48 установленной мощностью 48 МВт, ООО "Газпром добыча Ямбург";

- в 2019 году ввод ГПЭС Южно-Мессояхского месторождения установленной мощностью 6,16 МВт, ООО "Лукойл-Западная Сибирь";

- в 2020 году ввод ГПЭС Хальмерпаютинского месторождения установленной мощностью 6,16 МВт, ООО "Лукойл-Западная Сибирь";

- в 2023 году ввод ЭСН-5 Харасавэйского ГКМ установленной мощностью 28 МВт, ООО "Газпром добыча Надым".

4.3.2. Умеренно-оптимистический вариант.

Прогноз развития генерирующих источников установленной мощностью более 5 МВт на территории ЭС ЯНАО на период до 2024 года сформирован на основании информации, полученной от собственников генерирующих объектов.

В соответствии с информацией, представленной ООО "Газпром добыча Ямбург", на Ямбурской ГТЭС в 2019 году планируется ввод в работу двух новых агрегатов суммарной установленной мощностью 40 МВт в рамках заключенного договора на технологическое присоединение объектов генерации к электрическим сетям от 26.04.2018 N Т6/18/0003-ДТП. В связи с этим, в рамках умеренно-оптимистического варианта прогноза будет учтен ввод данного генерирующего оборудования.

В рамках умеренно-оптимистического варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности учтено присоединение г. Лабытнанги к ЕЭС России в 2022 году. В настоящий момент электроснабжение г. Лабытнанги осуществляется автономно от ЭС ЯНАО от ПЭС Лабытнанги (филиал ПЭС "Лабытнанги" ПАО "Передвижная энергетика") установленной мощностью 66 МВт. После подключения энергорайона г. Лабытнанги к ЕЭС России ПЭС Лабытнанги окажется в составе ЭС ЯНАО. Сохранение ПЭС Лабытнанги в составе ЭС ЯНАО необходимо для выполнения функций резервного источника генерации и повышения надежности электроснабжения потребителей г. Лабытнанги. По причине высокой себестоимости производства электроэнергии на ПЭС Лабытнанги по сравнению со стоимостью электроэнергии, получаемой из единой энергосистемы, целесообразно после присоединения ПЭС Лабытнанги к ЭС ЯНАО вывести её в резерв с сохранением установленной мощности.

Дополнительно необходимо отметить, что в рамках базового варианта прогноза учитывается демонтаж двух электрических станций ЭС ЯНАО - ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС") и ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика") в 2019 году и в 2020 году соответственно. Вывод этих электростанций учтен и в проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020 - 2025 годы. При этом собственники соответствующего генерирующего оборудования в материалах, представленных для разработки настоящей работы, планы по выводу оборудования не подтвердили (письмо ООО "Северная ПЛЭС" от 05.02.2019 N 95, письмо Филиала ПЭС "Уренгой" ПАО "Передвижная энергетика" от 29.01.2019 б/н). В связи с этим в рамках умеренно-оптимистического варианта прогноза вывод данных объектов генерации в рассматриваемом перспективном периоде учитываться не будет.

Установленные мощности электростанций ЭС ЯНАО на период до 2024 года (по состоянию на конец года) приведены в таблице 57.

Как видно из таблицы, к концу рассматриваемого перспективного периода суммарная установленная мощность электростанций ЭС ЯНАО увеличится на 106 МВт (на 10,3%) и составит 1138,7 МВт.

Таблица 57

Установленные мощности электростанций ЭС ЯНАО на период до 2024 года (по состоянию на конец года), МВт

Наименование электростанции	Год
	2018 отчет	2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7
Уренгойская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
ПЭС Уренгой (ПАО "Передвижная энергетика")	72	72	72	72	72	72
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")	24	24	24	24	24	24
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	72	112	112	112	112	112
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")	10	10	10	10	10	10
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз")	8	8	8	8	8	8
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром добыча Уренгой")	15	15	15	15	15	15
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (АО "СибурТюменьГаз")	9	9	9	9	9	9
Новоуренгойская ГТЭС (ООО "НГХК")	120	120	120	120	120	120
ГТЭС Обдорск (АО "Салехардэнерго")	39,4	39,4	39,4	39,4	39,4	39,4
ТЭС Салехард (АО "Салехардэнерго")	14	14	14	14	14	14
ПЭС Лабытнанги (ПАО "Передвижная энергетика")	-	-	-	66	66	66
Всего по энергосистеме ЯНАО	1 032,7	1 072,7	1 072,7	11 38,7	11 38,7	11 38,7

4.3.3. Потребность теплоэлектростанций генерирующих компаний в топливе.

Расчет потребности в топливе теплоэлектростанций генерирующих компаний ЯНАО на перспективный период 2020 - 2024 годов представлен в таблице 58. Данные по отпуску электроэнергии от электростанций ЯНАО на период 2020 - 2024 годов приняты на основе прогнозных балансов электроэнергии ЭС ЯНАО, представленных в пункте 4.3 Схемы и Программы, за вычетом потребления электрической энергии на собственные нужды электростанции. Данные по отпуску тепловой энергии приняты на основании данных, представленных собственниками генерирующего оборудования. Удельные расходы условного топлива электростанций приняты по данным статистических форм 6-ТП "Сведения о работе тепловой электростанции" соответствующих электростанций.

Таблица 58

Расчет потребности в топливе теплоэлектростанций генерирующих компаний ЯНАО на период 2020 - 2024 годов

Генерирующая компания	Наименование электростанции	Тип топлива	Показатель	Единица измерения	Год
					2020	2021	2022	2023	2024
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
АО "Интер РАО-Электрогенерация"	Уренгойская ГРЭС	природный газ	отпуск тепловой энергии	тыс. Гкал	110,2	110,2	110,2	110,2	110,2
			отпуск тепловой энергии	млн кВт-ч	3 495,7	3 562,4	3 651,3	3 651,3	3 651,3
			УРУТ на отпущенную тепловую энергию	кг у.т/Гкал	154,7	154,7	154,7	154,7	154,7
			УРУТ на отпущенную электрической энергии	г у.т./кВт-ч	252,9	252,9	252,9	252,9	252,9
			суммарный расход условного топлива	тыс. т у.т.	901,1	918	940,4	940,4	940,4
ООО "НПГЭ"	Ноябрьская ПГЭ	природный газ	отпуск тепловой энергии	тыс. Гкал	415,8	516	516	516	516
			отпуск электрической энергии	млн кВт-ч	899,6	899,6	899,6	899,6	899,6
			УРУТ на отпущенную тепловую энергию	кг у.т/Гкал	99,1	99,1	99,1	99,1	99,1
			УРУТ на отпущенную электрическую энергию	г у.т./кВт-ч	248,2	248,2	248,2	248,2	248,2
			суммарный расход условного топлива	тыс. т у.т.	264,5	274,4	274,4	274,4	274,4
АО "Салехарэнер-го"	ГТЭС Обдорск	природный газ	отпуск тепловой энергии	тыс. Гкал	127,6	141	143	143	143
			отпуск электрической энергии	млн кВт-ч	245,6	245,6	245,6	245,6	245,6
			УРУТ на отпущенную тепловую энергию	кг у.т/Гкал	132,8	132,8	132,8	132,8	132,8
			УРУТ на отпущенную электрическую энергию	г у.т./кВт-ч	388,3	388,3	388,3	388,3	388,3
			суммарный расход условного топлива	тыс. т у.т.	112,3	114,1	114,3	114,3	114,3
АО "Салехарэнерго"	ТЭС Салехард	природный газ	отпуск тепловой энергии	тыс. Гкал	24,0	24,8	25,5	25,5	25,5
			отпуск электрической энергии	млн кВт-ч	57,9	57,9	57,9	57,9	57,9
			УРУТ на отпущенную тепловой энергии	кг у.т/Гкал	132,8	132,8	132,8	132,8	132,8
			УРУТ на отпущенную электрической энергии	г у.т./кВт-ч	388,3	388,3	388,3	388,3	388,3
			суммарный расход условного топлива	тыс. т у.т.	25,7	25,8	25,9	25,9	25,9

4.3.4. Перечень планируемых новых объектов теплоснабжения, предусмотренных схемами теплоснабжения муниципальных районов и городских округов ЯНАО.

Схема теплоснабжения является технико-экономическим обоснованием и главным документом, определяющим концепцию и пути развития теплоснабжающего хозяйства. Это документ, содержащий материалы по обоснованию эффективного и безопасного функционирования системы теплоснабжения, ее развития с учетом правового регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

Схемы теплоснабжения городов и населенных пунктов разрабатываются в соответствии с Федеральным законом от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении". Требования к схемам теплоснабжения, порядку разработки и утверждения схем теплоснабжения утверждены постановлением Правительства РФ от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".

Для проведения анализа наличия схем теплоснабжения были направлены запросы в администрации муниципальных образований в ЯНАО. На основании полученных данных сформирован отчет об актуальном состоянии в части наличия схем теплоснабжения муниципальных образований в ЯНАО.

МО город Салехард.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Салехард на период до 2025 года (актуализация на 2019 год), утвержденной постановлением администрации МО город Салехард от 18.05.2018 N 1178, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство котельной N 28/1 производительностью 15 Гкал/ч (17,4 МВт) в районе котельной N 28 на территории производственной и коммунально-складской зоны взамен существующей котельной;

- строительство котельной на площадке ГТЭС мощностью 36 Гкал/ч (41,9 МВт) на 1 этапе с последующим увеличением мощности на 76,2 Гкал/ч (88,6 МВт), в т.ч. ПИР (мощность на 1 этапе - не менее 31,4 Гкал/ч (36,5 МВт), суммарная мощность - не менее 112,2 Гкал/ч (130,5 МВт));

- строительство котельной на ЦТП-1 (ТЭС-14) мощностью не менее 34,5 Гкал/ч (40 МВт) (для покрытия нагрузок котельных N 22, 14);

- строительство котельной в районе ДЭС-2 мощностью 47 Гкал/ч (54,5 МВт) "Многофункциональный спортивный комплекс, г. Салехард";

- строительство блочно-модульной газовой котельной в планировочном квартале 01:32:02 для теплоснабжения детского сада и магазина смешанных товаров (общая тепловая нагрузка 0,7 Гкал/ч), в т.ч. тепловых сетей общей протяженностью 330 м;

- техническое перевооружение котельной N 5 с увеличением установленной мощности на 5,16 Гкал/ч (6 МВт) и с заменой котлов ВК-21 (6 шт.);

- техническое перевооружение котельной N 8 ПИР с увеличением установленной мощности на 5,16 Гкал/ч (6 МВт) и с заменой котлов ВК-21 (11 шт.);

- реконструкция котельной N 36 с увеличением установленной мощности на 20 Гкал/ч (23,2 МВт);

- реконструкция котельной N 35 с увеличением установленной мощности на 30 Гкал/ч (34,9 МВт) объекта "Административное здание исполнительных органов государственной власти ЯНАО, г. Салехард";

- автоматизированная система управления технологическими процессами котельных АО "Салехардэнерго" на все объекты (по очередям) со строительством диспетчерской ДС ТВСиК;

- строительство ЦТП-10 (7 Гкал/час, 8,14 МВт), ЦТП-11 (2 Гкал/час, 2,33 МВт), ЦТП-13 (5,5 Гкал/час, 6,4 МВт), ЦТП-16 (7,1 Гкал/час, 8,3 МВт), ЦТП-12 (9,8 Гкал/час, 11,4 МВт), ЦТП-5 (15 Гкал/час, 17,4 МВт), ЦТП-6 (7,2 Гкал/час, 8,4 МВт), ЦТП-8 (23,6 Гкал/час, 27,4 МВт);

- техническое перевооружение ЦТП-10 (35 Гкал/час, 40,6 МВт) с заменой теплообменников, сетевых насосов и аварийного источника электроснабжения.

МО город Губкинский.

Согласно актуализированной схеме теплоснабжения МО город Губкинский на 2016 год и на перспективу до 2030 года (включительно), утвержденной постановлением администрации города Губкинского от 31.05.2016 N 943, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- модернизация городской котельной установленной мощностью 36 Гкал/час.

МО город Лабытнанги.

Согласно актуализированной схеме теплоснабжения МО город Лабытнанги на 2019 год и на перспективу до 2034 года, утвержденной постановлением администрации города Лабытнанги от 13.07.2018 N 823, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- реконструкция котельной N 1 с заменой котлов ДКВР 10 - 13 на водогрейные котлы КСВ-8,0;

- реконструкция котельной N 8 "Орбита" с увеличением мощности до 27,9 Гкал/час;

- реконструкция котельной N 12 с переводом на газообразный вид топлива;

- строительство котельной N 13 тепловой мощностью 17,2 Гкал/час (20 МВт).

МО город Муравленко.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Муравленко на период до 2032 года (корректировка), утвержденной постановлением администрации города Муравленко от 02.07.2018 N 423, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- техническое перевооружение котельной КОС.

