Приказ Министерства энергетики РФ от 15 июля 2010 г. N 333 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2010-2016 годы" (прекратил действие)

Приказ Министерства энергетики РФ от 15 июля 2010 г. N 333
"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2010-2016 годы"

ГАРАНТ:

Настоящий приказ фактически прекратил действие

Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2011-2017 гг. см. приказ Минэнерго России от 29 августа 2011 г. N 380

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073) и пунктом 4.4.1. Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337; 2009, N 3, ст. 378; N 6; ст. 738; N 33, ст. 4088; N 52 (ч. 2), ст. 6586; N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350), приказываю:

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2010-2016 годы.

Врио Министра

С.И. Кудряшов

Схема и программа развития Единой энергетической системы России
(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 15 июля 2010 г. N 333)

I. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы (далее - ЕЭС) России на период 2010-2016 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах развития электроэнергетики"*(1).

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

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

II. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2010-2016 годы

Прогноз потребления электрической энергии основывается на: макроэкономических показателях Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17.11.2008 N 1662-р*(2), Экономической стратегии России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 N 1715-р*(3); Сценарных условиях функционирования экономики Российской Федерации; основных параметрах социально-экономического развития Российской Федерации на 2010 год и плановый период на 2011-2012 годы, представленных Минэкономразвития России и одобренных Правительством Российской Федерации в июле 2009 г.; Инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-2012 годы.

Объем потребления электрической энергии по ЕЭС России в 2009 году составил 942,8 млрд. кВт. ч, в 2008 году 989,7 млрд. кВт. ч. (снижение в 2009 году на 4,7%). Снижение потребления электрической энергии связано с влиянием экономического кризиса, повлекшего спад промышленного производства.

В числе регионов и объединенных энергетических системах (далее - ОЭС), в которых экономический кризис привел к резкому снижению спроса на электрическую энергию, выделяются центры с производством:

- металлургической продукции в ОЭС Центра (Липецкая, Вологодская области), ОЭС Урала (Свердловская, Челябинская, Оренбургская области), ОЭС Сибири (Кемеровская область), ОЭС Северо-Запада (Республика Карелия), ОЭС Юга (Волгоградская область);

- химической продукции в ОЭС Средней Волги (Нижегородская, Саратовская, Самарская области, Республика Татарстан, Чувашская Республика - Чувашия), ОЭС Урала (Пермская, Кировская области, Республика Башкортостан), ОЭС Юга (Волгоградская область);

- продукции машиностроения и оборонно-промышленного комплекса (далее - ОПК) в ОЭС Центра, Средней Волги, Северо-Запада, Урала, Сибири;

- строительных материалов.

В числе регионов, характеризующихся в 2009 году приростом спроса на электрическую энергию, выделяются Амурская область (рост добычи золота и строительство объектов нефтепроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" (далее - ВСТО), Забайкальский край (добыча золота, урана), Краснодарский край (развитие инфраструктурных объектов и производство пищевых продуктов), республики Северного Кавказа, Калужская область (развитие промышленного производства).

Регионы, где снижение спроса на электрическую энергию ниже среднероссийских показателей: Москва, Московская область, Санкт-Петербург, Ленинградская область (регионы с развитой транспортной системой, ориентированные на производство высокотехнологичной продукции); Калининградская область (регион с интенсивным развитием промышленного производства); Ставропольский край (регион с высокой долей производства сельскохозяйственной продукции (15% в ОЭС Юга и 3,5% в общероссийском производстве); Тюменская область (регион с высокой долей производства валового регионального продукта (далее - ВРП) (10% общероссийского производства); Приморский край (регион со строительством объектов к саммиту Азиатско-Тихоокеанское экономическое сотрудничество (далее - АТЭС), нефтеналивного порта в конечной точке нефтепроводной системы ВСТО (район Находки).

Сформированный прогноз потребления электрической энергии на 2010-2016 годы по ЕЭС России представлен на рисунке 1.1.

Прогноз спроса на электрическую энергию по территориям субъектов Российской Федерации сформирован исходя из отчётных статистических данных о потреблении электрической энергии с учетом достижения докризисных показателей, планируемых вводов крупных потребителей, расширения производства действующих объектов. Оценка дополнительной потребности в электрической энергии проведена на основе заявок и подписанных договоров на технологическое присоединение потребителей, предоставленных ОАО "ФСК ЕЭС", а также информации органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации об инвестиционных проектах и возможностях их реализации.

Прогнозируемое изменение потребления электрической энергии по ОЭС представлено в таблице 1.1, по территориям субъектов Российской Федерации - в Приложении 1.

Региональное развитие до 2012 года определяется уровнем спада производства, и экономическим ростом. Достижение докризисных показателей спроса на электрическую энергию по ОЭС ожидается в 2010 году в ОЭС Востока, в 2011 году в ОЭС Северо-Запада, Центра, Юга, Сибири, в 2012 году в ОЭС Урала, в 2013 году в ОЭС Средней Волги.

В связи с развитием инфраструктурных объектов и созданием новых предприятий обрабатывающей промышленности период 2013-2016 годы характеризуется большим приростом спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири, ОЭС Востока, ОЭС Юга.

Крупными потребителями электрической энергии являются:

- в ОЭС Сибири: Тайшетский и Богучанский алюминиевые заводы, сталеплавильный завод в городе Черемхово, производство ферросплавов в Красноярском крае и Кемеровской области, Богучанский лесопромышленный комплекс, завод по выпуску волокнистых полуфабрикатов в Томской области, разработка Элегестинского месторождения коксующихся углей в Республике Тыва, а также объекты особой экономической зоны в Алтайском крае; объекты особой экономической зоны в Томской области;

- в ОЭС Востока: 2-ая очередь нефтепровода Восточная Сибирь Тихий Океан со строительством нефтеперекачивающей станции в Амурской области, Хабаровском, Приморском краях и нефтеперерабатывающего завода (далее - НПЗ) в районе Находки (объем переработки - 20 млн. т нефти), горно-металлургические предприятия Приамурья на базе железорудных месторождений Гаринское, Кимканское, Сутарское, порт Ванино, Советская Гавань, объекты АТЭС;

- в ОЭС Юга: олимпийские объекты и обрабатывающие производства на базе использования высокого природно-рекреационного потенциала региона, модернизации сельского хозяйства и пищевой промышленности, объекты Туапсинского НПЗ, нефтяные термины нефтепроводной системы Каспийского трубопроводного консорциума, морские порты.

На территориях, входящих в ОЭС Центра, Северо-Запада, Урала, Средней Волги, традиционно высокими темпами прироста потребления электрической энергии характеризуются промышленные центры с обрабатывающими производствами и районы по добыче и переработке сырьевых ресурсов, обеспечивающие приток населения и инвестиций (Москва и Московская обл., Санкт-Петербург и Ленинградская область, Калужская, Нижегородская, Саратовская область, Республика Татарстан, Тюменская область).

Рост потребления электрической энергии в ОЭС Центра определяется расширением зоны экономического роста за пределы Москвы с формированием единой системы транспортных коммуникаций и развитием научно-инновационных центров в городах Дубна, Черноголовка, Зеленоград, Троицк, Протвино, Королев, Обнинск. К крупным промышленным потребителям относятся научно-производственный электрометаллургический завод и предприятия автомобильной промышленности в Калужской области, металлургические предприятия: ОАО "Новолипецкий металлургический комбинат", ОАО "Оскольский металлургический комбинат", ОАО "Михайловский ГОК".

Таблица 1.1. Прогноз потребления электрической энергии по ЕЭС России, млрд .

	Факт	Ср. год. прирост, %	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост, %
	2008 г.	2006 - 2008 годы	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2010 - 2016 годы
ЕЭС России	989,691		942,82	961,66	982,31	1012,09	1047,18	1073,23	1109,96	1152,54
годовой темп прироста, %	2,10	1,50	-4,74	2,00	2,15	3,03	3,47	2,49	3,42	3,84	2,91
ОЭС Центра	220,514		211,71	216,57	220,42	224,80	230,66	236,64	246,73	257,80
годовой темп прироста, %	1,27	2,65	-3,99	2,30	1,77	1,99	2,61	2,59	4,26	4,49	2,86
Средней Волги	108,030		99,34	101,07	103,85	107,41	110,71	113,42	117,61	122,30
годовой темп прироста, %	0,79	2,18	-8,04	1,74	2,75	3,43	3,07	2,45	3,69	3,99	3,02
Урала	250,981		236,21	241,09	244,26	250,82	254,98	258,94	268,52	278,94
годовой темп прироста, %	0,91	3,23	-5,89	2,07	1,31	2,69	1,66	1,55	3,70	3,88	2,41
Северо-Запада	91,302		88,29	90,19	92,33	93,91	95,75	96,70	100,09	105,40
годовой темп прироста, %	2,25	2,92	-3,30	2,15	2,37	1,71	1,96	0,99	3,49	5,31	2,57
Юга	80,985		78,10	79,72	81,86	86,14	90,69	93,23	96,10	99,59
годовой темп прироста, %	3,19	3,30	-3,56	2,07	2,68	5,23	5,28	2,80	3,08	3,63	3,54
Сибири	209,251		200,92	204,16	210,03	218,37	232,82	241,80	246,93	252,64
годовой темп прироста, %	4,70	3,11	-3,98	1,61	2,88	3,97	6,62	3,86	2,12	2,31	3,33
Востока	28,628		28,25	28,86	29,56	30,64	31,57	32,50	33,98	35,87
годовой темп прироста, %	3,93	1,88	-1,32	2,16	2,43	3,65	3,04	2,95	4,55	5,56	3,47

Примечание: показатели потребления электрической энергии приведены.

В ОЭС Северо-Запада город Санкт-Петербург и Ленинградская область остаются основным экономическим и инновационным потенциалом. Рост потребления электрической энергии определяется увеличением объемов транспортных услуг (реконструкция и сооружение специализированных терминалов в портах Усть-Луга, Высоцк, Приморск, Выборг), выпуском высокотехнологичной продукции автомобилестроения (заводы "Ниссан" и "Дженерал Моторс", завод по производству автокомпонентов во Всеволжске), развитием транспортного машиностроения (Тихвинский вагоностроительный завод), нефтепереработки (Киришский НПЗ - 2-ая очередь), выпуском проката (Ижорский трубный завод). Рост спроса на электрическую энергию северных территорий (Архангельская, Мурманская области, Республика Коми) определяется увеличением добычи полезных ископаемых и переходом к глубокой переработке сырья, модернизация производства медно-никелевого концентрата и увеличение выпуска никеля на предприятиях Кольской горно-металлургической компании, освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения и строительство портового комплекса и завода сжиженного природного газа (поселок Териберка), рост добычи нефти на территории Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, объемов и глубины переработки нефти (Ухтинский НПЗ, комплекс глубокой переработки нефти и газа на ООО "Енисей").

В ОЭС Урала прирост спроса на электрическую энергию определяется поддержанием уровня добычи нефти с использованием новых технологий, развитием нефтегазохимических производств (Ново-Уренгойский газохимический комплекс, Тобольскнефтехим), освоением природных ресурсов. На Тюменскую область приходится 35% от суммарного прироста потребления электрической энергии ОЭС Урала за период 2010-2016 годы. Черная металлургия остается основным потребителем электрической энергии Урала (модернизация и расширение существующих предприятий с использованием энергоэффективных технологий).

Рост потребления электрической энергии в ОЭС Средней Волги определяется модернизацией и строительством предприятий нефтегазохимического комплекса (в Республике Татарстан (г. Нижнекамск) - НПЗ и нефтехимический завод, Индустриальный парк "Камские поляны", Нижегородской области (промзона Кстовского района) - комплекс по производству поливинилхлорида, металлургическое производства (ОАО "Выксунский металлургический завод", литейно-прокатный комплекс ОАО "ОМК-Сталь"); в Самарской, Ульяновской областях - развитием машиностроения, модернизация производств компонентной базы и создание новых сборочных производств (ОАО "АвтоВАЗ", ОАО "КамАЗ", ОАО "АвтоГАЗ"), производство авиационных двигателей нового поколения, грузовых и пассажирских самолетов.

Соотношение потребления электрической энергии по ОЭС к ЕЭС в 2009 и 2016 годах характеризуется увеличением доли ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги, ОЭС Сибири, ОЭС Востока при снижении доли ОЭС Урала, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра (рис. 1.2).

III. Прогноз максимальных электрических нагрузок единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2010-2016 годы

ЕЭС России

В таблице 2.1. представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2010-2016 годы. Значения основных показателей режимов потребления электрической энергии на перспективу определены для среднемноголетних значений температур наружного воздуха.