МО город Новый Уренгой.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Новый Уренгой на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением администрации города Новый Уренгой от 06.12.2013 N 404, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- техническое перевооружение котельной N 4 с увеличением мощности блока N 4/2 до 80 Гкал/час (93,04 МВт);

- модернизация и техническое перевооружение котельной N 1, в том числе реконструкция котла ПТВМ 1 3 (замена конвективных пакетов);

- реконструкция и техническое перевооружение котельной N 2;

- техническое перевооружение котельной N 3 (строительство котельной N 3-2 мощностью 60 Гкал/ч (69,78 МВт), техническое перевооружение котельной N 3-1);

- модернизация ЦТП NN 1 - 11 в малоэтажной застройке;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной N 9, в том числе реконструкция оборудования ВРУ-0,4 кВт;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной N 17, включая газификацию и строительство сетей газоснабжения;

- техническое перевооружение источников тепловой энергии котельных г. Новый Уренгой и района Коротчаево с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения в рамках капитального ремонта;

- техническое перевооружение котельной N 6 ООО "Газпром энерго";

- техническое перевооружение котельной ЦОСК ОАО "Уренгойгорводоканал";

- техническое перевооружение котельной ГВС СВХ ОАО "Уренгойгорводоканал".

МО город Ноябрьск.

Согласно актуализированной схеме теплоснабжения МО город Ноябрьск на 2012 - 2027 годы, утвержденной постановлением администрации МО город Ноябрьск от 20.07.2016 N П-356, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство автоматизированной газовой котельной в м/р "10" установленной мощностью 400 МВт с наружными сетями инженерного обеспечения;

- строительство котельной мощностью 100 МВт в районе м/р "П-10";

- строительство блочно-модульной котельной комплексов "Озерный-1" и "Озерный-2" установленной мощностью до 10 МВт с замещением мощностей ЦТП-28, 29;

- строительство автономного источника теплоснабжения жилого поселка "Северная Нива" - блочной модульной котельной с наружными сетями инженерного обеспечения;

- строительство блочно-модульной котельной в м/р "МЦ" с подключением к системе газоснабжения, прокладкой тепловой сети (450 п. м) и размещением теплообменников для резервного подключения объектов "Больничного городка" к существующей системе теплоснабжения;

- подключение БМК-6 как резервного источника теплоснабжения пос. МК-15, пос. СМП-329, пос. АТХ Геология;

- модернизация котельной КВГМ-100, автоматизация котельной КВГМ-100 (котлы 2-5) с реконструкцией газовой обвязки и оборудования согласно требованиям норм и правил;

- перевод резервуаров хранения аварийного запаса нефти для котельных КВГМ-100 и ДЕ-16 на дизельное топливо с предварительными техосвидетельствованием и ревизионно-восстановительными работами;

- реконструкция оборудования поселковой котельной УТДС (замена котлов и оборудования, отработавших нормативный срок службы);

- замена отработавшего нормативный срок аварийного источника электроснабжения котельной N 1, м/р Вынгапуровский;

- строительство ЦТП, строительство и перекладка тепловых сетей инженерного обеспечения к объектам в мкр. "Б-2", "Б-2А";

- реконструкция центральных тепловых пунктов (ЦТП-27 ед.) с установкой приборов учета, современных теплообменников, современных насосов с частотными преобразователями, установка повысительных насосов с ЧРП на ЦТП (10 ед.) для компенсации ущерба гидравлическим режимам в микрорайонах, подключенных до м/р "8".

МО Красноселькупский район.

Согласно актуализированной схеме теплоснабжения МО село Красноселькуп, утвержденной постановлением администрации МО село Красноселькуп от 05.07.2018 N 127-ПС, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- приобретение блочной котельной на 26 МВт "Термаль-26 МВт" установленной тепловой мощностью 9,46 Гкал/ч (11 МВт) с одновременной организацией совместной работы 1 и 2 очереди котельной с новой ГПЭС;

- строительство новой газопоршневой электростанции (ГПЭС) со схемой выдачи электрической мощности (5 Гкал/ч, 8 МВт);

- реконструкция котельной N 5 "Термаль" с организацией второго теплового вода, изменением тепловой схемы котельной и расширением существующей АСУТП для организации совместной работы с газопоршневой электростанцией (одновременный ввод в эксплуатацию схемы реконструкции с ГПЭС).

Согласно схеме теплоснабжения МО Толькинское Красноселькупского района на период до 2030 годов, утвержденной распоряжением администрации МО Толькинское Красноселькупского района от 02.10.2017 N 142, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- создание системы комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.

Согласно схеме теплоснабжения МО на 2018 - 2030 годов, утвержденной постановлением администрации МО село Ратта от 15.05.2018 N 27-П, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- реконструкция существующей котельной с увеличением установленной тепловой мощности на 2,752 Гкал/ч (3,2 МВт) за счет строительства нового отдельно стоящего здания с двумя водогрейными котлами единичной теплопроизводительностью по 1,6 МВт и строительством топливного хозяйства (ввод котельной к началу отделочных работ в строящейся школе);

- перевод котельной на двухконтурную схему, замена сетевых и подпиточных насосов, монтаж системы водоподготовки и деаэрации, установка баков запаса холодной воды и баков аккумуляторов горячей воды Vстр. = (2-2,5) = 5 м и пр.

МО Надымский район.

Согласно актуализированной схеме теплоснабжения МО город Надым на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением администрации МО Надымский район от 29.04.2015 N 216, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство и ввод в эксплуатацию новой водогрейной котельной 60 МВт;

- строительство новой газопоршневой электростанции Надымской ТЭЦ (23,28 МВт, 133,26 Гкал/ч);

- реконструкция паровой части общегородской котельной N 1 с установкой теплообменного оборудования для увеличения выдачи тепловой мощности в сеть;

- реконструкция паровой части общегородской котельной N 2 с установкой теплообменного оборудования для увеличения выдачи тепловой мощности в сеть;

- реконструкция общегородской котельной N 2 с установкой дополнительного водогрейного котла 30 МВт.

Согласно актуализированной на 2019 год схеме теплоснабжения МО поселок Пангоды на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением администрации МО поселок Пангоды от 23.03.2018 N 115, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- капитальное строительство объекта "Автоматизированный блочно-модульный тепловой пункт и сети ГВС";

- капитальное строительство объекта "Автоматизированная блочно-модульная котельная для выработки пара производительностью 14,0 т/ч".

Согласно схеме теплоснабжения МО поселок Приозерный, утвержденной постановлением администрации МО поселок Приозерный от 21.11.2013 N 94, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- замена водогрейных котлов котельных N 1 и N 3 (в 2023 и 2026 годах) ввиду износа основного оборудования, прошедшего капитальный ремонт в 2003 - 2006 годах.

Согласно схеме теплоснабжения МО село Ныда на 2018 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением администрации МО село Ныда от 13.04.2017 N 67, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство новых котельных с установленной тепловой мощностью 30,96 Гкал/ч.

МО Шурышкарский район.

Согласно актуализированной схеме теплоснабжения МО Азовское, утвержденной постановлением администрации МО Азовское от 30.03.2016 N 21-а, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство котельной с. Азовы с установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч.

Согласно схеме теплоснабжения МО Горковское, утвержденной постановлением администрации МО Горковское от 14.04.2017 N 28, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство новых котельных с установленной тепловой мощностью 25,78 Гкал/ч.

Согласно схеме теплоснабжения МО Лопхаринское, утвержденной постановлением администрации МО Лопхаринское от 04.05.2018 N 25, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство новых котельных с установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч.

Согласно схеме теплоснабжения МО Мужевское на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением главы МО Мужевское от 19.11.2013 N 41, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство котельной N 1 в с. Мужи с установленной тепловой мощностью 18,04 Гкал/ч;

- строительство котельной в с. Восяхово установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч.

Согласно схеме теплоснабжения МО Овгортское на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением администрации МО Овгортское от 20.04.2018 N 16, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство котельной в с. Овгорт с установленной тепловой мощностью 5 Гкал/ч;

- строительство котельной блочно-модульного типа в дер. Ямгорт с установленной тепловой мощностью 0,2 Гкал/ч (686 Гкал/год).

Согласно схеме теплоснабжения МО село Питляр на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением администрации МО село Питляр от 02.10.2018 N 62, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство котельной в с. Питляр с установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч.

Согласно схеме теплоснабжения МО Шурышкарское на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной распоряжением администрации МО Шурышкарское от 05.04.2017 N 35, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство котельной с установленной тепловой мощностью 7,74 Гкал/ч.

МО Пуровский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО село Халясавэй на 2017 год, утвержденной постановлением администрации МО село Халясавэй от 03.10.2017 N 38-ПА, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство котельной с. Халясавэй с установленной мощностью 5,16 Гкал/ч (6 МВт).

Согласно схеме теплоснабжения МО Пуровское на 2019 год и на период до 2028 года, утвержденной постановлением главы администрации МО Пуровское от 06.04.2018 N 46, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство блочно-модульной котельной мощностью 4,3 Гкал/ч (5 МВт) в с. Сывдарма;

- строительство второго блока котельной N 3 пос. Пуровск (2 котла мощностью 1,72 Гкал/ч каждый).

Согласно схеме теплоснабжения МО поселок Пурпе на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением администрации МО поселок Пурпе от 13.04.2018 N 44-п, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство новой котельной мощностью 24,68 Гкал/ч (27 МВт) в районе котельной N 2;

- строительство новой блочно-модульной котельной в районе котельной N 9;

- строительство новой котельной в пос. Пурпе (17 МВт);

- строительство новой котельной в районе артезианских скважин по ул. Аэродромная;

- строительство новой котельной в м/р Ямальский-2;

- увеличение мощности новой котельной в районе котельной N 2 на 4 Гкал/ч.

Согласно схеме теплоснабжения МО село Самбург на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением администрации МО село Самбург от 22.11.2013 N 69-ПА, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- монтаж котельной мощностью 12,9 Гкал/ч (15 МВт) с наличием системы водоподготовки.

Согласно актуализированной схеме теплоснабжения МО поселок Уренгой на 2019 год и на период до 2029 года, утвержденной постановлением администрации МО поселок Уренгой от 15.06.2018 N 169-ПА, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- замена двух котлов на котельной N 2 пос. Уренгой на котлы мощностью 4 МВт.

Согласно актуализированной схеме теплоснабжения МО поселок Ханымей на 2019 и на перспективу до 2030 года, утвержденной постановлением администрации МО поселок Ханымей от 13.04.2018 N 041, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- установка трёх новых водогрейных котлов мощностью 10 Гкал/ч и двух новых водогрейных котлов мощностью 4,5 Гкал/ч.

Согласно актуализированной на 2019 год схеме теплоснабжения МО деревня Харампур на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением главы МО деревня Харампур от 13.04.2018 N 04-ПГ, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство блочно-модульной котельной на территории базы отдыха мощностью 3 Гкал/ч;

- увеличение мощности существующей котельной N 7 до 6,64 Гкал/ч.

МО Приуральский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО Аксарковское, утвержденной постановлением администрации МО Аксарковское от 26.03.2018 N 85, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство автоматизированной блочной котельной пос. Горнокнязевск установленной мощностью 0,43 Гкал/ч (0,5 МВт);

- реконструкция котельной N 5 с заменой трёх котлов на новые мощностью 3 Гкал/ч (3,5 МВт) каждый с увеличением установленной мощности до 12 Гкал/ч;

- техническое перевооружение котельной N 1 с. Аксарка с монтажом дополнительного котла установленной мощностью 6,5 МВт.

Согласно схеме теплоснабжения МО Белоярское сельское поселение на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной постановлением администрации МО Белоярское от 16.03.2018 N 50, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство котельной с. Белоярск установленной мощностью 17,5 Гкал/ч;

- строительство блочно-модульной котельной дер. Лаборовая установленной мощностью 2,1 Гкал/ч;

- строительство блочно-модульной котельной пос. Щучье установленной мощностью 2,58 Гкал/ч.

Согласно схеме теплоснабжения МО село Катравож на 2014 год и на перспективу до 2028 года, актуализированной на 2019 год, утвержденной распоряжением администрации МО село Катравож от 16.04.2018 N 45, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- монтаж блочной котельной мощностью 7,74 Гал/ч (9 МВт).

Согласно актуализированной схеме теплоснабжения МО поселок Харп на 2014 год и на перспективу до 2028 года, утвержденной решением Собрания Депутатов 4 созыва, МО пгт Харп от 11.04.2018 N 16, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- замена трёх водогрейных котлов по сроку эксплуатации на современные котлы общей мощностью 105 Гкал/ч.

МО Тазовский район.

Согласно перспективной схеме теплоснабжения МО село Антипаюта, утвержденной постановлением администрации МО село Антипаюта от 01.10.2018 N 139, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство и ввод в эксплуатацию новой водогрейной котельной N 1 установленной тепловой мощностью 5,589 Гкал/ч (6,5 МВт);

- техническое перевооружение котельной N 3 "Новая".