Таблица 2.1. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России

Наименование	Ед. измер.	Факт		Прогноз
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Э год	млрд. кВт х ч	987,1	940,2	959,1	979,7	1009,1	1043,7	1069,0	1105,8	1148,3
Р мах собств.	млн. кВт	149,2	150,0	150,6	153,3	157,1	161,8	165,2	170,0	176,2
Р мах собств.*	млн. кВт	150,2	150,9	151,5	154,2	158,1	162,8	166,3	171,1	177,3
Т мах год.	час/год	6620	6268	6370	6390	6425	6450	6470	6505	6520
Т мах год.*	час/год	6570	6230	6330	6355	6383	6412	6430	6465	6475

______________________________

* С учетом совмещенного максимума потребления электрической энергии ОЭС Востока

Таблица 2.2. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России без учета ОЭС Востока

Наименование	Ед. измер.	Факт		Прогноз
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Э год	млрд. кВт х ч	958,5	912,0	930,2	950,2	978,5	1012,2	1036,5	1071,8	1112,5
Р мах собств.	млн. кВт	145,2	145,9	146,4	149,0	152,7	157,2	160,5	165,1	171,0
Т мах год.	час/год	6600	6253	6355	6380	6410	6440	6455	6490	6505

В таблицах 2.1 и 2.2 спрос на электрическую энергию представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидро-аккумулирующих электрических станций (ГАЭС).

По данным таблицы 2.1 максимальная электрическая нагрузка ЕЭС России на 2016 год прогнозируется на уровне 176,2 млн. кВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за период 2010-2016 годы 2,3 %.

На рисунке 2.1 представлен график изменения основных показателей режимов потребления электрической энергии для спроса на электрическую энергию.

Число часов использования (Т мах год.) максимальной нагрузки ЕЭС России на конец периода может составить до 6520 часов, что соответствует его среднему значению.

Далее представлены характеристики перспективных режимов потребления электрической энергии по ОЭС.

С учетом основных тенденций изменения режимов потребления электрической энергии, выявленных на основе ретроспективного анализа, заявок потребителей и технических условий на технологическое присоединение, представленных ОАО "ФСК ЕЭС", сформированы перспективные режимы потребления электрической энергии по ОЭС.

ОЭС Северо-Запада

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 9,8% в 2010 году и 9,5% в 2016 году. К 2010 собственный максимум электрической нагрузки составит 15,0 млн. кВт, к 2016 г. - 17,2 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010-2016 годы прогнозируется на уровне 2,5%.

В таблице 2.3 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.

Таблица 2.3. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада

Наименование	Ед. измер.	Факт		Прогноз
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Э год	млрд. кВт х ч	91,3	88,3	90,2	92,3	93,9	95,7	96,7	100,1	105,4
Р мах собств.	млн. кВт	13,7	14,5	15,0	15,2	15,5	15,7	15,9	16,4	17,2
Т мах год.	час/год	6640	6090	6025	6080	6075	6085	6090	6115	6135
Р мах совм.	млн. кВт	13,4	14,3	14,8	14,9	15,2	15,4	15,6	16,0	16,8
Т мах сов.	час/год	6790	6175	6095	6175	6200	6210	6215	6240	6260

Число часов использования максимума нагрузки ОЭС Северо-Запада к 2016 прогнозируется на уровне 6135 часов. По сравнению с 2010 число часов использования максимума нагрузки ОЭС Северо-Запада уменьшится и стабилизируется на значениях, более характерных для данной энергосистемы.

Изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Северо-Запада и числа часов их использования представлено на рисунке 2.2.

ОЭС Центра

Доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 24,5% в 2010 году, 24,1% в 2016 году. К 2010 году собственный максимум электрической нагрузки составит 37,1 млн. кВт, к 2016 - 42,8 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010-2016 годы прогнозируется на уровне 2,1%.

В таблице 2.4 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.

Таблица 2.4. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра

Наименование	Ед. измер.	Факт		Прогноз
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Э год	млрд. кВт х ч	217,9	209,1	214,0	217,8	221,8	227,4	232,7	242,8	253,9
Р мах собств.	млн. кВт	36,0	36,9	37,1	37,5	38,0	38,8	39,6	41,0	42,8
Т мах год.	час/год	6050	5665	5765	5810	5835	5860	5870	5920	5935
Р мах совм.	млн. кВт	35,7	36,8	37,12	37,50	38,02	38,79	39,63	41,01	42,77
Т мах сов.	час/год	6110	5680	5765	5810	5835	5860	5870	5920	5935

Спрос на электрическую энергию в таблице 2.4 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в 2012 году.

Числа часов использования максимума нагрузки на перспективу будут достаточно стабильны и прогнозируются на уровне 5935 часов.

На рисунке 2.3 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Центра и чисел часов их использования на период 2010-2016 годы

ОЭС Средней Волги

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 11,0% в 2010 году и останется на указанном уровне в 2016 году. К 2010 году собственный максимум электрической нагрузки составит 17,4  млн. кВт, к 2016 году 19,8 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010-2016 годы прогнозируется на уровне 1,9%.

В таблице 2.5 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.

Таблица 2.5. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги

Наименование	Ед. измер.	Факт		Прогноз
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Э год	млрд. кВт х ч	108,0	99,3	101,1	103,8	107,4	110,7	113,4	117,6	122,3
Р мах собств.	млн. кВт	17,6	17,4	17,0	17,3	17,7	18,2	18,5	19,1	19,8
Т мах год.	час/год	6125	5705	5955	6010	6060	6095	6130	6160	6175
Р мах совм.	млн. кВт	17,6	17,4	16,7	17,0	17,5	17,9	18,2	18,8	19,5
Т мах сов.	час/год	6155	5705	6060	6100	6150	6190	6220	6255	6270

Число часов использования максимальной нагрузки ожидается на уровне 5955 часов в 2010 году и 6 175 часов в 2016 году.

На рисунке 2.4 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Средней Волги и чисел часов их использования на период 2010-2016 годы

ОЭС Юга

Доля ОЭС Юга в 2010 году составит порядка 8,8% по потреблению мощности от общей максимальной нагрузки ЕЭС России. К 2016 г. доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,1%. К 2010 году собственный максимум электрической нагрузки прогнозируется на уровне 13,7 млн. кВт, к 2016 году -16,5 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010-2016 годы прогнозируется на уровне 3,2%.

В таблице 2.6 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.

Таблица 2.6. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга

Наименование	Ед. измер.	Факт		Прогноз
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Э год	млрд. кВт х ч	81,0	78,1	79,7	81,9	86,1	90,5	93,0	95,8	99,3
Р мах собств.	млн. кВт	13,9	13,3	13,7	14,0	14,7	15,3	15,7	16,1	16,5
Т мах год.	час/год	5835	5870	5825	5850	5875	5910	5930	5965	6020
Р мах совм.	млн. кВт	13,7	12,9	13,3	13,7	14,4	15,0	15,4	15,7	16,2
Т мах сов.	час/год	5890	6055	6005	5970	5995	6030	6050	6085	6145

Спрос на электрическую энергию в таблице 2.6 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГАЭС, ввод которой предусмотрен в 2013 году.

Число часов использования максимальной нагрузки к 2016 году будет составлять около 6020 часов.

На рисунке 2.5 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Юга и чисел часов их использования на период 2010-2016 годы

ОЭС Урала

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 22,8% в 2010 году и 22,1% в 2016 году. Собственный максимум электрической нагрузки к 2010 году прогнозируется на уровне 35,6 млн. кВт, к 2016 году - на уровне 40,1 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010-2016 годы прогнозируется на уровне 1,7%.

В таблице 2.7 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Урала.

Таблица 2.7. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Урала

Наименование	Ед. измер.	Факт		Прогноз
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Э год	млрд. кВт х ч	251,0	236,2	241,1	244,3	250,8	255,0	258,9	268,5	278,9
Р мах собств.	млн. кВт	35,9	35,6	35,3	35,7	36,6	37,0	37,5	38,6	40,1
Т мах год.	час/год	6995	6635	6835	6840	6860	6885	6905	6950	6960
Р мах совм.	млн. кВт	35,0	35,2	34,6	35,0	35,8	36,3	36,8	37,9	39,3
Т мах сов.	час/год	7165	6710	6975	6980	7000	7025	7045	7095	7105

За счет высокого средневзвешенного значения числа часов использования промышленного максимума нагрузки (6 800 - 7 000) ОЭС Урала и в перспективе будет характеризоваться самым высоким числом часов использования максимума нагрузки - около 6 960 часов.

На рисунке 2.6 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Урала и чисел часов их использования на период 2010-2016 годы

ОЭС Сибири

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 19,8% в 2010 году и 20,6% в 2016 году. Собственный максимум электрической нагрузки к 2010 году прогнозируется на уровне 31,5 млн. Вт, к 2016 году на уровне 38,2 млн. Вт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2010-2016 годы прогнозируется на уровне 3%.

В таблице 2.8 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Сибири.

Таблица 2.8. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Сибири

Наименование	Ед. измер.	Факт		Прогноз
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Э год	млрд. кВт х ч	209,3	200,9	204,2	210,0	218,4	232,8	241,8	246,9	252,6
Р мах собств.	млн. кВт	31,7	31,1	31,5	32,2	33,3	35,4	36,6	37,3	38,2
Т мах год.	час/год	6600	6460	6490	6515	6550	6580	6600	6615	6615
Р мах совм.	млн. кВт	29,7	29,2	29,9	30,8	31,8	33,8	35,0	35,7	36,5
Т мах сов.	час/год	7035	6880	6820	6820	6860	6890	6910	6925	6930

Число часов использования максимальной нагрузки к 2016 году составит 6615 часов.

На рисунке 2.7 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Сибири и чисел часов их использования на период 2010-2016 годы

ОЭС Востока

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 3,4% в 2010 году и 3,6%  в 2016 году. Собственный максимум электрической нагрузки ОЭС Востока к 2010 году прогнозируется на уровне 5,2  млн. кВт, к 2016 году - 6,3 млн. кВт. Среднегодовые темпы прироста по мощности за 2010-2016 годы составят до 3,3%.

В таблице 2.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

Таблица 2.9. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока

Наименование	Ед. измер.	Факт		Прогноз
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Э год	млрд. кВт х ч	28,6	28,2	28,9	29,6	30,6	31,6	32,5	34,0	35,9
Р мах собств.	млн. кВт	5,0	5,0	5,2	5,2	5,4	5,6	5,7	6,0	6,3
Т мах год.	час/год	5715	5627	5590	5635	5645	5655	5660	5670	5685
Р мах совм.	млн. кВт	4,0	4,2	4,2	4,3	4,5	4,6	4,7	4,9	5,2
Т мах сов.	час/год	7210	6798	6820	6875	6885	6895	6905	6915	6935

Число часов использования максимальной нагрузки составит 5 685 часов в 2010 году и 5 590 часов в 2016 году.

На рисунке 2.7 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Востока и чисел часов их использования на период 2010-2016 годы

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду рисунок 2.8

IV. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию

Величина перспективной потребности в установленной мощности электростанций ЕЭС России на 2010-2016 годы определена с учетом прогнозируемых максимумов нагрузки потребителей, сальдо экспорта (импорта) мощности, нормативного расчетного резерва мощности, величины ограничений установленной мощности электростанций и величины неиспользуемой мощности нетрадиционных источников энергии (ветровых электростанций) в период прохождения максимума нагрузки.

Основную часть потребности в генерирующей мощности составляет прогнозируемый на 2010-2016 годы максимум потребления мощности ОЭС.

При оценке потребности в мощности для ОЭС европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири - максимум потребления, совмещённый с ЕЭС и собственный, а для ОЭС Востока - собственный максимум потребления. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый суммарный максимум потребления (без учета экспорта) по ЕЭС России на уровне 2010 года составит 151,5 млн. кВт и возрастёт к 2016 году до 177,3 млн. кВт (с учётом ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки), а без учета ОЭС Востока - 146,4 и 171,0 млн. кВт.

Величина экспорта (импорта) мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров, предварительных соглашений и разрабатываемых ОАО "Интер РАО ЕЭС" перспективных проектов. Экспортные поставки из ЕЭС России на уровне 2010 году предусматриваются в объеме 6,2 млн. кВт/22,1 млрд , в 2016 году 6,8 млн. кВт/25,4 млрд . Прогнозируемые объемы экспорта мощности на час годового совмещенного максимума графика нагрузки и годовые объемы передаваемой электрической энергии с указанием стран, в которые осуществляются экспортные поставки, представлены в таблице 3.1.

Начиная с 2011 года предусматривается реализация первого этапа экспорта мощности и электрической энергии из ОЭС Востока в Китай с поставкой на уровне 2016 года 0,45 млн. кВт/2,7 млрд .

Реализация второго этапа экспорта в Китай из ОЭС Востока в размере 3,0 млн. кВт/18 млрд  связана с сооружением экспортных электростанций: Ерковецкой ТЭС (1200 МВт) в Амурской энергосистеме и Ургальской ТЭС (2400 МВт) в Хабаровской энергосистеме, - и на уровне 2015-2016 годов не рассматривается.

Исходя из балансовой ситуации, импорт мощности в период 2010-2016 годы не предусматривается. В составе импорта электрической энергии учитываются только режимные перетоки электрической энергии из Азербайджана, Грузии, Украины и Монголии, суммарный объем которых оценивается в 1,02 млрд  в год.

Таблица 3.1. Прогноз экспорта электрической энергии и мощности по ОЭС

	2010 г.		2011 г.		2012 г.		2013 г.		2014 г.		2015 г.		2016 г.
	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность
	млн. кВт х ч	МВт	млн. кВт х ч	МВт	млн. кВт х ч	МВт	млн. кВт х ч	МВт	млн. кВт х ч	МВт	млн. кВт х ч	МВт	млн. кВт х ч	МВт
ЕЭС России - всего, в т.ч.	22070	6200	24470	6500	24695	6540	24920	6580	25145	6620	25370	6800	25370	6800
ОЭС Северо-Запада	13150	2550	13150	2550	13150	2550	13150	2550	13150	2550	13150	2550	13150	2550
Финляндия	9600	1450	9600	1450	9600	1450	9600	1450	9600	1450	9600	1450	9600	1450
Латвия	1800	500	1800	500	1800	500	1800	500	1800	500	1800	500	1800	500
Литва	1750	600	1750	600	1750	600	1750	600	1750	600	1750	600	1750	600
ОЭС Центра	4050	1700	4050	1700	4050	1700	4050	1700	4050	1700	4050	1700	4050	1700
Беларусь	2000	400	2000	400	2000	400	2000	400	2000	400	2000	400	2000	400
Литва	1750	600	1750	600	1750	600	1750	600	1750	600	1750	600	1750	600
Украина	300	700	300	700	300	700	300	700	300	700	300	700	300	700
ОЭС Средней Волги	250	200	250	200	250	200	250	200	250	200	250	200	250	200
ОЭС Юга	2730	770	2730	770	2730	770	2730	770	2730	770	2730	920	2730	920
Турция	600	150	600	150	600	150	600	150	600	150	600	150	600	150
Казахстан	30	20	30	20	30	20	30	20	30	20	30	20	30	20
Грузия	1100	300	1100	300	1100	300	1100	300	1100	300	1100	300	1100	300
Азербайджан	700	150	700	150	700	150	700	150	700	150	700	150	700	150
Иран	300	150	300	150	300	150	300	150	300	150	300	300	300	300
ОЭС Урала	470	480	470	480	470	480	470	480	470	480	470	480	470	480
Казахстан	470	480	470	480	470	480	470	480	470	480	470	480	470	480
ОЭС Сибири	220	200	220	200	220	200	220	200	220	200	220	200	220	200
Монголия	220	200	220	200	220	200	220	200	220	200	220	200	220	200
ОЭС Востока	1200	300	3600	600	3825	640	4050	680	4275	720	4500	750	4500	750
приграничный экспорт	1200	300	1800	300	1800	300	1800	300	1800	300	1800	300	1800	300
1 этап			1800	300	2025	340	2250	380	2475	420	2700	450	2700	450

Фактором, оказывающим значительное влияние на спрос мощности, является величина резерва мощности, необходимого по условиям обеспечения надежности функционирования ЕЭС и ОЭС России. Планируемый перспективный резерв мощности складывается из трех составляющих: ремонтного (включая модернизацию), оперативного и стратегического резервов.

Величины нормируемого расчетного резерва мощности в течение всего рассматриваемого периода до 2016 года составляют по ОЭС от 12 до 23% от максимума нагрузки в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем (утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281). Нормативный резерв мощности по различным ОЭС в процентах от максимума потребления представлен в таблице 3.2.

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2010 года должна составить 24,8 млн. кВт, на уровне 2016 года - 29,2 млн. кВт.

Таблица 3.2. Нормативы расчётного резерва мощности, %

ОЭС	Относительная величина расчётного резерва
	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ОЭС Северо-Запада	21,5	23,1	23,2	23,2	23,3	23,3	22,9
ОЭС Центра	17,0	17,0	17,2	17,2	17,1	17,1	17,0
ОЭС Средней Волги	13,0	12,9	12,9	12,8	12,8	12,8	12,8
ОЭС Юга	14,8	14,6	14,2	13,9	13,8	13,9	14,1
ОЭС Урала	18,2	18,3	18,2	18,4	18,5	18,5	18,5
Европейская секция	17	17	17	17	17	17	17
ОЭС Сибири	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Европейская секция и Сибирь	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
ОЭС Востока	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
ЕЭС России	16,4	16,4	16,4	16,4	16,4	16,4	16,4

Ограничения мощности электростанций, учитываемые при определении спроса мощности на 2010-2016 годы, представляют собой разницу между установленной мощностью и реальной располагаемой мощностью электростанций в период зимнего максимума нагрузки. Эта величина включает и ограничения мощности на ГЭС, связанные, в том числе, с несоответствием водно-энергетических характеристик гидроэлектростанций суточным графикам электрической нагрузки.

Ограничения мощности электростанций в период прохождения максимума нагрузки 2010-2016 годы сформированы на основании планов-прогнозов генерирующих компаний (далее - ГК).

Ограничения установленной мощности на ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением), экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.

В соответствии с данными, представленными ГК, ограничения установленной мощности ТЭС в ЕЭС России в период 2010-2016 годы прогнозируются в объеме 5,0-5,6 млн. кВт.

Ограничения установленной мощности ГЭС связаны с техническим состоянием оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже напора расчетного по мощности из-за проектной сезонной сработки водохранилища, ледового подпора, незавершенностью строительных мероприятий по нижнему бьефу отдельных ГЭС, а также снижением мощности ГЭС по результатам вписания показателей ГЭС и ГАЭС в конфигурацию графика электрической нагрузки для декабря месяца в условиях маловодного года (90% обеспеченности).

Ограничения мощности ГЭС в ЕЭС России в рассматриваемый период прогнозируются в размере 19,2 млн. кВт на уровне 2010 года со снижением до 16,8 млн. кВт на уровне 2016 года.

Суммарная величина прогнозируемых ограничений мощности в 2010 и 2016 годы по ЕЭС России оценивается соответственно в размере 24,7 и 22,4 млн. кВт.

В составе недоиспользуемой мощности учитывается негарантированная в период прохождения максимума нагрузки установленная мощность нетрадиционных источников энергии (ветровых электростанций), величина которой составляет 0,01 млн. кВт на уровне 2016 года.

С учетом перечисленных факторов потребность в генерирующей мощности электростанций по ЕЭС России составит 207,2 млн. кВт на уровне 2010 года и 235,7 млн. кВт на уровне 2016 года.

Изменение потребности в установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в период 2010-2016 годы представлена на рисунке 3.1 и в таблице 3.3.

Таблица 3.3. Прогноз потребности в установленной мощности электростанций, млн. кВт

	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ОЭС Северо-Запада
Максимум нагрузки	14,80	14,95	15,15	15,42	15,56	16,04	16,84
Экспорт	2,55	2,55	2,55	2,55	2,55	2,55	2,55
Нормируемый расчетный резерв мощности	3,18	3,45	3,51	3,58	3,63	3,73	3,86
Ограничения установленной мощности электростанций	1,76	1,76	1,82	1,83	1,84	1,83	1,82
АЭС
ГЭС	1,04	1,09	1,14	1,15	1,16	1,15	1,14
ТЭС	0,72	0,68	0,68	0,68	0,68	0,68	0,68
Недоиспользование мощности НИЭ	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	22,30	22,71	23,04	23,38	23,58	24,16	25,07
ОЭС Центра
Максимум нагрузки	37,12	37,50	38,02	38,79	39,63	41,01	42,77
Экспорт	1,70	1,70	1,70	1,70	1,70	1,70	1,70
Нормируемый расчетный резерв мощности	6,30	6,39	6,53	6,67	6,79	7,00	7,28
Ограничения установленной мощности электростанций	0,63	0,62	0,69	1,03	1,09	1,24	1,59
АЭС
ГЭС	0,14	0,15	0,23	0,58	0,56	0,52	0,46
ТЭС	0,48	0,47	0,46	0,44	0,53	0,72	1,13
Недоиспользование мощности НИЭ	0	0	0	0	0	0	0
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	45,74	46,21	46,94	48,19	49,21	50,95	53,34
ОЭС Средней Волги
Максимум нагрузки	16,68	17,03	17,46	17,89	18,23	18,80	19,51
Экспорт	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20
Нормируемый расчетный резерв мощности	2,16	2,20	2,25	2,29	2,33	2,41	2,50
Ограничения установленной мощности электростанций	3,99	3,90	3,86	3,86	3,81	3,73	3,68
АЭС	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
ГЭС	2,85	2,83	2,83	2,85	2,81	2,79	2,78
ТЭС	1,11	1,03	0,99	0,98	0,97	0,90	0,86
Недоиспользование мощности НИЭ	0	0	0	0	0	0	0
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	23,03	23,32	23,77	24,24	24,57	25,13	25,88
ОЭС Юга
Максимум нагрузки	13,28	13,71	14,37	15,02	15,37	15,75	16,17
Экспорт	0,77	0,77	0,77	0,77	0,77	0,92	0,92
Нормируемый расчетный резерв мощности	1,97	2,00	2,04	2,09	2,12	2,19	2,27
Ограничения установленной мощности электростанций	1,95	2,11	2,07	2,10	2,40	2,38	2,37
АЭС
ГЭС	1,64	1,72	1,67	1,70	2,01	1,98	1,98
ТЭС	0,31	0,39	0,39	0,39	0,39	0,39	0,39
Недоиспользование мощности НИЭ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	17,97	18,59	19,25	19,97	20,66	21,23	21,73
ОЭС Урала
Максимум нагрузки	34,56	35,00	35,82	36,30	36,75	37,85	39,27
Экспорт	0,48	0,48	0,48	0,48	0,48	0,48	0,48
Нормируемый расчетный резерв мощности	6,30	6,39	6,53	6,67	6,79	7,00	7,28
Ограничения установленной мощности электростанций	2,16	2,23	2,33	2,35	2,18	1,96	1,98
АЭС
ГЭС	0,82	0,91	1,01	1,07	0,98	0,91	0,91
ТЭС	1,34	1,32	1,31	1,29	1,20	1,05	1,07
Недоиспользование мощности НИЭ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	43,50	44,10	45,16	45,81	46,20	47,29	49,01
ОЭС Сибири
Максимум нагрузки	29,94	30,79	31,84	33,78	34,98	35,66	36,46
Экспорт	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20
Нормируемый расчетный резерв мощности	3,77	3,87	4,00	4,25	4,40	4,48	4,58
Ограничения установленной мощности электростанций	12,95	12,74	12,64	9,13	9,47	9,47	9,47
АЭС
ГЭС	11,50	11,50	11,50	8,10	8,45	8,45	8,45
ТЭС	1,45	1,24	1,14	1,03	1,02	1,02	1,02
Недоиспользование мощности НИЭ	0	0	0	0	0	0	0
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	46,87	47,60	48,68	47,35	49,05	49,81	50,72
ОЭС Востока
Максимум нагрузки	5,16	5,25	5,43	5,58	5,74	5,99	6,31
Экспорт	0,30	0,60	0,64	0,68	0,72	0,75	0,75
Нормируемый расчетный резерв мощности	1,14	1,15	1,19	1,23	1,26	1,32	1,39
Ограничения установленной мощности электростанций	1,25	1,24	1,24	1,33	1,38	1,40	1,51
АЭС
ГЭС	1,18	1,16	1,14	1,12	1,11	1,08	1,05
ТЭС	0,07	0,09	0,10	0,21	0,27	0,32	0,46
Недоиспользование мощности НИЭ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	7,84	8,24	8,50	8,83	9,10	9,46	9,95
ЕЭС России
Максимум нагрузки	151,53	154,21	158,10	162,79	166,26	171,10	177,33
Экспорт	6,20	6,50	6,54	6,58	6,62	6,80	6,80
Нормируемый расчетный резерв мощности	24,81	25,44	26,06	26,78	27,33	28,13	29,16
Ограничения установленной мощности электростанций	24,70	24,61	24,63	21,62	22,17	22,00	22,41
АЭС	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
ГЭС	19,17	19,35	19,53	16,57	17,07	16,88	16,77
ТЭС	5,49	5,22	5,07	5,01	5,07	5,08	5,61
Недоиспользование мощности НИЭ	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	207,25	210,78	215,34	217,78	222,38	228,04	235,70
ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки
Максимум нагрузки	31,46	32,24	33,34	35,38	36,63	37,34	38,18
Экспорт	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20
Нормируемый расчетный резерв мощности	3,77	3,87	4,00	4,25	4,40	4,48	4,58
Ограничения установленной мощности электростанций	12,95	12,74	12,64	9,13	9,47	9,47	9,47
АЭС
ГЭС	11,50	11,50	11,50	8,10	8,45	8,45	8,45
ТЭС	1,45	1,24	1,14	1,03	1,02	1,02	1,02
Недоиспользование мощности НИЭ	0	0	0	0	0	0	0
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	48,39	49,05	50,18	48,95	50,70	51,49	52,43
ЕЭС России с ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки
Максимум нагрузки	153,05	155,66	159,60	164,38	167,91	172,78	179,04
Экспорт	6,20	6,50	6,54	6,58	6,62	6,80	6,80
Нормируемый расчетный резерв мощности	24,81	25,44	26,06	26,78	27,33	28,13	29,16
Ограничения установленной мощности электростанций	24,70	24,61	24,63	21,62	22,17	22,00	22,41
АЭС	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
ГЭС	19,17	19,35	19,53	16,57	17,07	16,88	16,77
ТЭС	5,49	5,22	5,07	5,01	5,07	5,08	5,61
Недоиспользование мощности НИЭ	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
Потребность в установленной мощности электростанций - всего	208,76	212,23	216,84	219,37	224,03	229,72	237,42

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

При формировании установленной мощности электростанций ЕЭС России на 2010-2016 годы учтены новые вводы объектов по производству электрической энергии на период 2010-2016 годы, а также мероприятия по демонтажу, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования, согласно предложениям генерирующих компаний (на 01.02.2010) с учетом корректировки в соответствии с:

- предложениями генерирующих компаний по корректировке Приложения 1 к договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;

- проведенными Минэнерго России и ОАО "СО ЕЭС" анализом и экспертизой возможности ввода генерирующих мощностей в предложенные генерирующими компаниями сроки;

- предложениями ОАО "СО ЕЭС" по демонтажу неэффективного генерирующего оборудования, вывод из эксплуатации которого не окажет существенного влияния на режимно-балансовую ситуацию в отдельных энергоузлах и ЕЭС России в целом.