Согласно схеме теплоснабжения МО село Гыда на период до 2032 года, утвержденной постановлением администрации МО село Гыда от 09.02.2017 N 118, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство и ввод в эксплуатацию новой котельной мощностью 12,898 Гкал/ч (15 МВт);

- строительство новой газопоршневой электростанции (ГПЭ) со схемой выдачи тепловой и электрической мощности установленной мощностью 2,212 Гкал/ч (4 МВт).

Согласно схеме теплоснабжения МО поселок Тазовский, утвержденной постановлением администрации МО поселок Тазовский от 24.12.2013 N 215-п, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство и ввод в эксплуатацию новой газопоршневой электростанции ГПУ-ТЭЦ (20 МВт, 48,6 Гкал/ч) со схемой выдачи тепловой и электрической мощности с замещением тепловой мощности существующих котельных;

- реконструкция котельной N 12 "Геофизики";

- реконструкция котельной N 11 "Аэропорт";

- техническое перевооружение котельной N 8 "Интернат";

- реконструкция котельной N 4 "Рыбозавод" с переводом в режим насосной станции.

МО Ямальский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО Яр-Салинское на 2012 - 2026 годы, утвержденной постановлением администрации МО Яр-Салинское от 10.04.2018 N 46, предусмотрены следующие мероприятия по развитию (строительству, реконструкции и техническому перевооружению) источников тепловой энергии:

- строительство ДЭС тепловой мощностью не менее 6 МВт с системой утилизации тепла в районе котельной N 3.

4.3.5. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих котельных.

На основе анализа выполненных схем теплоснабжения населенных пунктов ЯНАО сформирован перечень объектов теплоснабжения, планируемых к переоборудованию в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, а также вновь вводимых объектов когенерации. Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии позволит снизить затраты на приобретение и расход топлива. Дополнительным преимуществом когенерационных установок является использование в качестве топлива не только природного газа, но и других видов газообразного топлива (пропан, бутан, газы химической промышленности, попутный нефтяной газ, биогаз, древесный, пиролизный газ и др.).

По состоянию на 2018 год на территории ЯНАО осуществляют комбинированную выработку электрической и тепловой энергии следующие электростанции:

- Уренгойская ГРЭС (г. Новый Уренгой);

- Ноябрьская ПГЭ (г. Ноябрьск);

- ГТЭС Обдорск (г. Салехард);

- ТЭС Салехард (г. Салехард);

- ДЭС в с. Мужи (Шурышкарский район).

Электростанции ТЭС пгт Харп (Приуральский район) и ГПЭС с. Аксарка (Приуральский район) имеют техническую возможность работать в комбинированном режиме, но в настоящее время отпуск тепловой энергии потребителям не осуществляется.

Некоторые крупные потребители тепловой энергии, осуществляющие свою производственную деятельность на территории ЯНАО, для теплоснабжения используют мощности собственных электростанций, работающих изолированно от ЕЭС России, в частности, получают тепло от котлов-утилизаторов в комбинированном цикле для обеспечения внутренней инфраструктуры. На сегодняшний день возможность снабжения тепловой энергией коммунальных сетей МО, расположенных на территории ЯНАО, отсутствует по причине удаленного расположения от электростанций крупных потребителей.

Перечень объектов, планируемых к вводу на территории МО:

- Надымская ТЭЦ тепловой мощностью 133,26 Гкал/ч, электрической мощностью 23,28 МВт в г. Надым, Надымский район;

- мини-ТЭЦ тепловой мощностью 8,95 Гкал/ч, электрической мощностью 10,4 МВт в с. Толька, Красноселькупский район;

- ГПУ-ТЭЦ тепловой мощностью 45 Гкал/ч, электрической мощностью 16 МВт в п. Тазовский, Тазовский район;

- ГПЭ тепловой мощностью 2,212 Гкал/ч, электрической мощностью 4 МВт в с. Гыда, Тазовский район;

- ДЭС электрической мощностью 6 МВт в с. Яр-Сале, Ямальский район.

4.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики ЯНАО на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива.

Возобновляемые источники энергии (далее - ВИЭ) - это источники на основе постоянно действующих или периодически возникающих процессов в природе, а также жизненном цикле растительного и животного мира и жизнедеятельности человека (солнечная энергия, энергия ветра, гидроэнергия, геотермальная энергия, энергия приливов, биомасса, низкопотенциальное тепло различных сред: воды, воздуха, грунта и др.).

В отличие от истощаемого органического топлива ВИЭ неисчерпаемы и безопаснее с точки зрения экологии по сравнению с электростанциями на органическом топливе. Но неравномерность их проявления по территории и во времени не позволяют полностью заменить эксплуатируемые в настоящее время источники энергии, в связи с чем ВИЭ необходимо рассматривать скорее как дополняющий энергоисточник, который позволяет вытеснить некоторую часть органического топлива, сэкономив тем самым средства на его закупку и доставку.

Применение ВИЭ позволяет:

- вытеснить некоторую часть органического топлива и ослабить зависимость от внешних его поставок;

- снизить себестоимость производства энергии (без учета первоначальных затрат);

- сократить объемы бюджетных дотаций на энергоснабжение малых населенных пунктов;

- уменьшить негативное влияние энергетики на природную среду;

- создать дополнительный стимул для развития высоких технологий в России;

- улучшить комфортность проживания на территории.

Основной причиной незначительных масштабов применения ВИЭ в настоящее время является их капиталоемкость и низкое значение показателя использования установленной мощности, связанное с неравномерностью и неопределенностью энергоресурсов, а также неплотным графиком нагрузки изолированно работающих потребителей.

4.4.1. Ветроэнергетика.

Ветер является одним из наиболее перспективных источников электроэнергии в мире. В России его потенциал практически не реализован. В РФ районы с наиболее высокими средними скоростями ветра расположены, в основном, по северным и восточным окраинам Крайнего Севера, в связи с этим реализация проектов в области ветроэнергетики - очень трудоёмкий процесс.

На территории ЯНАО в 2013 году был реализован проект по строительству и вводу в эксплуатацию ветроэлектростанции. Так в IV квартале 2013 года в г. Лабытнанги была введена в эксплуатацию ветроэнергетическая установка (далее - ВЭУ).

Основные параметры ВЭУ в г. Лабытнанги представлены в таблице 59.

Таблица 59

Основные параметры ВЭУ в г. Лабытнанги

Показатель	Единица измерения	Значение показателя
1	2	3
Установленная мощность	кВт	250
Высота башни	м	30
Диаметр ветроколеса	м	26
Минимальная скорость ветра	м/с	3,5
Максимальная скорость ветра	м/с	25
Скорость выживания	м/с	50
Производитель	ООО "ТЭМЗ", Россия

Данная ВЭУ адаптирована к работе в условиях Арктики (возможна эксплуатация при температуре до минус 50 C). Для этого была произведена комплексная доработка оборудования.

Прогнозируемая среднегодовая выработка ВЭУ составляет 545 тыс. кВт-ч. Эксплуатирует ВЭУ филиал ПЭС "Лабытнанги" ПАО "Передвижная энергетика".

ВЭУ 250 кВт, установленная в г. Лабытнанги, является экспериментальной. Полезный опыт и технологические инновации будут применены при строительстве новых объектов в Арктической зоне.

В рамках программы повышения энергоэффективности предприятия ООО "РН Пурнефтегаз" реализован проект по строительству гибридной автономной электростанции. Установленная мощность электростанции составляет 40 кВт, представлена 2 ветрогенераторными установками, 40 солнечными панелями и дизельным генератором. Электростанция объединила в себе энергию ветра и солнца. В период с конца декабря и по февраль возникает ситуация, когда солнца практически нет и силы ветра недостаточно. В этот промежуток времени предусмотрено использование дизельного генератора, входящего в состав электростанции. Станция работает в автоматическом режиме, для контроля работы станции предусмотрена система мониторинга, которая посредством GSM-связи сообщает дежурной бригаде о внештатных ситуациях.

ПАО "Газпром нефть" в 2017 году приступила к опытно-промышленным испытаниям комбинированной ветро-солнечной электростанции "ЮРТА", расположенной на приемо-сдаточном пункте Новопортовского месторождения в районе села Мыс Каменный в Ямальском районе. Установленная мощность электростанции составляет 47,5 кВт, представлена 2 ветрогенераторными установками, 30 солнечными панелями и блоком аккумуляторных батарей. "ЮРТА" предназначена для электроснабжения блока линейных потребителей. На сегодняшний день конструкция проходит испытания.

Для оценки возможности использования энергии ветра необходимо оценить, пригодна ли местность для использования ветрогенераторов. Для определения среднегодовой скорости ветра использовалась информация интернет-портала "rp5.ru" (ООО "Расписание Погоды"). Информация с параметрами скорости ветра по населенным пунктам ЯНАО за период с сентября 2005 года по сентябрь 2018 года представлена в таблице 60.

Анализ специфики работы существующих ветрогенерирующих установок показал целесообразность их использования в тех районах, где среднемноголетняя скорость ветра составляет 3 м/с и более.

Таблица 60

Параметры скорости ветра населенных пунктов ЯНАО на высоте 10 - 12 метров

N п/п	Населенный пункт	Метеостанция	Количество наблюдений	Скорость ветра, м/с
				среднее значение	максимальное значение (дата)
1	2	3	4	5	6
Крупные города ЯНАО
1	Салехард	Салехард	38 113	2,8	17 (07.01.2017)
2	Лабытнанги
3	Губкинский	Тарко-Сале	39 937	2,2	17 (14.04.2017)
4	Ноябрьск	Ноябрьск	32 217	3,5	23 (11.04.2014)
5	Муравленко
6	Новый Уренгой	Новый Уренгой	32 331	4,1	19 (05.04.2009)
Красноселькупский район
7	Красноселькуп	Красноселькуп	31 338	3,1	31 (16.05.2007)
Надымский район
8	Ныда	Ныда	37 710	5,7	50 (25.08.2007)
9	Нори
10	Кутопьюган	Янгиёган	34 919	2	48 (08.12.2005)
Приуральский район
11	Аксарка	Салехард	38 113	2,8	17 (07.01.2017)
12	Белоярск
13	Харсаим
14	Харп	Харп	6 979	2,9	18 (21.04.2014)
Тазовский район
15	Газ-Сале	Тазовский	38 036	4,8	46 (08.11.2008)
16	Тазовский
Ямальский район
17	Мыс Каменный	Новый Порт	20 906	5,2	22 (16.03.2015)
18	Новый Порт
Пуровский район
19	Тарко-Сале	Тарко-Сале	28 273	2,1	17 (14.04.2017)
20	Уренгой	Уренгой	30 428	3,1	23 (16.04.2007)
Шурышкарский район
21	Мужи	Опочка	24 922	1,6	23 (22.12.2006)

Таким образом, укрупненное изучение данных о среднемноголетних скоростях ветра территорий ЯНАО показывает, что в г. Новом Уренгое, г. Ноябрьске, г. Муравленко, с. Красноселькуп (Красноселькупского района), с. Ныда и с. Нори (Надымского района), с. Газ-Сале и п. Тазовский (Тазовского района), с. Мыс Каменный и с. Новый Порт (Пуровского района) и в пгт Уренгой (Пуровского района) существует ветровой потенциал, необходимый для работы ветрогенерирующих установок.

Выполненная оценка эффективности сооружения ветроэлектростанций по г. Лабытнанги, с. Красноселькуп (Красноселькупский район), с. Ныда, с. Нори, с. Кутопьюган (Надымский район), с. Аксарка, с. Белоярск, пгт Харп, с. Харсаим (Приуральский район), с. Газ-Сале, пос. Тазовский (Тазовский район), с. Мыс Каменный и с. Новый Порт (Ямальский район) показала, что ввод ветродизельных электростанций экономически обоснован в тех населенных пунктах, где в качестве основного вида топлива используется дорогое дизельное топливо. Из рассмотренных населенных пунктов к таким относятся с. Красноселькуп, с. Ныда, с. Нори, с. Новый Порт. По перечисленным населенным пунктам рекомендуется разработка проектов технико-экономических обоснований строительства ветродизельных электростанций с учетом использования фактических уточненных замеров ветроэнергетического потенциала рассматриваемых территорий.

4.4.2. Солнечная энергетика.

Для оценки возможности использования энергии солнца необходимо оценить, пригодна ли местность для использования солнечных электростанций. Для этого необходимо оценить распределение солнечной радиации и продолжительность солнечного сияния на рассматриваемой территории.

Высокие значения солнечной радиации характерны как для южных территорий России, так и для ряда северных районов, лежащих за Полярным кругом, особенно в летние месяцы.

На схеме 19 приведено распределение годовых среднедневных поступлений солнечной энергии по территории России.

Схема 19. Распределение годовых среднедневных поступлений солнечной энергии по территории России

Как видно из схемы 19, практически на всей территории ЯНАО солнечная радиация распределяется равномерно 3,5 - 4 кВт-ч/м2 и только на территории Тазовского района солнечная радиация находится в диапазоне 4 - 4,5 кВт-ч/м2.