Планируемые объемы демонтажа мощности на электростанциях ЕЭС России на 2010-2016 годы составят 8,4 млн. кВт, в т.ч. на АЭС - 0,6 млн. кВт и на ТЭС - 7,8 млн. кВт.

Из общего объема демонтажей 6,6 млн. кВт учтено по предложениям генерирующих компаний и 1,8 млн. кВт согласно предложениям ОАО "СО ЕЭС" по выводу из эксплуатации оборудования находящегося в холодном резерве/консервации более одного календарного года.

Объемы и структура демонтажа генерирующих мощностей по ОЭС и ЕЭС России представлены в таблице 4.1 и на рисунке 4.1.

Таблица 4.1. Структура выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России, МВт

	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2010-2016 годы
ЕЭС России, всего	2650,7	890,0	474,5	1288,0	992,5	1211,0	855,3	8362,0
АЭС	180,0						417,0	597,0
ГЭС	0,2							0,2
ТЭС	2470,5	890,0	474,5	1288,0	992,5	1211,0	438,3	7764,8
в т.ч. ТЭЦ	2448,0	508,0	244,5	364,0	352,5	871,0	298,3	5086,3
КЭС	22,5	382,0	230,0	924,0	640,0	340,0	140,0	2678,5
в т.ч. под замену	387,5	385,0	308,0	801,0	491,0	25,0		2397,5
ТЭС	387,5	385,0	308,0	801,0	491,0	25,0		2397,5
в т.ч. ТЭЦ	387,5	185,0	108,0	241,0	141,0	25,0		1087,5
КЭС		200,0	200,0	560,0	350,0			1310,0
ОЭС Северо-Запада, всего	384,0	100,0		23,0	50,5			557,5
ТЭС	384,0	100,0		23,0	50,5			557,5
в т.ч. ТЭЦ	384,0	100,0		23,0	50,5			557,5
ОЭС Центра, всего	325,5	315,0	222,0	210,0	140,0	460,0	591,0	2263,5
АЭС							417,0	417,0
ТЭС	325,5	315,0	222,0	210,0	140,0	460,0	174,0	1846,5
в т.ч. ТЭЦ	325,5	115,0	22,0			320,0	34,0	816,5
КЭС		200,0	200,0	210,0	140,0	140,0	140,0	1030,0
в т.ч. под замену	156,0	290,0	200,0	210,0				856,0
ТЭС	156,0	290,0	200,0	210,0				856,0
в т.ч. ТЭЦ	156,0	90,0						246,0
КЭС		200,0	200,0	210,0				610,0
ОЭС Средней Волги, всего	720,0		25,0	175,0		25,0	60,0	1005,0
ТЭС	720,0		25,0	175,0		25,0	60,0	1005,0
в т.ч. ТЭЦ	720,0		25,0	175,0		25,0	60,0	1005,0
в т.ч. под замену	50,0		25,0	100,0		25,0		200,0
ТЭС	50,0		25,0	100,0		25,0		200,0
в т.ч. ТЭЦ	50,0		25,0	100,0		25,0		200,0
ОЭС Юга, всего	174,2	255,0	85,0	264,0			11,0	789,2
ГЭС	0,2							0,2
ТЭС	174,0	255,0	85,0	264,0			11,0	789,0
в т.ч. ТЭЦ	174,0	85,0	85,0				11,0	355,0
КЭС		170,0		264,0				434,0
в т.ч. под замену	50,0	25,0	25,0					100,0
ТЭС	50,0	25,0	25,0					100,0
в т.ч. ТЭЦ	50,0	25,0	25,0					100,0
ОЭС Урала, всего	451,5	62,0	59,5	275,0	406,0	701,0	93,3	2048,3
ТЭС	451,5	62,0	59,5	275,0	406,0	701,0	93,3	2048,3
в т.ч. ТЭЦ	451,5	62,0	59,5	25,0	106,0	501,0	93,3	1298,3
КЭС				250,0	300,0	200,0		750,0
в т.ч. под замену	60,0		23,0	150,0	150,0			383,0
ТЭС	60,0		23,0	150,0	150,0			383,0
в т.ч. ТЭЦ	60,0		23,0					83,0
КЭС				150,0	150,0			300,0
ОЭС Сибири, всего	570,5	139,0	35,0	341,0	341,0		100,0	1526,5
АЭС	180,0							180,0
ТЭС	390,5	139,0	35,0	341,0	341,0		100,0	836,5
в т.ч. ТЭЦ	368,0	139,0	35,0	141,0	141,0		100,0	814,0
КЭС	22,5			200,0	200,0			22,5
в т.ч. под замену	71,5	70,0	35,0	341,0	341,0			348,5
ТЭС	71,5	70,0	35,0	341,0	341,0			348,5
в т.ч. ТЭЦ	71,5	70,0	35,0	141,0	141,0			348,5
КЭС				200,0	200,0
ОЭС Востока, всего	25,0	19,0	48,0		55,0	25,0		172,0
ТЭС	25,0	19,0	48,0		55,0	25,0		172,0
в т.ч. ТЭЦ	25,0	7,0	18,0		55,0	25,0		130,0
КЭС		12,0	30,0					42,0

По АЭС предусматривается останов реакторов Железногорского горно-химического комбината (180 МВт) в Красноярском крае в 2010 году и демонтаж третьего энергоблока на Нововоронежской АЭС (417 МВт) в Воронежской области в 2016 году. В 2010 году на ТЭС предполагается демонтаж 1,76 млн. кВт неэффективного, морально устаревшего оборудования, в основном находящегося в длительной консервации.

Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России с учетом демонтажа устаревшего оборудования, планируемого присоединения (отсоединения) мощностей, перемаркировки и изменения установленной мощности генерирующего оборудования после проведения реконструкции и модернизации представлена в таблице 4.2 и на рисунке 4.2. Установленная мощность действующих электростанций по ЕЭС России к 2016 году снизится на 8 млн. кВт (с 211,8 млн. кВт в 2009 году до 203,8 млн. кВт в 2016 году).

Таблица 4.2. Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России (без учета ввода новых объектов генерации), МВт

	ФАКТ	ПРОГНОЗ
	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Мощность действующих электростанций - всего	211845,7	208697,5	208075,8	207750,2	206619,7	205687,3	204552,1	203754,9
АЭС	23446,0	23266,0	23266,0	23266,0	23266,0	23266,0	23266,0	22849,0
ГЭС	44426,3	44474,4	44574,6	44613,5	44676,0	44708,1	44765,9	44824,0
ТЭС	143963,8	140947,5	140225,6	139861,1	138668,1	137703,6	136510,6	136072,3
НИЭ	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6
Демонтаж мощности		2650,7	890,0	474,5	1033,0	737,5	1211,0	855,3
АЭС		180,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	417,0
ГЭС		0,2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ТЭС		2470,5	890,0	474,5	1288,0	992,5	1211,0	438,3
НИЭ		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Присоединение (+), отсоединение (-)		311,6	30,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
АЭС		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ГЭС		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ТЭС		311,6	30,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
НИЭ		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Перемаркировка		53,8	18,6	0,0	35,0	0,0	0,0	4,4
АЭС		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ГЭС		25,5	10,5	0,0	0,0	0,0	0,0	4,4
ТЭС		28,3	8,1	0,0	35,0	0,0	0,0	0,0
НИЭ		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Реконструкция, модернизация и восстановление ресурса		247,2	219,7	148,9	122,5	60,1	75,8	53,7
АЭС		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ГЭС		69,2	89,7	38,9	62,5	32,1	57,8	53,7
ТЭС		178,0	130,0	110,0	60,0	28,0	18,0	0,0
НИЭ		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Вводы новых генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в период 2010-2016 годы предусматриваются в объеме 42,85 млн. кВт, в т.ч. на АЭС 9,87 млн. кВт, на ГЭС 3,52 млн. кВт, на ГАЭС 0,98 млн. кВт, на ТЭС 28,48 млн. кВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей по ОЭС и ЕЭС России в 2009 году приведены в таблице 4.3, на 2010-2016 годы - в таблице 4.4 и на рисунках 4.3 и 4.4.

Таблица 4.3. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России в 2009 году

	Станционный номер	Марка турбины	Установленная мощность, МВт
ЕЭС России			1268,33
ОЭС Северо-Запада			119,93
Светогорская ГЭС-11	N 3	ПЛ-20/0961	30,5
Василеостровская ТЭЦ-7	N 3	Т-50/60-8,8	50
ГТ ТЭЦ Лужская	N 1-4	ГТ-009	36
Хямекоски ГЭС	N 3		0,9
ДЭС э/с Республики Карелия		ДЭС	2
ДЭС э/с Республики Коми		ДЭС	0,53
ОЭС Центра			805,5
Мобильные ГТЭС Дарьино	N 2	ГТУ	22,5
Мобильные ГТЭС на ПС N 239 "Пушкино"	N 2	ГТУ	22,5
ТЭС Международная " (1 очередь)	N 1	ПГУ	116
Елецкая ТЭЦ	ПГУ:		52
ГТ ТЭЦ Тамбовская	N 1-2	ГТ-009М	18
Мобильные ГТЭС Игнатово	N 1-3	ГТУ	67,5
ГТЭС "Коломенское"	N 1-3	ГТУ	136
ТЭЦ НЛМК	N 2	ТАП-25-2 УЗ	25
Павлово - Посадская ГТУ ТЭЦ	N 1-2	ГТУ	16
Каширская ГРЭС	N 3	К-330	330
ОЭС Средней Волги			22,2
ГТ ТЭЦ Саранская	N 1-2	ГТ-009М	18
ТЭЦ "Газэнергострой"		ГТУ	4,2
ОЭС Юга			95
Зарамагская ГЭС	N 1	РО-15	15
Сочинская ТЭЦ	N 3	ПГУ	80
ОЭС Урала			18
ГТ ТЭЦ Екатеринбургская	N 1-2	ГТЭ-009	18
ОЭС Сибири			207,7
Новокемеровская ТЭЦ	N 15	Т-120-12,8	100
Канская ТЭЦ	N 2	Р-12-3,4/0,5	12
Читинская ТЭЦ-2	N 2	Р-6-3,4/0,5	6
Томская ГРЭС-2	N 2	Т-50/60-8,8	50
МГТЭС Кызыльская	N 1	ГТУ	22,5
ДЭС-2 ЗАО ЗДК "Полюс"		ДЭС	17,2

Таблица 4.4. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	Всего за 2010-2016 годы
ЕЭС России - всего	7618,9	5612,9	6587,9	8816,0	5970,0	5019,0	3225,0	42849,7
АЭС	1000,0		1000,0	2369,0	1980,0	1199,0	2320,0	9868,0
ГЭС	1079,0	999,9	999,9	442,0				3520,8
ГАЭС			420,0	560,0				980,0
ТЭС	5539,9	4613,0	4168,0	5445,0	3990,0	3820,0	905,0	28480,9
в т.ч. ТЭЦ	4253,9	1583,0	1943,0	2920,0	2200,0	960,0	265,0	14124,9
КЭС	1286,0	3030,0	2225,0	2525,0	1790,0	2860,0	640,0	14356,0
в т.ч. замена	588,0	50,0	370,0	365,0	480,0			1853,0
ТЭС	588,0	50,0	370,0	365,0	480,0			1853,0
в т.ч. ТЭЦ	438,0	50,0	370,0	55,0	170,0			1083,0
КЭС	150,0			310,0	310,0			770,0
ОЭС Северо-Запада - всего	1440,0	720,0	572,0	1280,0		100,0	2320,0	6432,0
АЭС				1170,0			2320,0	3490,0
ТЭС	1440,0	720,0	572,0	110,0		100,0		2942,0
в т.ч. ТЭЦ	1440,0	180,0	572,0	110,0		100,0		2402,0
КЭС		540,0						540,0
ОЭС Центра - всего	1439,0	921,0	1819,0	3449,0	1065,0	1599,0		10292,0
АЭС			1000,0	1199,0		1199,0		3398,0
ГАЭС			420,0	420,0				840,0
ТЭС	1439,0	921,0	399,0	1830,0	1065,0	400,0		6054,0
в т.ч. ТЭЦ	863,0	596,0	184,0	1615,0	645,0	400,0		4303,0
КЭС	576,0	325,0	215,0	215,0	420,0			1751,0
в т.ч. замена		50,0	130,0					180,0
ТЭС		50,0	130,0					180,0
в т.ч. ТЭЦ		50,0	130,0					180,0
ОЭС Средней Волги - всего		261,0	240,0		415,0			916,0
ТЭС		261,0	240,0		415,0			916,0
в т.ч. ТЭЦ		261,0	240,0		415,0			916,0
в т.ч. замена			240,0		115,0			355,0
ТЭС			240,0		115,0			355,0
в т.ч. ТЭЦ			240,0		115,0			355,0
ОЭС Юга - всего	1635,1	551,0	595,0	1687,0	1100,0		400,0	5968,1
АЭС	1000,0				1100,0			2100,0
ГЭС	79,1			442,0				521,1
ГАЭС				140,0				140,0
ТЭС	556,0	551,0	595,0	1105,0			400,0	3207,0
в т.ч. ТЭЦ	556,0	141,0	595,0	315,0				1607,0
КЭС		410,0		790,0			400,0	1600,0
в т.ч. замена	110,0							110,0
ТЭС	110,0							110,0
в т.ч. ТЭЦ	110,0							110,0
ОЭС Урала - всего	1856,9	1760,0	1410,0	1390,0	2780,0	2800,0	505,0	12501,9
АЭС					880,0			880,0
ТЭС	1856,9	1760,0	1410,0	1390,0	1900,0	2800,0	505,0	11621,9
в т.ч. ТЭЦ	1291,9	220,0	150,0	180,0	840,0	340,0	265,0	3286,9
КЭС	565,0	1540,0	1260,0	1210,0	1060,0	2460,0	240,0	8335,0
в т.ч. замена	281,0							281,0
ТЭС	281,0							281,0
в т.ч. ТЭЦ	231,0							231,0
КЭС	50,0							50,0
в т.ч. Тюменская энергосистема - всего	871,2	1150,0	860,0	410,0	410,0	1420,0		5121,2
ТЭС	871,2	1150,0	860,0	410,0	410,0	1420,0		5121,2
в т.ч. ТЭЦ	356,2				410,0			766,2
КЭС	515,0	1150,0	860,0	410,0		1420,0		4355,0
в т.ч. замена	231,0							231,0
ТЭС	231,0							231,0
в т.ч. ТЭЦ	231,0							231,0
ОЭС Сибири - всего	1141,9	1399,9	1909,9	765,0	365,0	520,0		6101,7
ГЭС	999,9	999,9	999,9					2999,7
ТЭС	142,0	400,0	910,0	765,0	365,0	520,0		3102,0
в т.ч. ТЭЦ	97,0	185,0	160,0	455,0	55,0	120,0		1072,0
КЭС	45,0	215,0	750,0	310,0	310,0	400,0		2030,0
в т.ч. замена	97,0			365,0	365,0			827,0
ТЭС	97,0			365,0	365,0			827,0
в т.ч. ТЭЦ	97,0			55,0	55,0			207,0
КЭС				310,0	310,0			620,0
ОЭС Востока - всего	106,0		42,0	245,0	245,0			638,0
ТЭС	106,0		42,0	245,0	245,0			638,0
в т.ч. ТЭЦ	6,0		42,0	245,0	245,0			538,0
КЭС	100,0							100,0
в т.ч. замена	100,0							100,0
ТЭС	100,0							100,0
в т.ч. КЭС	100,0							100,0

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей предполагается в ОЭС Центра (10,29 млн. кВт) и в ОЭС Урала (12,5 млн. кВт, в т.ч. в Тюменской энергосистеме - 5,12 млн. кВт).

Развитие атомной энергетики на 2010-2016 года предполагается за счет установки новых энергоблоков на действующих АЭС, в т.ч.: на Калининской АЭС (1 000 МВт в 2012 году), Волгодонской АЭС (ВВЭР-1000 2010 году и ВВЭР-1100 в 2014 году), Белоярской АЭС (четвертый энергоблок типа БН-880 в 2014 году), а также сооружения новых АЭС. Сооружение АЭС на новых площадках предусматривается: в ОЭС Северо-Запада - Балтийской АЭС (с вводом первого энергоблока ВВЭР-1150 в 2016 году), Ленинградской АЭС-2 (предзамена выбывающих в 2018 и 2020 года энергоблоков по 1000 МВт на Ленинградской АЭС) с вводом в эксплуатацию первого энергоблока ВВЭР-1170 в 2013 году и второго энергоблока ВВЭР-1170 - в 2016 году, а также в ОЭС Центра - Нововоронежской АЭС-2 (первый и второй энергоблоки типа ВВЭР-1199 в 2013 и 2015 года).

Развитие гидроэнергетики на 2010-2016 года предполагается в наиболее перспективных по наличию гидроресурсов регионах страны - на Северном Кавказе и в Сибири, а также за счет развития гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) в европейской зоне России.

Вводы мощности на ГЭС ЕЭС России в период 2010-2016 года предусматриваются в объеме 3,52 млн. кВт.

Первоочередной задачей в предстоящий период является завершение строительства ГЭС, имеющих высокую степень готовности к вводу в эксплуатацию: Зарамагские ГЭС в ОЭС Юга (342 МВт до 2013 годы), Богучанская ГЭС в ОЭС Сибири (3000 МВт в 2010-2012 годы).

Значительные вводы ГЭС в европейской части России предусматриваются в ОЭС Юга, в том числе завершение сооружения Кашхатау ГЭС (65,1 МВт в 2010 году), Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (100 МВт в 2013 году), Зарамагской ГЭС-1 (342 МВт в 2013 году), Егорлыкской ГЭС-2 (14 МВт в 2010 году).

В европейской части России на 2010-2016 года предполагается развитие атомной энергетики и увеличивается потребность в маневренной мощности, предусматривается строительство Загорской ГАЭС-2 в Московской энергосистеме ОЭС Центра (по 420 МВт в 2012 и 2013 годах) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в Карачаево-Черкесской энергосистеме ОЭС Юга (140 МВт в 2013 году).

Наибольший объем вводов ГЭС намечается в ОЭС Сибири, где планируется завершение строительства Богучанской ГЭС (1000 МВт в 2010 году, 1000 МВт в 2011 году и 1000 МВт в 2012 году с достижением проектной установленной мощности 3000 МВт в 2012 году).

Развитие тепловой электроэнергетики на органическом топливе связано с внедрением энергосберегающих технологий производства электрической энергии (ПГУ и ГТУ) как при строительстве, так и при реконструкции генерирующих мощностей на газе и созданием оборудования с суперсверхкритическими параметрами острого пара на угле.

Строительство электростанций на основе парогазового цикла, техническое перевооружение существующих энергообъектов с применением парогазовых технологий является приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2016 году на 35,89 млн. кВт (16,9%) и составит 247,74 млн. кВт. В период 2010-2016 годов в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России возрастет доля АЭС с 11,1% до 13,2%, доля ГЭС незначительно снизится с 21,0% до 19,9%, доля ТЭС снизится с 67,9% до 66,9%.

Структура установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в период 2009-2016 годы представлена в таблице 4.6 и на рис. 4.5.

Таблица 4.6. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ЕЭС России	217453,8	222445,0	228707,3	236392,8	241430,4	245314,2	247742,0
АЭС	24266,0	24266,0	25266,0	27635,0	29615,0	30814,0	32717,0
ГЭС	44399,8	45499,9	46538,7	47043,2	47075,3	47133,1	47191,2
ГАЭС	1200,0	1200,0	1620,0	2180,0	2180,0	2180,0	2180,0
ТЭС	147578,4	151469,5	155273,0	159525,0	162550,5	165177,5	165644,2
в т.ч. ТЭЦ	82745,3	83943,4	85701,9	88352,9	90228,4	90335,4	90302,1
КЭС	64703,7	67396,7	69441,7	71042,7	72192,7	74712,7	75212,7
дизельные	107,4	107,4	107,4	107,4	107,4	107,4	107,4
детанд.-генер. уст.	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
НИЭ	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6
ОЭС Северо-Запада	22127,7	22720,9	23305,8	24562,8	24512,3	24612,3	26936,7
АЭС	5760,0	5760,0	5760,0	6930,0	6930,0	6930,0	9250,0
ГЭС	2916,7	2929,9	2942,8	2942,8	2942,8	2942,8	2947,2
ТЭС	13444,8	14024,8	14596,8	14683,8	14633,3	14733,3	14733,3
в т.ч. ТЭЦ	9583,8	9663,8	10235,8	10322,8	10272,3	10372,3	10372,3
КЭС	3806,3	4306,3	4306,3	4306,3	4306,3	4306,3	4306,3
дизельные	54,7	54,7	54,7	54,7	54,7	54,7	54,7
НИЭ	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2
ОЭС Центра	50624,3	51240,3	52837,3	56086,3	57011,3	58160,3	57569,3
АЭС	11834,0	11834,0	12834,0	14033,0	14033,0	15232,0	14815,0
ГЭС	638,4	648,4	648,4	658,4	658,4	668,4	668,4
ГАЭС	1200,0	1200,0	1620,0	2040,0	2040,0	2040,0	2040,0
ТЭС	36951,9	37557,9	37734,9	39354,9	40279,9	40219,9	40045,9
в т.ч. ТЭЦ	19962,4	20443,4	20605,4	22220,4	22865,4	22945,4	22911,4
КЭС	16967,5	17092,5	17107,5	17112,5	17392,5	17252,5	17112,5
детанд.-генер. уст.	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
ОЭС Средней Волги	25743,5	26026,0	26256,5	26098,0	26523,5	26520,0	26481,5
АЭС	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0
ГЭС	6801,0	6822,5	6838,0	6854,5	6865,0	6886,5	6908,0
ТЭС	14870,3	15131,3	15346,3	15171,3	15586,3	15561,3	15501,3
в т.ч. ТЭЦ	12564,3	12825,3	13040,3	12865,3	13280,3	13255,3	13195,3
КЭС	2306,0	2306,0	2306,0	2306,0	2306,0	2306,0	2306,0
НИЭ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ОЭС Юга	17866,4	18219,9	18740,4	20184,4	21306,0	21317,3	21738,5
АЭС	2000,0	2000,0	2000,0	2000,0	3100,0	3100,0	3100,0
ГЭС	5590,1	5621,6	5632,1	6095,1	6116,7	6128,0	6160,2
ГАЭС				140,0	140,0	140,0	140,0
ТЭС	10275,3	10597,3	11107,3	11948,3	11948,3	11948,3	12337,3
в т.ч. ТЭЦ	4409,1	4491,1	5001,1	5316,1	5316,1	5316,1	5305,1
КЭС	5866,2	6106,2	6106,2	6632,2	6632,2	6632,2	7032,2
НИЭ	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
ОЭС Урала	44210,1	45935,2	47305,7	48450,7	50834,7	52933,7	53345,4
АЭС	600,0	600,0	600,0	600,0	1480,0	1480,0	1480,0
ГЭС	1844,3	1853,3	1853,3	1853,3	1853,3	1853,3	1853,3
ТЭС	41763,6	43479,7	44850,2	45995,2	47499,2	49598,2	50009,9
в т.ч. ТЭЦ	16223,4	16399,5	16510,0	16695,0	17439,0	17278,0	17449,7
КЭС	25540,2	27080,2	28340,2	29300,2	30060,2	32320,2	32560,2
НИЭ	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2
в т.ч. Тюменская энергосистема	12469,9	13619,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9	16719,9
ТЭС	12469,9	13619,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9	16719,9
в т.ч. ТЭЦ	2394,2	2394,2	2394,2	2394,2	2804,2	2804,2	2804,2
КЭС	10075,7	11225,7	12085,7	12495,7	12495,7	13915,7	13915,7
ОЭС Сибири	47587,4	49012,3	50977,2	51481,2	51523,2	52076,2	51976,2
ГЭС	23269,3	24284,2	25284,1	25299,1	25299,1	25314,1	25314,1
ТЭС	24318,1	24728,1	25693,1	26182,1	26224,1	26762,1	26662,1
в т.ч. ТЭЦ	16154,0	16264,0	16429,0	16808,0	16740,0	16878,0	16778,0
КЭС	8118,5	8418,5	9218,5	9328,5	9438,5	9838,5	9838,5
дизельные	45,6	45,6	45,6	45,6	45,6	45,6	45,6
ОЭС Востока	9163,8	9159,8	9153,8	9398,8	9588,8	9563,8	9563,8
ГЭС	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0
ТЭС	5823,8	5819,8	5813,8	6058,8	6248,8	6223,8	6223,8
в т.ч. ТЭЦ	3848,3	3856,3	3880,3	4125,3	4315,3	4290,3	4290,3
КЭС	2099,0	2087,0	2057,0	2057,0	2057,0	2057,0	2057,0
дизельные	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1

VI. Балансы мощности и электрической энергии ОЭС и ЕЭС России на перспективный период 2010-2016 годы

На основе сопоставления прогнозируемой потребности в генерирующей мощности и изменения установленной мощности электростанций выполнен расчет балансов мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2010-2016 годы.