На схеме 20 приведена продолжительность солнечного сияния на территории России.

Схема 20. Продолжительность солнечного сияния

Как видно из схемы 20, продолжительность солнечного сияния на территории ЯНАО находится в диапазоне 1 200 - 1 600 часов в год.

Учитывая то, что в зимний период солнечная радиация низкая, как видно на примере января, приведенного ниже на схеме 21, можно утверждать, что выработка электроэнергии солнечными электростанциями будет осуществляться только в летний период.

Схема 21. Распределение солнечной энергии по территории России в январе

Выполненная оценка эффективности сооружения солнечных электростанций по г. Лабытнанги, с. Красноселькуп (Красноселькупский район), с. Ныда, с. Нори, с. Кутопьюган (Надымский район), с. Аксарка, с. Белоярск, пгт Харп, с. Харсаим (Приуральский район), с. Газ-Сале, п. Тазовский (Тазовский район), с. Мыс Каменный и с. Новый Порт (Ямальский район) показала, что проекты по сооружению солнечных электростанций экономически невыгодны для всех рассматриваемых населенных пунктов.

4.4.3. Биоэнергетика.

Биоэнергетика - активно развивающееся направление нетрадиционной и возобновляемой энергетики. Биоэнергетика охватывает сразу несколько независимых направлений получения энергии:

- энергия биогазов;

- энергия кородревесных отходов;

- энергия торфа;

- другие виды энергии.

Биогазовая энергетика может развиваться быстрыми темпами и решить проблему электрои теплоснабжения в сельскохозяйственных населенных пунктах, а также на крупных предприятиях. Биогазовую энергетику перспективно развивать комплексно, используя электроэнергетический, теплоэнергетический ресурс и ресурс производства удобрений для нужд сельского хозяйства.

Свалочный газ.

Свалочный газ - это биогаз, образующийся в результате анаэробного разложения органических отходов на полигонах твердых бытовых отходов (далее - ТБО).

Любой полигон ТБО представляет собой большой биохимический реактор, в недрах которого в процессе эксплуатации, а также в течение нескольких десятилетий после закрытия в результате анаэробного разложения отходов растительного и животного происхождения образуется биогаз. Биогаз представляет собой смесь метана и углекислого газа примерно в равной пропорции. Биогаз неизбежно попадает в атмосферу, что вызывает ряд негативных последствий. Накопление газа в теле свалки зачастую вызывает самовозгорание ТБО. Процесс горения сопровождается образованием токсичных веществ, в частности, диоксинов. Негативное воздействие биогаза на окружающую среду привело к тому, что в большинстве развитых стран системы сбора и утилизации биогаза на полигонах ТБО получили широкое распространение.

Добыча и дальнейшее использование газа данного типа решает сразу несколько проблем:

- предотвращение загрязнения атмосферы (метан обладает сильным парниковым эффектом);

- снижение риска возникновения пожаров и взрывов на полигонах ТБО;

- получение опыта эксплуатации объекта по производству электрической энергии с помощью нетрадиционного источника энергии.

При строительстве электрической станции на свалочном газе в качестве топлива используется газ, выделяемый в теле полигона ТБО, который с помощью системы сбора свалочного газа подается на площадку, где установлено блочно-модульное оборудование.

Для обеспечения электрической станции топливом устанавливается комплекс специализированного оборудования для добычи, очистки и подачи свалочного газа. В состав комплекса входят:

- газосборная станция, подключенная к скважинам, пробуренным в теле полигона;

- газокомпрессорная станция, обеспечивающая подачу газа;

- высокотемпературная факельная установка для сжигания излишних объемов газа;

- установки очистки газа (далее - УОГ).

Работа комплекса по добыче и подаче свалочного газа выглядит следующим образом: газ, добываемый из тела полигона с помощью газосборной и газокомпрессорной станций, проходит очистку в УОГ и затем подается на электрическую станцию, излишки газа сжигаются на факельной установке. Во время обслуживания генерирующего оборудования электростанции весь объем добываемого газа сжигается на факельной установке.

ЯНАО располагает большим потенциалом для реализации проектов по сооружению генерирующих объектов, использующих свалочный газ. На территории ЯНАО расположено большое количество полигонов ТБО, которые на сегодняшний день переполнены.

В ЯНАО все образованные ТБО (около 370 тыс. тонн) подвергаются полигонному захоронению, отсутствует система вторичной переработки и использования отходов.

С принятием постановления Правительства РФ от 23.01.2015 N 47 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электрической энергии" вступил в силу механизм поддержки объектов ВИЭ на розничном рынке электрической энергии (в том числе генерирующих объектов на свалочном газе). Основной принцип механизма поддержки ВИЭ заложен в Федеральном законе от 26.03.2004 N 35 "Об электроэнергетике". В Федеральном законе зафиксирована норма об обязательной покупке в приоритетном порядке электрической энергии, выработанной генерирующими объектами, функционирующими на основе использования ВИЭ, сетевыми компаниями в целях компенсации потерь в сетях по повышенному тарифу. Таким образом, на сегодняшний день появились возможности для развития данного направления энергетики, в том числе на территории ЯНАО.

Древесные отходы, пеллеты.

Пеллеты (древесные гранулы) - это экологически чистый вид топлива, получаемый из древесного сырья методом прессования. Данное топливо производят из отходов лесозаготовительной и деревообрабатывающей промышленности без применения проклеивающих веществ. Основными видами сырья, из которого изготавливаются пеллеты, являются щепки, опилки, стружки, древесная пыль и кора деревьев. Но также существуют и другие виды сырья, например, торф, солома, скорлупа орехов, камыш и др.

В готовом виде пеллеты представляют собой гранулы диаметром 6 - 10 мм длиной до 50 мм. Изготовление пеллет решает сразу несколько важных проблем: перерабатываются пожароопасные отходы и производится высококалорийное топливо.

Пеллеты как вид топлива появились сравнительно недавно, однако благодаря своим высоким теплотворным и натуральным свойствам получили широкое распространение в Европе, Японии и Северной Америке. Рост их потребления обусловлен возможностью использования гранул на промышленных теплоэлектростанциях и в установках, предназначенных для частного применения.

При условии развития лесопромышленного комплекса на территории ЯНАО такой вид топлива, как пеллеты, может получить довольно широкое применение.

4.4.4. Гидроэнергетика.

Водные ресурсы ЯНАО содержат около 48 тыс. рек, самыми крупными из которых являются Обь в ее устье, а также реки Надым, Таз и Пур. Река Обь в пределах ЯНАО течет двумя мощными рукавами. Речная сеть составляет примерно 0,53 км на 1 км2 площади. Таким образом, большое количество водоносных артерий может быть использовано для развития сегмента генерации электроэнергии малыми ГЭС.

4.4.5. Приливная энергетика.

Территория ЯНАО включает побережье Карского моря и многочисленных заливов, в число которых входит Обская губа. Поэтому перспективным может оказаться развитие ВИЭ, основанной на энергии приливов - приливных электростанций. Однако у данного типа электростанции отмечается существенный недостаток - изменяющаяся в течение суток мощность. Данный недостаток требует обязательной работы электростанции параллельно с энергосистемой либо резервирование электростанции работой иных электростанций и, как следствие, дополнительное сетевое строительство, что повышает стоимость возведения станции и ее инфраструктуры и снижает выгоду от дешевизны энергии, вырабатываемой станцией.

4.5. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период.

Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период для базового и умерено-оптимистического вариантов прогноза приведена в подпунктах 4.2.4, 4.2.5 Схемы и Программы.

4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

4.6.1. Общие положения.

Электрические расчеты потокораспределения и уровней напряжения в электрических сетях ЭС ЯНАО выполнены для характерных нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов.

Электрические расчеты потокораспределения выполнены с использованием программного комплекса "RastrWin". Расчетная схема содержит развернутую сеть 110 - 500 кВ ЭС ЯНАО, межсистемные связи 110 - 220-500 кВ с энергосистемами ХМАО и Красноярского края (Ванкорский энергорайон).

Электрические нагрузки на период 2020 - 2024 годов по подстанциям определены в соответствии с прогнозом электропотребления и максимума нагрузки и сформированными балансами мощности и электроэнергии ЭС ЯНАО. Участие электростанций ЭС ЯНАО в расчетных режимах соответствует значениям, которые определены при покрытии суточных графиков нагрузки на соответствующий период.

Расчеты режимов потокораспределения и уровней напряжения выполнены для зимних максимальных и минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня.

Допустимые токовые нагрузки неизолированных сталеалюминевых проводов и оборудования приняты по данным, представленным собственниками. Для анализа загрузки сети в зимних режимах использовались длительно допустимые и аварийно допустимые токи при температуре воздуха минус 5°С, в летних режимах - при температуре воздуха плюс 25°С.

4.6.2. Анализ отчетных режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше ЭС ЯНАО.

Анализ отчетных режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше ЭС ЯНАО был выполнен для режимов зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок 2018 года.

Результаты расчетов отчетных электрических режимов работы ЭС ЯНАО приведены в разделе III Схемы и Программы.

4.6.3. Расчеты электрических режимов в сети 110 кВ и выше ЭС ЯНАО на 2020 - 2024 годы.

Развитие электрических сетей 220 - 500 кВ ЭС на перспективу до 2024 года принято в соответствии с материалами проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2019 - 2025 годы. Также учтены мероприятия по вводу электросетевых объектов 110 кВ и выше, по которым выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям.

4.6.4. Анализ характерных нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов работы электрической сети 110 кВ и выше ЭС ЯНАО на 2020 - 2024 годов для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС".

Анализ режимов работы электрических сетей ЭС ЯНАО на период 2020 - 2024 годов для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС" показал, что загрузка элементов сети 110 - 220 кВ в нормальных режимах не превышает длительно допустимого тока по нагреву проводов и длительно допустимого тока электрооборудования на подстанциях. Напряжение на стороне высокого напряжения подстанций не превышает наибольшего рабочего напряжения для оборудования и не снижается ниже минимально допустимых значений.

При аварийных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах выявлена возможность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих элементов сети:

- ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-1;

- 1АТ и 3АТ на ПС 500 кВ Муравленковская;

- ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр;

- энергорайон, ограниченный ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым.

Мероприятия.

Для исключения перегруза (426-433 А, ДДТН/АДТН ВЛ - 390 А/465 А при +25°С) ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-1 в послеаварийных режимах отключения ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-2 либо 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская для летнего максимума и ограничения нагрузки потребителей (в объеме 8 МВт) рекомендуется включение в транзитный режим ВЛ 110 кВ Комсомольский - Барсуковский I, II цепь (в текущей схеме выполнен разрыв на ПП 110 кВ Комсомольский). Для реализации данного мероприятия требуется установка основных защит на ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Комсомольский-1, 2 на ПС 500 кВ Тарко-Сале и установка основных защит на ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-1, 2 на ПС 500 кВ Муравленковская.

Также выявлена возможность перегрузки ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя и ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр (516-519 А для зимнего максимума, ДДТН/АДТН ВЛ - 500 А/600 А при -5°С; 492 - 495 А для летнего максимума, ДДТН/АДТН ВЛ - 390 А/465 Апри +25°С), а также возможность нарушения устойчивости со снижением напряжения ниже аварийно допустимого значения в режимах зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок при аварийном отключении одной из ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя или ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр при ремонте другой. Для исключения необходимости ввода ГВО (в объеме 27 МВт) в ремонтных схемах рассмотрено строительство ВЛ 110 кВ с реализацией транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская - сооружение одноцепной ВЛ 110 кВ ПП Северный - Губкинская протяженностью по трассе около 90 км. Расчеты показали техническую эффективность реализации транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская.

В соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2019 - 2025 годов в 2020 году в качестве компенсационного мероприятия для обеспечения вывода из эксплуатации ПЭС Уренгой в 2020 году планируется ввод ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная. Для ликвидации перегрузки ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная в послеаварийных режимах (при загрузке Уренгойской ГРЭС начиная с 320 МВт и менее в послеаварийном режиме отключения ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (или ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым (или ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале) наблюдается перегрузка (1070 А) ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная - 0,5% (и более) от ДДТН и АДТН провода при температуре минус 5°С (1064 А)). Для исключения необходимости ввода графиков временного ограничения (далее - ГВО) рекомендуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная.

4.6.5. Сводный перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, планируемых к вводу и реконструкции в период 2019 - 2024 годов для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС".

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, рекомендуемых к вводу и реконструкции в период 2019 - 2024 годов, для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС" приведен в таблице 61.