Балансы мощности по ОЭС Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга и Урала рассчитаны на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС. По ОЭС Сибири рассмотрены перспективные балансы мощности и на час совмещенного максимума в ЕЭС и на час прохождения собственного максимума ОЭС. Разница этих максимумов в ОЭС Сибири на уровне 2016 года составляет порядка 1,7 млн. кВт. Баланс мощности ОЭС Востока рассчитан по собственному максимуму потребления.

Эффект снижения зимнего максимума потребления ЕЭС из-за разновременности максимумов ОЭС на уровне 2016 года оценивается в размере 3,5 млн. кВт (без учета ОЭС Востока).

При прогнозируемом изменении потребления электрической энергии максимум нагрузки потребителей ЕЭС России возрастёт с ожидаемого 151,5 млн. кВт в 2010 году до 177,3 млн. кВт на уровне 2016 года.

Экспортные поставки из ЕЭС России на уровне 2010 года планируются в объеме 6,2 млн. кВт/21,1 млрд. , в 2016 году - 6,8 млн. кВт/24,4 млрд. (по электрической энергии - сальдо экспорта-импорта).

Нормативный резерв мощности ЕЭС России составляет 16,4% от максимума нагрузки, нормативный резерв мощности по европейской части ЕЭС - 17%, ОЭС Сибири - 12%, ОЭС Востока - 22%. За рассматриваемый период 2010-2016 годы суммарно по ОЭС величина резерва возрастет на 4,4 млн. кВт и составит, 24,8 млн. кВт в 2010 году и 29,2 млн. кВт в 2016 году.

Величина прогнозируемых ограничений мощности на электростанциях и неиспользуемой мощности нетрадиционных источников электроэнергии по ЕЭС России оценивается в размере 24,7 млн. кВт в 2010 году и 22,4 млн. кВт в 2016 году.

Суммарно потребность в генерирующей мощности по ЕЭС России в 2010 году составляет 207,2 млн. кВт с ростом к 2016 году до 235,7 млн. кВт.

При расчетах балансов мощности учтены также следующие дополнительные факторы:

- ограничение мощности при вводе генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума нагрузки ("вводы 4-го квартала");

- наличие в отдельные годы "запертой" мощности в ряде регионов, которая из-за отсутствия или недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС.

Прогноз вводов 4-го квартала после прохождения зимнего максимума на 2010-2016 года сформирован по данным генерирующих компаний и составляет от 2,0 до 5,5 млн. кВт или 36-64% от годового ввода.

Наличие избытков мощности в ряде энергосистем при отсутствии или недостаточной пропускной способности их внешних электрических связей приводит к наличию "запертой" мощности. В 2010-2016 годах прогнозируется наличие "запертой" мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада, в Коми, Архангельской и Кольской энергосистемах. Величина "запертой" мощности в 2010 г. оценивается в размере 0,7 млн. кВт и снижается к 2016 году до 0,4 млн. кВт. Избытки мощности ОЭС Востока представлены как дополнительный местный резерв мощности, хотя в результате слабых электрических связей и отсутствия параллельной работы с ЕЭС также могут быть отнесены к "запертой" мощности в ЕЭС России.

Величина мощности, не участвующей в балансе на час прохождения максимума потребления в результате названных дополнительных факторов ("запертая мощность" и "вводы 4-го квартала"), по ЕЭС России достигает в отдельные годы 2,6-6,1 млн. кВт, что составляет 1,2-2,5% от установленной мощности электростанций.

В результате, необходимая для обеспечения балансов установленная мощность электростанций ЕЭС России оценивается 211,5 млн. кВт на уровне 2010 года и 238,8 млн. кВт на уровне 2016 года.

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей за период 2010-2016 годы (глава 4) возрастет с отчетной величины 211,8 млн. кВт в 2009 году на 35,8 млн. кВт и составит 247,7 млн. кВт в 2016 году. В структуре установленной мощности за период доля АЭС увеличится с 11,1% в 2009 году до 13,2% в 2016 году, доля мощности ГЭС (с ГАЭС и НИЭ) снизится с 21,0% до 19,9% в 2016 году, доля ТЭС - с 67,9% до 66,9% в 2016 году.

При ожидаемом изменении потребления электрической энергии и вводах генерирующих мощностей баланс мощности ЕЭС в период 2010-2016 годы является избыточным. Покрытие нагрузки будет производиться с фактическим превышением величины нормативного резерва.

В период 2010-2016 годы баланс мощности по ЕЭС России в целом складывается с превышением нормативного резерва на 3,8-8,7% (избытки мощности изменяются в диапазоне от 6,0 млн. кВт в 2010 г. до 8,9 млн. кВт к 2016 г.).

Баланс мощности по европейской части ЕЭС России складывается также с превышением нормативного резерва на 4,0-9,3% (избытки мощности изменяются в диапазоне от 4,9 млн. кВт в 2010 г. до 7,9 млн. кВт к 2016 г.).

Вместе с тем, учитывая систематические переносы сроков ввода электростанций и электросетевых объектов, следует отметить, что избытки мощности являются вероятностной величиной и могут существенно сократиться.

Наличие дополнительной резервной мощности может служить базой для проведения генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования, а также надежного функционирования ЕЭС в условиях формирующегося конкурентного рынка мощности и электрической энергии.

В рамках формирования генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования рекомендуется дополнительно к демонтажу оборудования, предложенного генерирующими компаниями, рассматривать вывод из эксплуатации оборудование:

- находящееся в состоянии длительной консервации (учтено в балансах электрической энергии и мощности согласно предложениям ОАО "СО ЕЭС" по выводу из эксплуатации оборудования находящегося в холодном резерве/консервации более одного календарного года);

- удовлетворяющее одновременно двум критериям - введенное в эксплуатацию до 1960 года и имеющее низкие параметры свежего пара (менее 90 ).

При этом для принятия решения о возможности вывода из эксплуатации оборудования необходимо учитывать следующие факторы:

- обеспечение надежного тепло- и электроснабжения потребителей в соответствующем энергоузле (энергорайоне);

- необходимость продолжения эксплуатации распределительного устройства электростанции;

- обеспечение поддержания требуемых уровней напряжения (необходимость продолжения эксплуатации части генерирующего оборудования в режиме синхронных компенсаторов или обеспечения ввода новых сетевых элементов, позволяющих поддерживать требуемые режимы производства/потребления реактивной мощности);

- необходимость пересмотра ранее выданных технических условий на присоединение новых потребителей.

Перспективные балансы мощности по ОЭС на период 2010-2016 годы приведены в Приложении 2, сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по европейской зоне ЕЭС России в таблицах 5.1 - 5.3. Кроме того, в Приложении 3 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2010-2016 годы.

При прогнозируемой потребности в ОЭС Северо-Запада баланс мощности на уровне 2010 года складывается с дефицитом порядка 2 млн. кВт, в том числе около 0,4 млн. кВт в Калининградской энергосистеме до ввода второго энергоблока на Калининградской ТЭЦ-2. В период 2011-2013 годы и на уровне 2016 года дефицит мощности в ОЭС Северо-Запада оценивается 0,6-0,8 млн. кВт, покрытие которого может быть обеспечено за счет получения мощности из ОЭС Центра. В 2014-2015 годы ОЭС Северо-Запада практически самобалансируется.

В балансах мощности ОЭС Юга до 2015 года ожидается дефицит мощности в размере 0,4-0,9 млн. кВт, покрытие которого будет обеспечиваться за счет получения мощности из ОЭС Центра и Средней Волги. В 2015-2016 годы баланс мощности ОЭС Юга самобалансируется.

В ОЭС Центра, Средней Волги и Урала при заданном развитии электростанций балансы мощности в период 2010-2016 годы складываются с превышением нормативного резерва. При этом переток мощности и электрической энергии из ОЭС Центра в ОЭС Средней Волги в размере порядка 0,7-1,0 млн. кВт / 5,0-6,5 млрд  определяется дефицитом Нижегородской энергосистемы, большая доля которого покрывается из ОЭС Центра.

Таблица 5.1. Баланс мощности ЕЭС России

		2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Потребление электрической энергии	млн. кВт х ч	959088,0	979731,0	1009144,0	1043757,0	1069043,0	1105759,0	1148335,0
Рост потребления электрической энергии	%	2,0	2,2	3,0	3,4	2,4	3,4	3,9
Максимум, совмещенный с ЕЭС	тыс. кВт	151534,0	154211,0	158095,0	162790,0	166260,0	171103,0	177325,0
Число часов использования максимума	час	6329	6353	6383	6412	6430	6463	6476
Экспорт мощности	тыс. кВт	6200,0	6500,0	6540,0	6580,0	6620,0	6800,0	6800,0
в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	6200,0	6500,0	6540,0	6580,0	6620,0	6800,0	6800,0
Нормируемый резерв мощности	тыс. кВт	24811,0	25443,0	26064,0	26782,0	27325,0	28128,0	29161,0
Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	16,4	16,5	16,5	16,5	16,4	16,4	16,4
Ограничения мощности на конец года	тыс. кВт	24696,8	24615,3	24635,2	21622,4	22169,2	22001,0	22412,3
Недоиспольз. мощн. НИЭ	тыс. кВт	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ИТОГО потребность	тыс. кВт	207247,8	210775,3	215340,2	217780,4	222380,2	228038,0	235704,3
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года	тыс. кВт	217453,8	222445,0	228707,3	236392,8	241430,4	245314,2	247742,0
АЭС	тыс. кВт	24266,0	24266,0	25266,0	27635,0	29615,0	30814,0	32717,0
ГЭС	тыс. кВт	45599,8	46699,9	48158,7	49223,2	49255,3	49313,1	49371,2
ТЭС	тыс. кВт	147578,4	151469,5	155273,0	159525,0	162550,5	165177,5	165644,2
нетрадиционные	тыс. кВт	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6
Вводы мощности 4-го кв.	тыс. кВт	3502,0	2003,3	3133,1	5474,8	3980,0	4049,0	2705,0
Запертая мощность	тыс. кВт	720,0	640,0	620,0	600,0	600,0	540,0	400,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки	тыс. кВт	213231,8	219801,7	224954,2	230318,0	236850,4	240725,2	244637,0
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	тыс. кВт	5984,0	9026,4	9614,0	12537,6	14470,2	12687,2	8932,7
Импорт мощности	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности	тыс. кВт
Передача мощности	тыс. кВт
Исключение из участия в балансе Николаевской ТЭЦ	тыс. кВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	тыс. кВт	5853,4	8895,8	9483,4	12407,0	14339,6	12556,6	8802,1
Фактический резерв мощности	тыс. кВт	30664,4	34338,8	35547,4	39189,0	41664,6	40684,6	37963,1
То же в % к суммарному максимуму	%	20,2	22,3	22,5	24,1	25,1	23,8	21,4

Примечание: в сводном балансе по ЕЭС ОЭС Сибири учтена на совмещенный максимум, ОЭС Востока - на собственный максимум