Таблица 61

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, рекомендуемых к вводу и реконструкции в период 2019 - 2024 годов, для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС"

N п/п	Электросетевой объект	Параметры объекта		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
		МВА, Мвар	км
1	2	3	4	5	6
Мероприятия, необходимые для обеспечения возможности технологического присоединения
1	ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1,2		141,564	2019	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Транснефть - Сибирь" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
			141,845
2	ПС 220 кВ Уренгой: установка АПНУ	-	-	2019	технологическое присоединение Уренгойской ГРЭС к электрическим сетям
3	ПС 110 кВ Русская с ВЛ 110 кВ Ермак - Русская I,II цепь (в габаритах 220 кВ) с расширением ПС 220 кВ Ермак на 2 (две) линейные ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ			2019	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Тюменнефтегаз"
4	ПС 110 кВ ПСП Заполярное с ВЛ 110 кВ Ермак - ПСП Заполярное I,II цепь с расширением ПС 220 кВ Ермак на 2 (две) линейные ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ			2019	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Тюменнефтегаз"
5	ПС 110 кВ НПС Уренгойская с ВЛ 110 кВ Лимбя-Яха - НПС Уренгойская I,II цепь с расширением ПП 110 кВ Лимбя-Яха на 2 (две) линейные ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ		67,705	2019	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Газпром"
			67,4
6	ПС 110 кВ ПСП		-	2019	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Газпром"
7	ПС 110 кВ ГДН с ВЛ 110 кВ ПП Северный - ГДН-1,2			2020	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ДКС Етыпуровского газового месторождения ООО "Газпром добыча Ноябрьск"
	СП 110 кВ в районе ПП 110 кВ Северный	-	-	2020
8	ПС 110 кВ Роспан с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Уренгой - Лимбя-Яха-1,2			2020	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ"
9	ПС 220 кВ Тасу Ява	1х25 (УШР) (БСК)	-	2021	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Тюменнефтегаз"
	ПС 110 кВ Русская	(УШР) (БСК)	-	2021
	Перевод ВЛ 110 кВ Ермак - Русская-1,2 на напряжение 220 кВ с образованием ВЛ 220 кВ Ермак - Тасу Ява-1,2 с расширением ПС 220 кВ Ермак на 2 (две) линейные ячейки 220 кВ для подключения ВЛ 220 кВ	-	-	2021
10	ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак	-	130	2021
11	ПС 220 кВ Вынгапур: установка АОПО ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021	технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Транснефть - Сибирь" и ОАО "Тюменнефтегаз"
12	ПС 220 кВ Исконная: установка АОПО ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
13	ПС 500 кВ Кирилловская: установка АОПО ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская, ВЛ 220 кВ Кирилловская - Когалым с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
14	ПС 500 кВ Муравленковская: изменение логики работы АОПО ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
15	Уренгойская ГРЭС: установка АОПО КВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея N 2, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Ермак с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
	Уренгойская ГРЭС: изменение логики работы АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
	Уренгойская ГРЭС: модернизация АПНУ с организацией каналов УПАСК с действием на ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
16	ПС 110 кВ Северо-Комсомольская с ВЛ 110 кВ Арсенал - Северо-Комсомольская-1, 2 с расширением ПС 220 кВ Арсенал на 2 (две) линейные ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ			2022	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "СевКомНефтегаз"
17	ПС 500 кВ Кирилловская: установка АОПО ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская и ВЛ 220 кВ Кирилловская - Когалым с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки на ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)	-	-	2022
18	ПС 220 кВ Вынгапур: установка АОПО ВЛ 220 кВ Вынгапур-Северный Варьеган и ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки на ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)			2022
19	ПС 500 кВ Тарко-Сале: установка АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Пурпейская с отпайками и ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Градиент с отпайкой на ПС Победа с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки на ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)			2022
20	Сооружение заходов ВЛ 110 кВ ГТЭС - ЗГТЭС во вновь сооружаемые ячейки 110 кВ ПС 220 кВ Ермак (ориентировочной протяженностью 18 км каждая, проводом АС-95)	-		2022	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Газпром энерго"
Мероприятия, необходимые для ликвидации выявленных проблем в сети 110 кВ и выше энергосистемы
21	ПС 500 кВ Тарко-Сале: установка основных защит ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Комсомольский-1,2 для включения в транзитный режим ВЛ 110 кВ Комсомольский - Барсуковский I, II цепь	-	-	2019	исключение необходимости ввода ГВО
22	ПС 500 кВ Муравленковская: установка основных защит ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-1,2 для включения в транзитный режим ВЛ 110 кВ Комсомольский - Барсуковский I,II цепь	-	-	2019
23	ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная	-	220	2020	компенсирующее мероприятие, связанное с выводом из эксплуатации ПЭС Уренгой
	ПС 220 кВ Исконная (установка 1-й линейной ячейки 220 кВ для подключения ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная)	-	-	2020
	ПС 220 кВ Арсенал (реконструкция РУ 220 кВ ПС с переходом от схемы N 220-5Н к схеме N 220-13 для подключения ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная)	-	-	2020
	ПС 220 кВ Арсенал: установка АОПО ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная с действием на ОН в Северном энергорайоне	-	-	2020
24	ВЛ 110 кВ ПП Северный - Губкинская с замыканием транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская	-	90	2021	исключение необходимости ввода ГВО

4.6.6. Анализ характерных нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов работы электрической сети 110 кВ и выше ЭС ЯНАО на 2020 - 2024 годы для прогноза потребления исполнительными органами государственной власти (далее - ИОГВ) (умеренно-оптимистический вариант).

Анализ режимов работы электрической сети 110 кВ и выше ЭС ЯНАО показал, что вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных и послеаварийных схемах для прогноза потребления ИОГВ аналогична варианту прогноза потребления АО "СО ЕЭС", за исключением выявленных дополнительно проблем в следующих энергорайонах:

- энергорайон, ограниченный ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым;

- энергорайон Уренгой - Исконная - Оленья.

Ремонты ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале или ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым производятся как в летний, так и в зимний период времени при замерзшем грунте для обеспечения подъезда спецтехники.

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (или ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым (или ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале) приведет к выделению Северного энергорайона на изолированную работу с дефицитом мощности и отключению нагрузки потребителей действием существующей ПА. В период до 2024 года прогнозируется рост потребления в Северном энергорайоне и, соответственно, увеличение дефицита мощности.

В режиме зимнего максимума 2020 года при аварийном отключении Блока 1 Уренгойской ГРЭС в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым (или ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале) происходит нарушение статической устойчивости со снижением напряжения ниже аварийно допустимого значения. Для ликвидации нарушения устойчивости требуется ограничение нагрузки потребителей в Северном энергорайоне в объеме порядка 35 МВт (при условии загрузки всех электростанций района до располагаемой мощности). При этом загрузка ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (или ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым) составит 1 352 А - 103% от длительно допустимого тока провода при температуре минус 5°С (1 313 А), 135% от длительно (аварийно) допустимого тока электрооборудования подстанций (1 000 А). Для ликвидации недопустимого перегруза провода ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале и оборудования в ячейке данной ВЛ (или ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым) необходимо дополнительно ограничить нагрузку потребителей в объеме 95 МВт (суммарное ограничение нагрузки составит 130 МВт).

С целью минимизации объема ГВО рекомендуется ремонт ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале проводить в периоды, характеризующиеся сниженным потреблением мощности.

Для исключения перегруза ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (или ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым) в послеаварийных режимах и исключения необходимости ввода ГВО рекомендуется выполнить сооружение ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная (протяженность по трассе порядка 220 км) с установкой АОПО ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная с действием на ОН в Северном энергорайоне. Место установки, логику действия и величину управляющих воздействий АОПО необходимо определить отдельным проектом. Марку и сечение провода рекомендуется принять не менее АС-400. Марку и сечение провода, а также протяженность ЛЭП необходимо уточнить при конкретном проектировании.

Учитывая сроки работ по проектированию и строительству ВЛ 220 кВ, в Схеме и Программе ввод ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная принят не ранее 2021 года. Для предотвращения нарушения устойчивости и исключения необходимости ввода ГВО в послеаварийных режимах ремонтных схем будут действовать существующие устройства противоаварийной автоматики АПНУ на отключение нагрузки потребителей. Также рекомендуется выполнить установку 2хБСК-26 Мвар на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Ермак и 2хБСК-26 Мвар на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Исконная (либо установка 4хБСК на шинах 110 кВ ПП 110 кВ Лимбя-Яха). Необходимость установки БСК, тип и мощность, а также место установки требуется уточнить при конкретном проектировании.

При отключении ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак в летнем максимуме наблюдается перегруз ошиновки (672 А, ДДТН/АДТН ошиновки - 619 А/769А при температуре плюс 25°С) на Уренгойской ГРЭС в ячейке ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Ермак. Для приведения параметров в область допустимых значений требуется ввод ГВО (в объеме 34 МВт). Для ликвидации перегрузки ошиновки на Уренгойской ГРЭС в ячейке ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Ермак и исключения ввода ГВО рекомендуется замена ошиновки.

При выводе в ремонт 4АТ (3АТ) на ПС 220 кВ Уренгой в режиме зимнего/летнего максимума загрузка 3АТ (4АТ) на ПС 220 кВ Уренгой превышает нормальную круглосуточную нагрузку (перегрузку) АТ 115%/95,5% соответственно при 0°С/+25°С. Загрузка ПЭС Уренгой до располагаемой мощности позволит снизить загрузку АТ до значений нормальной круглосуточной нагрузки (перегрузки) АТ.

В зимний/летний максимум 2020 года в послеаварийном режиме отключения 3АТ (4АТ) на ПС 220 кВ Уренгой при ремонте АТ-1 на ПС 220 кВ Исконная наблюдается недопустимая загрузка 4АТ (3АТ) на ПС 220 кВ Уренгой, свыше АДТН (515 А/499 А, ДДТН/АДТН АТ-360 А/376 А при температуре минус 5°С). Для ликвидации перегруза 4АТ (3АТ) на ПС 220 кВ Уренгой будут действовать устройства АОПО 4АТ (3АТ) на ПС 220 кВ Уренгой. Максимальный требуемый объем ОН составит 58/18 МВт (при условии загрузки ПЭС Уренгой до располагаемой мощности). В аналогичном режиме летнего максимума 2024 года для ликвидации недопустимого перегруза 4АТ (3АТ) на ПС 220 кВ Уренгой требуемый объем ОН составит 40 МВт (при условии загрузки ПЭС Уренгой до располагаемой мощности).

С учетом уровней, рассмотренных в рамках прогноза ИОГВ, для возможности вывода в ремонт автотрансформаторов в районе Уренгой - Исконная - Оленья, для исключения недопустимой загрузки автотрансформаторов в послеаварийных режимах рассматриваемого района рекомендуется сооружение новой ПС 220 кВ с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой на Уренгойском месторождении Пуровского района с двумя АТ мощностью 125 МВА каждый с подключением к РУ 110 кВ существующей ПС 110 кВ УГП-2В. Учитывая сроки работ по проектированию и строительству ПС 220 кВ, в Схеме и Программе ввод ПС 220 кВ с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой на Уренгойском месторождении Пуровского района принят не ранее 2021 года. Необходимость сооружения новой ПС 220 кВ в рассматриваемом районе схему подключения, количество и мощность устанавливаемых автотрансформаторов необходимо уточнить при конкретном проектировании.

Для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-1,2 в послеаварийных режимах и исключения необходимости ввода ГВО рекомендуется выполнить установку АОПО ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-1,2.

Также анализ информации, полученной от перспективных потребителей, показал, что в части сетевого строительства для прогноза потребления ИОГВ имеются следующие отличия от прогноза потребления АО "СО ЕЭС":

- строительство энергообъектов для обеспечения электроснабжения Северного широтного хода;

- строительство энергообъектов для включения изолированной энергосистемы г. Лабытнанги на параллельную работу с ЕЭС России.

Северный широтный ход - строящаяся железнодорожная магистраль в ЯНАО протяжённостью 707 километров по маршруту Обская - Салехард - Надым - Новый Уренгой - Коротчаево. На основании представленной к Схеме и Программе предварительной информации для обеспечения электроснабжения Северного широтного хода планируется сооружение следующих объектов, подключение предварительно рассматривается на напряжении 35 кВ:

- ПС 35 кВ Салехард с прогнозной нагрузкой 2 051 кВт;

- ПС 35 кВ Татаринцево с прогнозной нагрузкой 2 310 кВт;

- ПС 35 кВ Надым с прогнозной нагрузкой 1 685 кВт.

Также предусматривается строительство следующих промежуточных пунктов, получающих питание от присоединённых к сети объектам:

- ПП 35 кВ Растущий;

- ПП 35 кВ Многоводный.

Подключение ПС 35 кВ Салехард к электрической сети возможно на напряжении 35 к ПС 110 кВ Северное сияние.

В районе сооружения ПС 35 кВ Татаринцево единственным источником электроснабжения является проходящая в непосредственной близости ВЛ 220 кВ Надым - Салехард 1,2. Соответственно, для подключения на напряжении 35 кВ потребуется строительство ПС 220 кВ Татаринцево с ее подключением по схеме "заход - выход" к одной из ВЛ 220 кВ Надым - Салехард 1,2 (конкретное определение подключаемой ВЛ 220 кВ определить на этапе проектирования с учетом конкретных технических данных и инженерных изысканий). В соответствии с пунктом 190 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства РФ от 13.08.2019 N 937, присоединение к электрическим сетям вновь сооружаемых объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 220 кВ и выше отпайками (ответвлениями) от линий электропередачи не допускается.

Для подключения ПС 35 кВ Надым к электрической сети рекомендуется сооружение новой ПС 110 кВ Станция Надым с ее подключением к ВЛ 110 кВ Надым - Багульник и ВЛ 110 кВ Надым - Береговая.

Кроме того, для обеспечения электроснабжения Северного широтного хода планируется ввод ПС 35 кВ Обская, подключение которой рекомендуется выполнить к шинам 35 кВ вновь вводимой ПС 110/35/10 кВ Лабытнанги. К моменту ввода в эксплуатацию ПС 35 кВ Обская (2022 год) изолированная энергосистема г. Лабытнанги должна быть включена на параллельную работу с ЕЭС России путем строительства ПС 110 кВ Лабытнанги с ВЛ 110 кВ Салехард - Лабытнанги I, II цепь.

4.6.7. Сводный перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, планируемых к вводу и реконструкции в период 2019 - 2024 годов для прогноза потребления ИОГВ.

Сводный перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, рекомендуемых к вводу и реконструкции в период 2019 - 2024 годов для прогноза потребления ИОГВ, приведен в таблице 62.

Мероприятия, рекомендованные к реализации в рамках прогноза потребления ИОГВ, носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства электросетевых объектов подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения с учетом выполненных внестадийных работ, схем электроснабжения промышленных предприятий для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

Таблица 62

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, рекомендуемых к вводу и реконструкции в период 2019 - 2024 годов, для прогноза потребления ИОГВ

N п/п	Электросетевой объект	Параметры объекта		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
		МВА, Мвар	км
1	2	3	4	5	6
Мероприятия, необходимые для обеспечения возможности технологического присоединения
1	ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1,2	2х25	141,564 141,845	2019	реализация технологического присоединения
					энергопринимающих устройств АО "Транснефть - Сибирь" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
2	ПС 220 кВ Уренгой: установка АПНУ	-	-	2019	технологическое присоединение Уренгойской ГРЭС к электрическим сетям
3	ПС 110 кВ Русская с ВЛ 110 кВ Ермак - Русская I,II цепь (в габаритах 220 кВ) с расширением ПС 220 кВ Ермак на 2 (две) линейные ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ	2х80	2x68,633	2019	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Тюменнефтегаз"
4	ПС 110 кВ ПСП Заполярное с ВЛ 110 кВ Ермак - ПСП Заполярное I,II цепь с расширением ПС 220 кВ Ермак на 2 (две) линейные ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ	2х16	2x1,394	2019	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Тюменнефтегаз"
5	ПС 110 кВ НПС Уренгойская с ВЛ 110 кВ Лимбя-Яха - НПС Уренгойская I,II цепь с расширением ПП 110 кВ Лимбя-Яха на 2 (две) линейные ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ	2х40	67,705 67,4	2019	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Газпром"
6	ПС 110 кВ ПСП	2х16	-	2019	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Газпром"
7	ПС 110 кВ ГДН с ВЛ 110 кВ ПП Северный - ГДН-1,2	2х40	2х47	2020	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ДКС Етыпуровского газового месторождения ООО "Газпром добыча Ноябрьск"
	СП 110 кВ в районе ПП 110 кВ Северный	-	-	2020
8	ПС 110 кВ Роспан с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Уренгой - Лимбя-Яха-1,2	2х10	2х11	2020	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ"
9	ПС 220 кВ Тасу Ява	2х250 1х25 (УШР) 2х25 (БСК)	-	2021	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Тюменнефтегаз"
	ПС 110 кВ Русская	1х25 (УШР) 2х25 (БСК)	-	2021
	Перевод ВЛ 110 кВ Ермак - Русская-1,2 на напряжение 220 кВ с образованием ВЛ 220 кВ Ермак - Тасу Ява-1,2 с расширением ПС 220 кВ Ермак на 2 (две) линейные ячейки 220 кВ для подключения ВЛ 220 кВ	-	-	2021
10	ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак	-	130	2021
11	ПС 220 кВ Вынгапур: установка АОПО ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021	технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Транснефть - Сибирь" и ОАО "Тюменнефтегаз"
12	ПС 220 кВ Исконная: установка АОПО ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
13	ПС 500 кВ Кирилловская: установка АОПО ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская, ВЛ 220 кВ Кирилловская - Когалым с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
14	ПС 500 кВ Муравленковская: изменение логики работы АОПО ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
15	Уренгойская ГРЭС: установка АОПО КВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея N 2, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Ермак с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
	Уренгойская ГРЭС: изменение логики работы АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
	Уренгойская ГРЭС: модернизация АПНУ с организацией каналов УПАСК с действием на ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	-	-	2021
16	ПС 110 кВ Северо-Комсомольская с ВЛ 110 кВ Арсенал - Северо-Комсомольская-1,2 с расширением ПС 220 кВ Арсенал на 2 (две) линейные ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ	2х63	2х119	2022	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "СевКомНефтегаз"
17	ПС 500 кВ Кирилловская: установка АОПО ВЛ 220 кВ Кирилловская-Холмогорская и ВЛ 220 кВ Кирилловская - Когалым с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки на ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)	-	-	2022
18	ПС 220 кВ Вынгапур: установка АОПО ВЛ 220 кВ Вынгапур-Северный Варьеган и ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки на ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)			2022
19	ПС 500 кВ Тарко-Сале: установка АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Пурпейская с отпайками и ВЛ 110 кВ Тарко-Сале-Градиент с отпайкой на ПС Победа с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки на ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)			2022
20	Сооружение заходов ВЛ 110 кВ ГТЭС - ЗГТЭС во вновь сооружаемые ячейки 110 кВ ПС 220 кВ Ермак (ориентировочной протяженностью 18 км каждая, проводом АС-95)	-	2х18	2022	реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Газпром энерго"
21	ПС 110 кВ Лабытнанги с ВЛ 110 кВ Салехард - Лабытнанги I,II цепь (в габаритах 220 кВ) с расширением ПС 220 кВ Салехард на 2 (две) линейные ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ*	2х40	2х20	2022	реализация централизованного электроснабжения потребителей г. Лабытнанги от энергосистемы ЯНАО
22	ПС 220 кВ Татаринцево с заходом одной из ВЛ 220 кВ Надым - Салехард 1,2 **	2х25	2х1	2022	обеспечение электроснабжения инфраструктуры железнодорожного транспорта "Обская - Салехард - Надым"
23	ПС 110 кВ Станция Надым с отпайками от ВЛ 110 кВ Надым - Багульник и ВЛ 110 кВ Надым - Береговая	2х6,3	2х0,5	2020
Мероприятия, необходимые для ликвидации выявленных проблем в сети 110 кВ и выше энергосистемы
24	ПС 500 кВ Тарко-Сале: установка основных защит ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Комсомольский-1,2 для включения в транзитный режим ВЛ 110 кВ Комсомольский - Барсуковский I,II цепь	-	-	2019	исключение необходимости ввода ГВО
25	ПС 500 кВ Муравленковская: установка основных защит ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-1,2 для включения в транзитный режим ВЛ 110 кВ Комсомольский - Барсуковский I,II цепь	-	-	2019
26	ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная	-	220	2021	исключение необходимости ввода ГВО
	ПС 220 кВ Исконная (установка 1-й линейной ячейки 220 кВ для подключения ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная)	-	-	2021
	ПС 220 кВ Арсенал (реконструкция РУ 220 кВ ПС с переходом от схемы N 220-5Н к схеме N 220-13 для подключения ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная)	-	-	2021
	ПС 220 кВ Арсенал: установка АОПО ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная с действием на ОН в Северном энергорайоне	-	-	2021
27	ВЛ 110 кВ ПП Северный - Губкинская с замыканием транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская	-	90	2021	исключение необходимости ввода ГВО
28	ПС 220 кВ с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой на Уренгойском месторождении Пуровского района	2х125	2х10	2021	ликвидация недопустимых токовых нагрузок 3АТ, 4АТ ПС 220 кВ Уренгой
29	ПС 220 кВ Ермак, ПС 220 кВ Исконная: установка 4хБСК-26 Мвар на шинах 110 кВ подстанций (альтернативный вариант - ПП 110 кВ Лимбя-Яха: установка 4хБСК-26 Мвар на шинах 110 кВ подстанции)	4х26 (БСК)	-	2022	исключение необходимости ввода ГВО
30	Уренгойская ГРЭС: замена ошиновки в ячейке ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Ермак	-	-	2022	ликвидация превышения ДДТН ошиновки на Уренгойской ГРЭС в ячейке ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Ермак

* При корректировке Схемы и Программы и осуществлении конкретного проектирования рекомендуется рассмотреть целесообразность сооружения ВЛ 110 кВ Салехард - Лабытнанги I,II цепь в габаритах 220 кВ (при подтверждении собственника о готовности вывода ПЭС Лабытнанги в резерв).

** Конкретное определение подключаемой ВЛ 220 кВ необходимо определить на этапе проектирования с учетом конкретных технических данных и инженерных изысканий.

4.6.8. Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно актуальной Схемы и программы перспективного развития ЕЭС России.

Рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше, включенных в проект Схемы и программы перспективного развития ЕЭС России на 2019 - 2025 годов, отсутствуют.

4.6.9. Предложения по корректировке сроков ввода мероприятий, обеспечивающих синхронный ввод объектов разных собственников.

Необходимость корректировки сроков ввода мероприятий, обеспечивающих синхронный ввод объектов разных собственников, не выявлена.

4.6.10. Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы ЯНАО на период 2019 - 2024 годов.

Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше ЭС ЯНАО на 2019 - 2024 годы для базового варианта прогноза потребления АО "СО ЕЭС" приведены в таблице 63, для прогноза потребления ИОГВ - в таблице 64. В таблицах приведены суммарные величины протяженности вводимых линий электропередачи 110 кВ и выше, суммарная установленная мощность вновь вводимых (авто-)трансформаторов, БСК и УШР.

Таблица 63

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО на 2019 - 2024 годы для базового варианта прогноза потребления АО "СО ЕЭС"

N п/п	Наименование объектов и видов работ		Мощность, МВА протяженность, км
1	2		3
Новое строительство
1	Подстанции 220 кВ	вводы АТ, ТР	550
		вводы УШР	25
		вводы БСК	50
2	Линии электропередачи 220 кВ	вводы ВЛ	633
3	Подстанции 110 кВ	вводы ТР	550
		вводы УШР	25
		вводы БСК	50
4	Линии электропередачи 110 кВ	вводы ВЛ	754
Реконструкция, расширение и техперевооружение
1	Подстанции 220 кВ	вводы	-
2	Подстанции 110 кВ	вводы	-

Таблица 64

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО на период 2019 - 2024 годов для прогноза потребления ИОГВ

N п/п	Наименование объектов и видов работ		Мощность, МВА протяженность, км
1	2		3
Новое строительство
1	Подстанции 220 кВ	вводы АТ, ТР	850
		вводы УШР	25
		вводы БСК	50
2	Линии электропередачи 220 кВ	вводы ВЛ	655
3	Подстанции 110 кВ	вводы ТР	623
		вводы УШР	25
		вводы БСК	50
4	Линии электропередачи 110 кВ	вводы ВЛ	795
Реконструкция, расширение и техперевооружение
1	Подстанции 220 кВ	вводы БСК	104
2	Подстанции 110 кВ	вводы ТР	-

4.7. Предложения и мероприятия по присоединению удаленных населенных пунктов ЯНАО к ЕЭС России.

В Схеме и Программе проведена проработка различных вариантов электроснабжения для 13 удаленных населенных пунктов ЯНАО, расположенных в 6 МО, в их числе:

- г. Лабытнанги;

- с. Красноселькуп (Красноселькупский район);

- с. Ныда, с. Нори, с. Кутопьюган (Надымский район);

- с. Аксарка, с. Белоярск, пгт Харп, с. Харсаим (Приуральский район);

- с. Газ-Сале, пос. Тазовский (Тазовский район);

- с Мыс Каменный и с. Новый Порт (Ямальский район).

Проведён глубокий анализ различных вариантов развития схемы электроснабжения удаленных населенных пунктов ЯНАО с учётом климатических особенностей, фактических и прогнозных параметров потребления электроэнергии и мощности рассматриваемых поселений. Для всех населенных пунктов были рассмотрены следующие варианты электроснабжения:

- подключение к единой энергетической системе России;

- сооружение солнечных электростанций;

- сооружение ветродизельных электростанций.

Для всех вариантов электроснабжения всех населенных пунктов определены предварительные технические параметры, рассчитаны капитальные затраты на реализацию вариантов, проведены расчеты экономической целесообразности реализации.