Таблица 5.2. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока

		2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Потребление электрической энергии	млн. кВт х ч	930228,0	950168,0	978501,0	1012190,0	1036541,0	1071779,0	1112462,0
Рост потребления электрической энергии	%	2,0	2,1	3,0	3,4	2,4	3,4	3,8
Максимум, совмещенный с ЕЭС	тыс. кВт	146373,0	148966,0	152667,0	157206,0	160519,0	165111,0	171015,0
Число часов использования максимума	час	6355	6378	6409	6439	6457	6491	6505
Экспорт мощности	тыс. кВт	5900,0	5900,0	5900,0	5900,0	5900,0	6050,0	6050,0
в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	5900,0	5900,0	5900,0	5900,0	5900,0	6050,0	6050,0
Нормируемый резерв мощности	тыс. кВт	23674,0	24290,0	24869,0	25554,0	26062,0	26809,0	27773,0
Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	16,2	16,3	16,3	16,3	16,2	16,2	16,2
Ограничения мощности на конец года	тыс. кВт	23449,8	23371,3	23394,2	20289,4	20792,2	20600,0	20907,3
Недоиспольз. мощн. НИЭ	тыс. кВт	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ИТОГО потребность	тыс. кВт	199402,8	202533,3	206836,2	208955,4	213279,2	218576,0	225751,3
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года	тыс. кВт	208159,4	213154,6	219422,9	226863,4	231711,0	235619,8	238047,6
АЭС	тыс. кВт	24266,0	24266,0	25266,0	27635,0	29615,0	30814,0	32717,0
ГЭС	тыс. кВт	42259,8	43359,9	44818,7	45883,2	45915,3	45973,1	46031,2
ТЭС	тыс. кВт	141624,0	145519,1	149328,6	153335,6	156171,1	158823,1	159289,8
нетрадиционные	тыс. кВт	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6
Вводы мощности 4-го кв.	тыс. кВт	3502,0	2003,3	3133,1	5474,8	3980,0	4049,0	2705,0
Запертая мощность	тыс. кВт	720,0	640,0	620,0	600,0	600,0	540,0	400,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки	тыс. кВт	203937,4	210511,3	215669,8	220788,6	227131,0	231030,8	234942,6
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	тыс. кВт	4534,6	7978,0	8833,6	11833,2	13851,8	12454,8	9191,3
Импорт мощности	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности	тыс. кВт
Передача мощности	тыс. кВт
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	тыс. кВт	4534,6	7978,0	8833,6	11833,2	13851,8	12454,8	9191,3
Фактический резерв мощности	тыс. кВт	28208,6	32268,0	33702,6	37387,2	39913,8	39263,8	36964,3
То же в % к суммарному максимуму	%	19,3	21,7	22,1	23,8	24,9	23,8	21,6

Примечание: в сводном балансе по ЕЭС ОЭС Сибири учтена на совмещенный максимум

Таблица 5.3. Баланс мощности европейской зоны ЕЭС России

		2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Потребление электрической энергии	млн. кВт х ч	726073,0	740138,0	760129,0	779365,0	794737,0	824845,0	859824,0
Рост потребления электрической энергии	%	2,1	1,9	2,7	2,5	2,0	3,8	4,2
Максимум, совмещенный с ЕЭС	тыс. кВт	116432,0	118180,0	120825,0	123422,0	125535,0	129454,0	134552,0
Число часов использования максимума	час	6236	6263	6291	6315	6331	6372	6390
Экспорт мощности	тыс. кВт	5700,0	5700,0	5700,0	5700,0	5700,0	5850,0	5850,0
в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	5700,0	5700,0	5700,0	5700,0	5700,0	5850,0	5850,0
Нормируемый резерв мощности	тыс. кВт	19901,0	20422,0	20869,0	21309,0	21666,0	22330,0	23191,0
Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0
Ограничения мощности на конец года	тыс. кВт	10495,7	10629,7	10756,0	11164,0	11317,8	11126,6	11434,9
Недоиспольз. мощн. НИЭ	тыс. кВт	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ИТОГО потребность	тыс. кВт	152534,7	154937,7	158156,0	161601,0	164224,8	168766,6	175033,9
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года	тыс. кВт	160572,0	164142,3	168445,7	175382,2	180187,8	183543,6	186071,4
АЭС	тыс. кВт	24266,0	24266,0	25266,0	27635,0	29615,0	30814,0	32717,0
ГЭС	тыс. кВт	18990,5	19075,7	19534,6	20584,1	20616,2	20659,0	20717,1
ТЭС	тыс. кВт	117305,9	120791,0	123635,5	127153,5	129947,0	132061,0	132627,7
нетрадиционные	тыс. кВт	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6
Вводы мощности 4-го кв.	тыс. кВт	2405,1	1455,0	1943,8	5084,8	3870,0	3929,0	2705,0
Запертая мощность	тыс. кВт	720,0	640,0	620,0	600,0	600,0	540,0	400,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки	тыс. кВт	157446,9	162047,3	165881,9	169697,4	175717,8	179074,6	182966,4
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	тыс. кВт	4912,2	7109,6	7725,9	8096,4	11493,0	10308,0	7932,5
Импорт мощности	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности	тыс. кВт
Передача мощности в ОЭС Сибири	тыс. кВт	400,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	тыс. кВт	4512,2	6909,6	7525,9	7896,4	11293,0	10108,0	7732,5
Фактический резерв мощности	тыс. кВт	24413,2	27331,6	28394,9	29205,4	32959,0	32438,0	30923,5
То же в % к суммарному максимуму	%	21,0	23,1	23,5	23,7	26,3	25,1	23,0

В Тюменской энергосистеме дефицит резервной мощности на час прохождения собственного максимума ожидается на уровне 2010-2012 годы и оценивается порядка 1,3 млн. кВт в 2010 году, снижаясь к 2012 году до 0,1 млн. кВт. Покрытие дефицита может быть обеспечено из избыточных энергосистем ОЭС Урала. В последующий период до 2016 года Тюменская энергосистема при заданном развитии электростанций самобалансируется с незначительными избытками 0,1-0,7 млн. кВт.

Для надежного электроснабжения потребителей на территории Тюменской энергосистемы предусмотрен ввод мощности 5121 МВт за период 2010-2016 годы, в том числе на ТЭС в Тарко-Сале (2хПГУ-300).

В балансе мощности ОЭС Сибири в 2010 году на час прохождения максимума нагрузки ЕЭС дефицит резервной мощности составит 0,4 млн. кВт, с 2011 года ОЭС Сибири становится избыточной. На час прохождения собственного максимума дефицит мощности в 2010 году достигает 1,9 млн. кВт, и может быть частично покрыт из ЕЭС России по линии Томск-Нижневартовск (порядка 0,2 млн. кВт) и по электрическим связям Урал-Казахстан-Сибирь (порядка 1,0 млн. кВт). В рассматриваемый период 2010-2016 годы планируется восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, строительство Богучанской ГЭС и ввод около 2,6 млн. кВт на тепловых электростанциях. При принятом развитии электростанций дефицит мощности в ОЭС Сибири на час собственного максимума будет сокращаться и составит в период 2011-2012 годы 0,4-0,6 млн. кВт, в 2013-2015 годы баланс мощности ОЭС Сибири будет складываться с избытком, но к 2016 году возможно возникновение дефицита 0,5 млн. кВт.

Баланс мощности ОЭС Востока до 2015 года складывается с превышением нормативного резерва (22%) на 1,7-18%. К 2016 году в ОЭС Сибири баланс складывается с дефицитом мощности в размере около 0,3 млн. кВт. Из чего следует, что для обеспечения экспортных поставок в рамках 1 этапа широкомасштабного экспорта в Китай на уровне 2016 г. потребуется ввод дополнительных экспортно-ориентированных генерирующих мощностей, в качестве которых может рассматриваться Хабаровская ПГУ, мощностью 400 МВт.

Балансы электрической энергии по ЕЭС и ОЭС России сформированы с учетом следующих расчетных условий:

- выработка электрической энергии по гидроэлектростанциям учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет на маловодные условия;

- выработка атомных электростанций определена по предложениям ОАО "Концерн Энергоатом" по прогнозу выработки электрической энергии на действующих АЭС в 2010-2020 годы, а также в соответствии со Сценарными условиями для расчёта прогнозных показателей работы атомных станций. Годовое число использования располагаемой мощности АЭС при их базисной и эффективной загрузке составило в ЕЭС в рассматриваемый период 6 900-7 300 часов (в первый год эксплуатации энергоблока на АЭС - 3 500 часов).

Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России приведена в таблице 5.4.

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России возрастет на 219,8 млрд. : с 957,1 млрд  в 2009 году до 1 176,9 млрд. в 2016 году. Прирост выработки будет обеспечен на 25% от АЭС, 67% от ТЭС и около 8% от ГЭС и НИЭ.

Таблица 5.4. Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России

ОЭС	Единицы измерения	ФАКТ				ПРОГНОЗ
		2009 г.				2010 г.				2012 г.				2016 г.
		АЭС	ГЭС	ТЭС	Всего	АЭС	ГЭС	ТЭС	Всего	АЭС	ГЭС	ТЭС	Всего	АЭС	ГЭС	ТЭС	Всего
Северо-Запада	млрд. кВт х ч	36,4	14,0	47,2	97,6	39,2	12,3	49,9	101,3	42,7	12,2	53,1	108,1	48,7	12,2	54,1	115,0
	%	37,3	14,3	48,4	100,0	38,7	12,1	49,2	100,0	39,5	11,3	49,2	100,0	42,3	10,6	47,0	100,0
Центра	млрд. кВт х ч	83,1	4,1	137,6	224,8	81,8	3,4	147,6	232,7	87,0	3,6	145,1	235,7	106,5	4,4	160,7	271,6
	%	37,0	1,8	61,2	100,0	35,1	1,4	63,4	100,0	36,9	1,5	61,6	100,0	39,2	1,6	59,2	100,0
Средней Волги	млрд. кВт х ч	31,7	22,7	55,4	109,8	30,5	19,9	52,0	102,4	29,2	19,9	54,7	103,9	30,1	19,9	66,0	116,0
	%	28,9	20,7	50,5	100,0	29,8	19,5	50,8	100,0	28,1	19,2	52,7	100,0	25,9	17,2	56,9	100,0
Юга	млрд. кВт х ч	8,3	20,8	40,2	69,3	11,2	20,1	46,9	78,3	14,8	20,4	50,5	85,8	23,6	21,7	56,3	101,6
	%	12,0	30,0	58,0	100,0	14,3	25,7	60,0	100,0	17,3	23,8	58,9	100,0	23,2	21,3	55,4	100,0
Урала	млрд. кВт х ч	4,0	5,9	223,1	233,0	3,6	4,9	232,1	240,6	4,0	4,9	243,4	252,3	10,6	4,9	267,9	283,4
	%	1,7	2,5	95,8	100,0	1,5	2,0	96,5	100,0	1,6	1,9	96,5	100,0	3,7	1,7	94,5	100,0
в т.ч. Тюменская	млрд. кВт х ч	0,0	0,0	83,8	83,8	0,0	0,0	85,5	85,5	0,0	0,0	88,7	88,7	0,0	0,0	97,6	97,6
энергосистема	%	0,0	0,0	100,0	100,0	0,0	0,0	100,0	100,0	0,0	0,0	100,0	100,0	0,0	0,0	100,0	100,0
Европейская часть ЕЭС	млрд. кВт х ч	163,5	67,5	503,5	734,5	166,3	60,5	528,4	755,3	177,7	61,1	546,9	785,7	219,5	63,1	605,1	887,7
	%	22,3	9,2	68,6	100,0	22,0	8,0	70,0	100,0	22,6	7,8	69,6	100,0	24,7	7,1	68,2	100,0
Сибири	млрд. кВт х ч	0,0	89,0	104,4	193,4	0,0	81,3	116,1	197,4	0,0	101,0	114,6	215,6	0,0	108,8	140,0	248,8
	%	0,0	46,0	54,0	100,0	0,0	41,2	58,8	100,0	0,0	46,9	53,1	100,0	0,0	43,7	56,3	100,0
Востока	млрд. кВт х ч	0,0	10,3	18,9	29,2	0,0	12,0	18,1	30,1	0,0	12,0	22,5	34,5	0,0	12,0	28,4	40,4
	%	0,0	35,3	64,7	100,0	0,0	39,9	60,1	100,0	0,0	34,8	65,2	100,0	0,0	29,7	70,3	100,0
ЕЭС России всего	млрд. кВт х ч	163,5	166,8	626,8	957,1	166,3	153,8	662,6	982,7	177,7	174,1	684,0	1035,8	219,5	183,9	773,5	1176,9
	%	17,1	17,4	65,5	100,0	16,9	15,7	67,4	100,0	17,2	16,8	66,0	100,0	18,7	15,6	65,7	100,0

В таблице 5.5 приведена укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период:

Таблица 5.5. Укрупнённая структура производства электрической энергии в ЕЭС России

	Единицы измерения	Выработка эл. энергии 2009 г.	Прирост за 2010-2016	Выработка э/э 2016 г.
Всего, в т.ч.	млрд. кВт х ч	957,1	219,8	1176,9
	%	100,0	100,0	100,0
АЭС	млрд. кВт х ч	163,5	56,0	219,5
	%	17,1	25,5	18,7
ГЭС и НИЭ	млрд. кВт х ч	166,8	17,1	183,9
	%	17,4	7,8	15,6
ТЭС	млрд. кВт х ч	626,8	146,7	773,5
	%	65,5	66,7	65,7

В прогнозируемой структуре производства электрической энергии ЕЭС доля АЭС увеличится с 16,9% в 2010 году до 18,7% в 2016 году, доля ГЭС снизится с 15,7% до 15,6%, а доля ТЭС с 67,4% до 65,7% (таблица 5.4).