По результатам проведенных расчетов экономической эффективности реализации проектов различных вариантов электроснабжения населенных пунктов сделаны следующие выводы.

Для г. Лабытнанги, с. Газ-Сале и пос. Тазовский (Тазовский район), с. Аксарка и с. Харсаим (Приуральский район) рекомендуется реализация проектов подключения населенных пунктов к ЕЭС России.

Для с. Нори (Надымский район) и с. Новый Порт (Ямальский район) по итогам предварительной оценки экономически эффективным является вариант сооружения ветродизельных электростанций. По населенным пунктам рекомендуется разработка проектов технико-экономических обоснований строительства ветродизельных электростанций с учетом использования фактических уточненных замеров ветроэнергетического потенциала рассматриваемых территорий.

Для с. Красноселькуп (Красноселькупский район) и с. Ныда (Надымский район) экономическую эффективность показали как варианты подключения населенных пунктов к ЕЭС России, так и вариант сооружения ветродизельных электростанций. Для уточнения эффективности варианта строительства ветродизельных электростанций рекомендуется разработка проектов технико-экономических обоснований строительства ветродизельных электростанций с учетом использования фактических уточненных замеров ветроэнергетического потенциала рассматриваемых территорий.

Для с. Кутопьюган (Надымский район), с. Белоярск и пгт Харп (Приуральский район), с Мыс Каменный (Ямальский район) экономически эффективно оставить существующую схему электроснабжения.

4.8. Предложения по развитию электросетевого комплекса ЯНАО. Оценка объема инвестиций.

В данном разделе приведен сводный перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО (с указанием соответствующих объемов капиталовложений), рекомендуемых к вводу/реконструкции для обеспечения возможности электроснабжения существующей и перспективной нагрузки, а также для обеспечения роста энергетических потребностей промышленности, социальной сферы и населения ЯНАО.

Обосновывающими материалами для замены трансформаторов на подстанциях являются расчеты нагрузок по подстанциям с учетом выданных технических условий и договоров на технологическое присоединение, для усиления сети - электрические расчеты потокораспределения и уровней напряжения по годам расчетного периода.

Капитальные затраты в электросетевое строительство определены:

- для объектов 220 кВ - по данным сборника "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 750 кВ" (324 тм-т1 для электросетевых объектов ОАО "ФСК ЕЭС", доработанная редакция 2013 года, утверждена приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 21.10.2014 N 477);

- для объектов 110 кВ - по сборнику "Укрупненные показатели стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК" (утвержден приказом ОАО "Холдинг МРСК" от 20.09.2012 N 488).

За базисный уровень цен принят уровень цен, сложившихся на 01.01.2001, без учета НДС.

Для пересчета капитальных затрат в текущий уровень цен (I квартал 2019 года) согласно письмам Министерства строительства и ЖКХ РФ от 22.01.2019 N 1408-ЛС/09, от 05.03.2019 N 7581-ДВ/09 применяются следующие индексы изменения сметной стоимости:

- строительно-монтажных работ - 10,17;

- пуско-наладочных работ - 23,68;

- проектных работ - 4,09;

- прочих работ и затрат - 9,1;

- оборудования - 4,61.

Для учета регионально-климатических условий осуществления строительства на итог расчета потребности в капитальных вложениях применяется коэффициент Крег.= 1,21.

Капиталовложения с разбивкой по энергетическим объектам и их элементам помимо стоимости основного силового оборудования и строительно-монтажных работ учитывают затраты, сопутствующие строительству:

- затраты на проектно-изыскательские работы, проведение экспертизы проектной документации и авторский надзор;

- содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль;

- затраты на благоустройство и временные здания и сооружения;

- производство работ в зимнее время;

- резерв средств на непредвиденные затраты;

- прочие работы и затраты (пусконаладочные работы, затраты по перевозке рабочих, затраты, связанные с командированием рабочих для строительства, средства на премирование за ввод объекта в эксплуатацию, средства на проведение подрядных торгов, затраты на проведение мероприятий по охране окружающей среды, затраты на приобретение инвентаря и оборудования производственных и административных зданий, затраты на усиленную охрану строящегося объекта, затраты на подготовку эксплуатационных кадров).

При оценке капитальных вложений по подстанциям учитывалась установка элегазовых выключателей. При реконструкции электросетевых объектов учитывалась стоимость демонтажа.

Стоимость приобретения и монтажа оборудования, не учтенного сборником укрупненных показателей, приведена оценочно на основании прайс-листов заводов-изготовителей по объектам-аналогам и ориентировочным договорным ценам предполагаемых поставщиков и должна уточняться при заключении соответствующих договоров поставки.

В расчетах не учтены затраты, связанные с оформлением земельных участков, компенсационные выплаты при отводе земель под строительство и затраты, связанные с выполнением специальных технических условий сторонних организаций по переустройству сооружений и коммуникаций транспортной, газовой и инженерной инфраструктуры при пересечении последних объектами электросетевого хозяйства.

Суммарный объем капвложений с учетом НДС 20% пообъектно показан на год ввода объекта в эксплуатацию.

В таблице 65 представлены вводы и реконструкция электросетевых объектов, необходимые для реализации технологического присоединения перспективных потребителей, и соответствующие объемы капиталовложений в сетевое строительство по подстанциям и линиям электропередачи 110 кВ и выше ЭС ЯНАО на 2019 - 2024 годы для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС".

В таблице 66 представлены вводы и реконструкция электросетевых объектов, необходимые для ликвидации выявленных проблем в сети 110 кВ и выше, и соответствующие объемы капиталовложений в сетевое строительство по подстанциям и линиям электропередачи 110 кВ и выше ЭС ЯНАО на 2019 - 2024 годы для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС".

Ориентировочные, необходимые для ликвидации выявленных проблем в сети 110 кВ и выше объемы выполнения релейной защиты и противоаварийной автоматики на объектах напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО (без оценки потребности в инвестициях) для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС" приведены в таблице 67.

Суммарный объем капиталовложений, вводов и реконструкций электросетевых объектов ЭС ЯНАО на период 2019 - 2024 годов приведен в таблицах 68 - 69 для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС".

Таблица 65

Вводы и реконструкция подстанций и линий электропередачи 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, необходимые для обеспечения возможности технологического присоединения перспективных потребителей на период 2019 - 2024 годов. Базовый прогноз потребления АО "СО ЕЭС"

N п/п	Перечень объектов	Электросетевое предприятие	Напряжение, кВ	Год ввода в работу реконструируемых объектов	Проектные показатели на период 2019 - 2024 годов
					дата окончания проекта	оборудование	установленная мощность, МВА, Мвар, А	протяженность в одноцепном исполнении, км	капитальные вложения, млн руб. с НДС
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Новое строительство
220 кВ
1	ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1,2*	ПАО "ФСК ЕЭС"	220/10		2019	ТР	2х25	141,564	11 492
								141,845
2	ПС 220 кВ Тасу Ява с переводом ВЛ 110 кВ Ермак - Русская-1,2 на напряжение 220 кВ с образованием ВЛ 220 кВ Ермак - Тасу Ява-1,2	АО "Тюменнефтегаз"	220/110/35		2021	АТ УШР БСК	2х250 1х25 2х25		3 506
3	ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак	ПАО "ФСК ЕЭС"	220		2021			130	3 540
Всего по новому строительству ПС и ВЛ 220 кВ
Вводы АТ и ТР, МВА							550
Вводы УШР, Мвар							25
Вводы БСК, Мвар							50
Вводы ВЛ, км								413
Капитальные вложения, млн руб.									18 538
Новое строительство
110 кВ
4	ПС 110 кВ Русская с ВЛ 110 кВ Ермак - Русская I,II цепь (в габаритах 220 кВ)	АО "Тюменнефтегаз"	110/35/10		2019 2021 2021	ТР УШР БСК	2х80 1х25 2х25	2х68,633	3 772
5	ПС 110 кВ ПСП Заполярное с ВЛ 110 кВ Ермак - ПСП Заполярное I,II цепь	АО "Тюменнефтегаз"	110/10		2019	ТР	2x16	2х1,394	580
6	ПС 110 кВ НПС Уренгойская	ООО "Газпром энерго"	110/6		2019	ТР	2x40		662
7	ВЛ 110 кВ Лимбя-Яха - НПС Уренгойская I,II цепь с установкой 2-линейных ячеек 110 кВ на ПП 110 кВ Лимбя-Яха для подключения ВЛ*	АО "Тюменьэнерго"	110		2019			67,705 67,4	1 345
8	ПС 110 кВ ПСП	ООО "Газпром энерго"	110/10		2019	ТР	2x16		540
9	ПС 110 кВ ГДН с ВЛ 110 кВ ПП Северный - ГДН-1,2	АО "Тюменьэнерго"	110/10		2020	ТР	2x40	2х47	2 013
10	СП 110 кВ в районе ПП 110 кВ Северный	АО "Тюменьэнерго"	110		2020				186
11	ПС 110 кВ Роспан с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Уренгой - Лимбя-Яха-1,2	АО "Тюменьэнерго"	110/6		2020	ТР	2x10	2х11	843
12	ПС 110 кВ Северо-Комсомольская с ВЛ 110 кВ Арсенал - Северо-Комсомольская-1,2	ООО "СевКомНефтегаз"	110		2022	ТР	2x63	2х119	4 354
13	Сооружение заходов ВЛ 110 кВ ГТЭС - ЗГТЭС во вновь сооружаемые ячейки 110 кВ ПС 220 кВ Ермак (ориентировочной протяженностью 18 км каждая, проводом АС-95)	ООО "Газпром энерго"	110		2022			2х18	549
Всего по новому строительству ПС и ВЛ 110 кВ
Вводы АТ и ТР, МВА							530
Вводы УШР, Мвар							25
Вводы БСК, Мвар							50
Вводы ВЛ, км								664
Капитальные вложения, млн руб.									14 844
Реконструкция, расширение и техперевооружение
220 кВ
14	ПС 220 кВ Ермак	ПАО "ФСК ЕЭС"	220/ 110/10
	установка 2-линейных ячеек 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ Ермак - Русская I,II цепь				2019	2 яч. 110 кВ			171
	установка 2-линейных ячеек 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ Ермак - ПСП Заполярное I,II цепь*				2019	2 яч. 110 кВ			125
	установка 2-линейных ячеек 220 кВ для подключения ВЛ 220 кВ Ермак - Тасу Ява-1,2				2021	2 яч. 220 кВ			326
	установка 2-линейных ячеек 110 кВ для подключения заходов ВЛ 110 кВ ГТЭС - ЗГТЭС во вновь сооружаемые ячейки 110 кВ ПС 220 кВ Ермак				2022	2 яч. 110 кВ			171
15	ПС 220 кВ Арсенал	ПАО "ФСК ЕЭС"	220/110/10	2014	2022	2 яч. 110 кВ			171
	(установка 2-линейных ячеек 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ Арсенал - Северо-Комсомольская-1,2)
Всего по реконструкции, расширению и техперевооружению ПС 220 кВ
Капитальные вложения, млн руб.									963

* Приведена полная стоимость инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (с учётом НДС) в соответствии с инвестиционной программой.

Таблица 66

Вводы и реконструкция подстанций и линий электропередачи 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, необходимые для ликвидации выявленных проблем в сети 110 кВ и выше энергосистемы на период 2019 - 2024 годов. Базовый прогноз потребления АО "СО ЕЭС"

N п/п	Перечень объектов	Электросетевое предприятие	Напряжение, кВ	Год ввода в работу реконструируемых объектов	Проектные показатели на период 2019 - 2024 годов
					дата окончания проекта	оборудование	установленная мощность, МВА, Мвар, А	протяженность в одноцепном исполнении, км	капитальные вложения, млн руб. с НДС
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Новое строительство
220 кВ
1	ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная	ПАО "ФСК ЕЭС"	220		2020			220	6 725
Всего по новому строительству ПС и ВЛ 220 кВ
Вводы ВЛ, км								220
Капитальные вложения, млн руб.									6 725
Новое строительство
110 кВ
2	ВЛ 110 кВ ПП Северный - Губкинская с замыканием транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская	АО "Тюменьэнерго"	110		2021			90	1 604
Всего по новому строительству ПС и ВЛ 110 кВ
Вводы БСК, Мвар
Вводы ВЛ, км								90
Капитальные вложения, млн руб.									1 604
Реконструкция, расширение и техперевооружение
220 кВ
3	ПС 220 кВ Исконная (установка 1-й линейной ячейки 220 кВ для подключения ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная)	ПАО "ФСК ЕЭС"	220/110/10		2020	1 яч. 220 кВ			163
4	ПС 220 кВ Арсенал (реконструкция РУ 220 кВ ПС с переходом от схемы N 220-5Н к схеме N 220-13, подключение ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная)	ПАО "ФСК ЕЭС"	220/110/10	2014	2020				662
Всего по реконструкции, расширению и техперевооружению ПС 220 кВ
Капитальные вложения, млн руб.									825
Реконструкция, расширение и техперевооружение
110 кВ
5	ПП 110 кВ Северный (установка 1-ой линейной ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ ПП Северный - Губкинская)	АО "Тюменьэнерго"	110	2009	2021	1 яч. 110 кВ			92
6	ПС 110 кВ Губкинская (установка 1-ой линейной ячейки 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ ПП Северный - Губкинская)	АО "Тюменьэнерго"	110/6	1988	2021	1 яч. 110 кВ			92
Всего по реконструкции, расширению и техперевооружению ПС 110 кВ
Вводы ТР, МВА
Демонтаж ТР, МВА
Капитальные вложения, млн руб.									184

* Приведена полная стоимость инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (с учётом НДС) в соответствии с инвестиционной программой.

Таблица 68

Необходимые для ликвидации выявленных проблем в сети 110 кВ и выше объемы выполнения релейной защиты и противоаварийной автоматики на объектах напряжением 110 кВ и выше ЭС ЯНАО на период 2019 - 2024 годов. Базовый прогноз потребления АО "СО ЕЭС"

N п/п	Перечень объектов	Электросетевое предприятие	Мероприятие	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
1	2	3	4	5	6
Мероприятия, необходимые для обеспечения возможности технологического присоединения
1	ПС 220 кВ Уренгой	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка АПНУ	2019	технологическое присоединение Уренгойской ГРЭС к электрическим сетям
2	ПС 220 кВ Вынгапур	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка АОПО ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"	2021	технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Транснефть - Сибирь" и ОАО "Тюменнефтегаз"
3	ПС 220 кВ Исконная	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка АОПО ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"
4	ПС 500 кВ Кирилловская	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка АОПО ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская, ВЛ 220 кВ Кирилловская - Когалым с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"
5	ПС 500 кВ Муравленковская	ПАО "ФСК ЕЭС"	изменение логики работы АОПО ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"
6	Уренгойская ГРЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"	установка АОПО КВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея N 2, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Ермак с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"
			изменение логики работы АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"
			модернизация АПНУ с организацией каналов УПАСК с действием на ОН на объектах АО "Тюменнефтегаз"
7	ПС 500 кВ Кирилловская	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка АОПО ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская и ВЛ 220 кВ Кирилловская - Когалым с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки на ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)	2022	технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "СевКомНефтегаз"
8	ПС 220 кВ Вынгапур	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка АОПО ВЛ 220 кВ Вынгапур-Северный Варьеган и ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки на ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)
9	ПС 500 кВ Тарко-Сале	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Пурпейская с отпайками и ВЛ 110 кВ Тарко-Сале-Градиент с отпайкой на ПС Победа с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки на ПС 110 кВ Северо-Комсомольская (ПК1)
Мероприятия, необходимые для ликвидации выявленных проблем в сети 110 кВ и выше энергосистемы
10	ПС 220 кВ Арсенал	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка АОПО ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная с действием на ОН в Северном энергорайоне	2020	исключение необходимости ввода ГВО
11	ПС 500 кВ Тарко-Сале	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка основных защит ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Комсомольский-1,2 для включения в транзитный режим ВЛ 110 кВ Комсомольский - Барсуковский I,II цепь	2019	исключение необходимости ввода ГВО
12	ПС 500 кВ Муравленковская	ПАО "ФСК ЕЭС"	установка основных защит ВЛ 110 кВ Муравленковская - Барсуковская-1,2 для включения в транзитный режим ВЛ 110 кВ Комсомольский - Барсуковский I,II цепь

Таблица 69

Объемы электросетевого строительства и капиталовложений по объектам 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, рекомендуемым к сооружению и реконструкции для обеспечения возможности технологического присоединения перспективных потребителей. Базовый прогноз потребления АО "СО ЕЭС"

N п/п	Наименование объектов и видов работ		2019 - 2024 годы
			мощность, МВА протяженность, км	капитальные вложения, млн руб. (с учётом НДС)
1	2		3	4
Новое строительство
1	Подстанции 220 кВ	вводы АТ, ТР	550	18 538
		вводы УШР	25
		вводы БСК	50
2	Линии электропередачи 220 кВ	вводы ВЛ	413
3	Подстанции 110 кВ	вводы ТР	550	14 844
		вводы УШР	25
		вводы БСК	50
4	Линии электропередачи 110 кВ	вводы ВЛ	664
Реконструкция, расширение и техперевооружение
1	Подстанции 220 кВ	вводы	-	963
2	Подстанции 110 кВ	вводы	-	-
Всего по объектам 220 кВ			19 501
Всего по объектам 110 кВ			14 844
Всего по объектам 220 - 110 кВ			34 345

Таблица 70

Объемы электросетевого строительства и капиталовложений по объектам 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, рекомендуемым к сооружению и реконструкции для ликвидации выявленных проблем в сети 110 кВ и выше энергосистемы. Базовый прогноз потребления АО "СО ЕЭС"

N п/п	Наименование объектов и видов работ		2019 - 2024 годы
			мощность, МВА протяженность, км	капитальные вложения, млн руб. (с учётом НДС)
1	2		3	4
Новое строительство
1	Линии электропередачи 220 кВ	вводы ВЛ	220	6 725
2	Подстанции 110 кВ	вводы ТР	-	1 604
		вводы БСК
3	Линии электропередачи 110 кВ	вводы ВЛ	90
Реконструкция, расширение и техперевооружение
1	Подстанции 220 кВ	вводы	-	825
2	Подстанции 110 кВ	вводы ТР	-	184
Всего по объектам 220 кВ			7 550
Всего по объектам 110 кВ			1 788
Всего по объектам 220 - 110 кВ			9 338

В варианте прогноза потребления ИОГВ вводы и реконструкция электросетевых объектов 110 кВ и выше ЭС ЯНАО аналогичны вводам для базового прогноза потребления АО "СО ЕЭС", за исключением необходимости дополнительного строительства и реконструкции электросетевых объектов, приведенных в таблице 71. Также дополнительно выявлена необходимость установки АОПО на 3АТ и 4АТ ПС 220 кВ Уренгой в 2020 году для исключения необходимости ввода ГВО и АОПО ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-1,2 в 2021 году для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-1,2 в послеаварийных режимах и исключения необходимости ввода ГВО.

В Схеме и Программе рекомендуемые сроки реализации мероприятий определены на основании расчета и анализа существующих и перспективных электрических режимов с учетом сроков, необходимых для проектирования и строительства (реконструкции) объектов, принятых в соответствии с СТО 56947007 - 29.240.121-2012 (от 01.06.2012). Приведенные сроки реализации мероприятий могут быть скорректированы в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом планируемых сроков финансирования мероприятий.

Суммарный объем капиталовложений, вводов и реконструкций электросетевых объектов ЭС ЯНАО на период 2019 - 2024 годов приведен в таблице 72 для прогноза потребления ИОГВ.

Таблица 71

Вводы и реконструкция подстанций и линий электропередачи 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, необходимые для обеспечения возможности присоединения перспективных потребителей на период 2019 - 2024 годов (дополнительно к вводам по прогнозу потребления АО "СО ЕЭС"). Прогноз потребления ИОГВ

N п/п	Перечень объектов	Электросетевое предприятие	Напряжение, кВ	Год ввода в работу реконструируемых объектов	Проектные показатели на период 2019 - 2024 годов
					дата окончания проекта	оборудование	установленная мощность, МВА, Мвар, А	протяженность в одноцепном исполнении, км	капитальные вложения, млн руб. с НДС
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Новое строительство
220 кВ
1	ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная	ПАО "ФСК ЕЭС"	220		2021			220	6 725
2	ПС 220 кВ с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой на Уренгойском месторождении Пуровского района	ПАО "Россети"	220/110/10		2021	АТ	2x125	2х10	1 738
3	ПС 220 кВ Татаринцево с заходом одной ВЛ 220 кВ Надым - Салехард 1,2*	ПАО "Россети"	220/35/10		2022	ТР	2x25	2х1,0	1 326
Всего по новому строительству ПС и ВЛ 220 кВ
Вводы АТ, МВА							300
Вводы ВЛ, км								242
Капитальные вложения, млн руб.									9 789
Новое строительство
110 кВ
4	ПС 110 кВ Лабытнанги с ВЛ 110 кВ Салехард - Лабытнанги I,II цепь**	АО "Тюменьэнерго"	110/35/ 10		2022	ТР	2x40	2х20	1 381
5	ПС 110 кВ Станция Надым с отпайками от ВЛ 110 кВ Надым - Багульник и ВЛ 110 кВ Надым - Береговая	АО "Тюменьэнерго"	110/35/ 10		2020	ТР	2x6,3	2х0,5	595
Всего по новому строительству ПС и ВЛ 110 кВ
Вводы ТР, МВА							93
Вводы ВЛ, км								41
Капитальные вложения, млн руб.									1 976
Реконструкция, расширение и техперевооружение
220 кВ
6	Уренгойская ГРЭС: замена ошиновки в ячейке ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Ермак	АО "Интер РАО - Электрогенерация"	220		2022	ошиновка		АС-300	1
7	ПС 220 кВ Ермак, ПС 220 кВ Исконная	ПАО "Россети"	220/110/10, 220/110/35
	(установка на шинах 110 кВ подстанций 4хБСК-26 Мвар)				2022	БСК	4х26		437
	(альтернативный вариант - ПП 110 кВ Лимбя-Яха: установка 4хБСК-26 Мвар на шинах 110 кВ подстанции)
8	ПС 220 кВ Салехард	АО "Тюменьэнерго"	220/110/6
	(установка 2-линейных ячеек 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ Салехард - Лабытнанги I,II цепь)			2015	2023	2 яч. 110 кВ			184
Всего по реконструкции, расширению и техперевооружению ПС 220 кВ
Вводы БСК, Мвар							104
Капитальные вложения, млн руб.									622

* Конкретное определение подключаемой ВЛ 220 кВ необходимо определить на этапе проектирования с учетом конкретных технических данных и инженерных изысканий.

** При корректировке Схемы и Программы и осуществлении конкретного проектирования рекомендуется рассмотреть целесообразность сооружения ВЛ 110 кВ Салехард - Лабытнанги I,II цепь в габаритах 220 кВ (при подтверждении собственника о готовности вывода ПЭС Лабытнанги в резерв).

Таблица 72

Объемы электросетевого строительства и капиталовложений по объектам 110 кВ и выше ЭС ЯНАО, рекомендуемым к сооружению и реконструкции для обеспечения возможности присоединения перспективных потребителей. Прогноз потребления ИОГВ

N п/п	Наименование объектов и видов работ		2019 - 2024 годы
			мощность, МВА протяженность, км	капитальные вложения, млн руб. (с учётом НДС)
1	2		3	4
Новое строительство
1	Подстанции 220 кВ	вводы АТ, ТР	850	28 326
		вводы УШР	25
		вводы БСК	50
2	Линии электропередачи 220 кВ	вводы ВЛ	655
3	Подстанции 110 кВ	вводы ТР	623	18 424
		вводы УШР	25
		вводы БСК	50
4	Линии электропередачи 110 кВ	вводы ВЛ	795
Реконструкция, расширение и техперевооружение
1	Подстанции 220 кВ	вводы БСК	104	2 410
2	Подстанции 110 кВ	вводы	-	184
Всего по объектам 220 кВ			30 736
Всего по объектам 110 кВ			18 608
Всего по объектам 220 - 110 кВ			49 345

4.9. Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно актуальной Схемы и программы перспективного развития ЕЭС России.

Рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше, включенных в проект Схемы и программы перспективного развития ЕЭС России на 2019 - 2025 годы, отсутствуют.

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2020 - 2024 годы является неотъемлемой частью программы развития электроэнергетики и разработана с учетом результатов расчетов электроэнергетических режимов.

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО представлена в виде карты-схемы, на которую нанесены:

- действующие в настоящее время на территории ЯНАО объекты электроэнергетики (электрические станции мощностью более 5 МВт, электрические сети напряжением 110 кВ и выше);

- выделенные условными обозначениями вводимые в предстоящие 5 лет объекты электроэнергетики (электрические станции мощностью более 5 МВт, подстанции и линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше);

- легенды схемы с указанием основных рекомендованных мероприятий по новому строительству, реконструкции с увеличением трансформаторной мощности и перевода объектов на более высокий класс напряжения с указанием параметров объекта и годов ввода.

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2020 - 2024 годы. Карта-схема электростанций и электрических сетей 110 кВ и выше Ямало-Ненецкого автономного округа. Базовый прогноз потребления АО "СО ЕЭС"

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2020 - 2024 годы. Карта-схема электростанций и электрических сетей 110 кВ и выше Ямало-Ненецкого автономного округа. Прогноз потребления ИОГВ

*(1) В соответствии с Законом ЯНАО от 06.10.2006 N 42-ЗАО "Об административно-территориальном устройстве Ямало-Ненецкого автономного округа".

*(2) Данные на 01.01.2019 в органах государственной статистики отсутствуют.