В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в период 2010-2016 годы обеспечивается при следующих годовых числах часов использования располагаемой мощности (таблица 5.6, с округлением):

Таблица 5.6. Число часов использования мощности электростанций ЕЭС России

	Годовое число часов использования располагаемой мощности электростанций ЕЭС
	ФАКТ		ПРОГНОЗ
	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
АЭС	6900	7000	6900	7100	7000	7300	7100	7100	7200
ТЭС	5100	4600	4700	4600	4600	4600	4600	4700	4800

Перспективные балансы электрической энергии по ОЭС на период 2010-2016 годы приведены в Приложении 4, сводный баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 5.7. Кроме того, в Приложении 5 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2010-2016 годы.

Схемы балансовых перетоков мощности на час прохождения зимнего максимума нагрузки ЕЭС и электрической энергии за год между ОЭС в период 2010-2016 годы представлены на рисунках 5.1 - 5.2.

Таблица 5.7. Баланс электрической энергии ЕЭС России

Наименование	Единицы измерения	ФАКТ		ПРОГНОЗ
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Потребление электрической энергии	млрд. кВт х ч	987,11	940,25	959,088	979,731	1009,144	1043,757	1069,043	1105,759	1148,335
Заряд ГАЭС	млрд. кВт х ч	2,58	2,58	2,580	2,580	2,950	3,419	4,200	4,200	4,200
Экспорт	млрд. кВт х ч	29,23	27,49	22,070	24,470	24,695	24,920	25,145	25,370	25,370
Импорт	млрд. кВт х ч	12,38	13,21	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020
Потребность в электрической энергии	млрд. кВт х ч	1006,54	957,11	982,718	1005,761	1035,769	1071,076	1097,368	1134,309	1176,885
Производство электрической энергии - всего	млрд. кВт х ч	1006,54	957,11	982,718	1005,761	1035,769	1071,076	1097,368	1134,309	1176,885
ГЭС	млрд. кВт х ч	156,61	166,76	153,847	168,823	174,083	179,423	183,896	183,896	183,896
АЭС	млрд. кВт х ч	162,46	163,52	166,300	172,100	177,700	185,300	195,100	210,500	219,500
ТЭС - всего	млрд. кВт х ч	687,47	626,83	662,564	664,831	683,979	706,346	718,365	739,906	773,482
нетрадиционные	млрд. кВт х ч	0,01	0,01	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008
Располагаемая мощность - всего	МВт	195248,6	189849,2	196709,4	203780,8	210551,4	216995,0	223474,6	227262,6	230525,1
ГЭС	МВт	37145,1	30062,0	32938,0	35097,4	38042,3	40039,5	40513,0	40557,8	40633,2
АЭС	МВт	23411,0	23411,0	24231,0	24231,0	25231,0	25231,0	27600,0	29580,0	30362,0
ТЭС - всего	МВт	134684,1	136368,7	139532,9	144444,9	147270,6	151717,0	155354,1	157117,3	159522,4
нетрадиционные	МВт	8,4	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год	6940	6985	6863	7102	7043	7344	7069	7116	7229
ТЭС - всего	час/год	5104	4597	4748	4603	4644	4656	4624	4709	4849
нетрадиционные	час/год	643	720	1020	1020	1020	1020	1020	1020	1020

2011 год

2012 год

2013 год

Условные обозначения:

2014 год

2015 год

2016 год

Условные обозначения:

VII. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики (по электростанциям ЕЭC России) без учета децентрализованных источников

Прогноз потребности тепловых электростанций России в органическом топливе формируется, исходя из намечаемых уровней производства электрической и тепловой энергии (таблица 6.1).

Таблица 6.1. Производство электрической и тепловой энергии на ТЭС ЕЭС России в 2010-2016 годы

	ФАКТ		ПРОГНОЗ
	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Выработка эл. эн., млрд. кВт х ч	687,5	626,8	662,6	664,8	684	706,3	718,4	739,9	773,5
Выработка эл. эн., млрд. кВт х ч*	687,5	626,8	672	678,6	698,1	720,7	735,6	757,2	790,5
Отпуск тепла ТЭС, млн. Гкал	614,1	611,2	622,6	639,6	653,2	665,5	674,5	683,6	688,9

______________________________

* Вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях

При определении потребности электростанций в различных видах топлива учитывались режимы работы ТЭС, характеристики действующего и вводимого оборудования, виды установленного для ТЭС топлива, существующее состояние топливоснабжения.

Потребность в тепловой энергии рассчитана на основе прогнозов генерирующих компаний, полученных в 2008-2009 годы. Прирост отпуска тепла от ТЭС обусловлен как ростом потребления тепловой энергии, так и переключением нагрузок с котельных на ТЭЦ.

Сводная характеристика изменения спроса на органическое топливо тепловых электростанций ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) для рассматриваемого варианта представлена в таблице 6.2.

Таблица 6.2. Потребность тепловых электростанций ЕЭС России в органическом топливе в 2010-2016 годы

	ФАКТ		ПРОГНОЗ
	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Расход топлива, тыс.тут	303318	280381	293059	292349	297919	304917	307225	313960	323065
Газ	207090	192307	199410	200549	204831	207259	208211	213166	221338
Нефтетопливо	5324	5399	5123	4069	3853	3819	3798	3820	3874
Прочее топливо	9141	8477	8576	8824	8862	8852	8892	8949	9007
Уголь	81763	74198	79950	78907	80373	84987	86324	88026	88846

В варианте с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях дополнительно потребуется топлива в 2010 г. 3,5 млн. тут топлива (из них на ТЭС ОЭС Сибири 2,5 млн. тут, на ТЭС ОЭС Востока 1 млн. тут, в 2011-2012 годы 5,1 млн. тут (соответственно 4 млн. тут и 1,1 млн. тут), в 2013 г. 5,3 млн. тут (4,1 млн. тут и 1,2 млн. тут), в 2014-2016 годы 6,4 млн. тут (5 млн. тут и 1,4 млн. тут).

Характеристика потребности тепловых электростанций в различных видах органического топлива по ОЭС приведена в таблице 6.3.

Таблица 6.3. Потребность тепловых электростанций в органическом топливе по ОЭС в 2010-2016 годы

ОЭС	Годы	Расход топлива, тыс. тут	Газ	Нефте-топливо	Прочее топливо	Уголь
ОЭС Северо-Запада	2008	25286	18457	2415	1814	2600
	2009	24347	17743	2708	1484	2412
	2010	25512	18991	2422	1622	2477
	2011	25800	20122	1470	1715	2493
	2012	26059	20129	1484	1773	2674
	2013	26853	20849	1506	1813	2685
	2014	26346	20318	1510	1836	2682
	2015	25964	19895	1499	1862	2708
	2016	26604	20468	1506	1885	2745
ОЭС Центра	2008	64267	56245	443	3199	4381
	2009	58310	51351	391	2970	3598
	2010	58310	51351	391	2969	3598
	2011	61254	53758	401	2878	4216
	2012	60284	52854	372	3090	3967
	2013	58940	51564	349	2980	4047
	2014	58133	50626	311	2984	4212
	2015	58863	51174	296	3002	4392
	2016	63622	55476	317	3026	4804
ОЭС Средней Волги	2008	31872	30947	810	51	64
	2009	29020	28043	846	54	77
	2010	27690	26794	767	51	77
	2011	28159	27258	773	51	77
	2012	29071	28214	729	51	77
	2013	29074	28231	716	50	77
	2014	29876	29013	734	51	77
	2015	31458	30569	760	52	77
	2016	33360	32437	789	55	78
ОЭС Юга	2008	18376	15823	308	31	2213
	2009	16827	14635	206	28	1958
	2010	19030	16441	222	30	2337
	2011	18684	16224	178		2282
	2012	19690	17254	176		2260
	2013	20741	17996	176		2569
	2014	20620	18054	165		2401
	2015	21327	18646	173		2508
	2016	20688	18161	163		2365
ОЭС Урала	2008	97094	79935	696	1698	14765
	2009	91357	74968	676	1615	14098
	2010	95023	77627	671	1645	15080
	2011	95422	78036	670	1645	15071
	2012	97327	79998	670	1645	15014
	2013	98484	80937	671	1645	15232
	2014	98529	81774	671	1645	14439
	2015	99978	83367	682	1645	14284
	2016	100944	84701	681	1645	13918
ОЭС Сибири	2008	56550	4038	346	2349	49817
	2009	51118	4051	292	2326	44449
	2010	55516	4174	347	2348	48647
	2011	53730	3989	341	2323	47077
	2012	55124	4131	354	2341	48297
	2013	59345	4438	362	2364	52182
	2014	61786	5155	366	2376	53889
	2015	63719	5701	375	2388	55254
	2016	64525	6044	384	2396	55701
ОЭС Востока	2008	9873	1644	307		7923
	2009	9403	1517	280		7607
	2010	9034	1625	293		7115
	2011	10271	2066	265		7940
	2012	10827	2528	79		8220
	2013	11480	3245	39		8195
	2014	11934	3271	39		8624
	2015	12650	3815	34		8801
	2016	13322	4051	35		9236

VIII. Требования к развитию средств диспетчерского и технологического управления, систем противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики

8.1. Принятые сокращения

АДВ	автоматическая дозировка (управляющих) воздействий
АЛАР	автоматическая ликвидация асинхронного режима
АОПН	автоматическое ограничения повышения напряжения
АОПО	автоматическое ограничение перегрузки оборудования
АОПЧ	автоматическое ограничение повышения частоты
АОСН	автоматическое ограничение снижения напряжения
АОСЧ	автоматическое ограничение снижения частоты
АПВ	автоматическое повторное включение
АПНУ	автоматическое предотвращение нарушения устойчивости энергосистемы
АРН	автоматическое регулирование напряжения
АРПМ	автоматика разгрузки при перегрузке передачи по активной мощности
АРЧМ	автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности
АСУ ТП	автоматизированная система управления технологическим процессом подстанции, электростанции
АТ	автотрансформатор
АТС	автоматическая телефонная станция
АЧР	автоматика частотной разгрузки
ВОЛС	волоконная оптическая линия связи
ДЗЛ	дифференциальная защита линии
ДЗШ	дифференциальная защита сборных шин
ДФЗ	дифференциально-фазная защита
ЗНР	защита от неполнофазного режима
ИУ	исполнительное устройство противоаварийной автоматики
КЗ	короткое замыкание
КЛС	кабельная линия связи
КПР	контроль предшествующего режима
ЛЭП	линия электропередачи
ОАПВ	однофазное автоматическое повторное включение
ПА	противоаварийная автоматика
ПО	пусковой орган противоаварийной автоматики
САОН	специальная автоматика отключения нагрузки
СВ	секционный выключатель
СМПР	система мониторинга переходных режимов в энергосистеме
Т	трансформатор
ТАПВ	трехфазное автоматическое повторное включение
ТН	трансформатор напряжения
ТТ	трансформатор тока
УВ	управляющее воздействие
УПАСК	устройство передачи аварийных сигналов и команд
УРОВ	устройство резервирования отказа выключателей
УТАПВ	ускоренное трехфазное автоматическое повторное включение
УТМ	устройство телемеханики
ФОБ	фиксация отключения блока
ФОЛ	фиксация отключения линии
ФОТ	фиксация отключения трансформатора
ЦС	централизованная система
ЦСПА	централизованная система противоаварийной автоматики
ЧАПВ	частотное автоматическое повторное включение
ШР	шунтирующий реактор
ШСВ	шиносоединительный выключатель

8.2. При строительстве, реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных программой (схемой) развития ЕЭС России рекомендуется обеспечение:

- наблюдаемости и управляемости режимов работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;

- повышения надежности функционирования ЕЭС России путем создания (модернизации) систем противоаварийного и режимного управления

8.3. Для повышения наблюдаемости и управляемости ЕНЭС и объектов распределения электросетевого хозяйства организациями по управлению Единой национальной (общероссийской) электрической сетью, ОАО "Холдинг МРСК" и другими субъектами электроэнергетики планируется модернизация систем сбора и передачи информации (ССПИ).

8.4. Модернизация ССПИ предусматривается инвестиционными программами организаций по управлению Единой национальной (общероссийской) электрической сетью, сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ОАО "Холдинг МРСК" (далее - ДЗО ОАО "Холдинг МРСК"), и других субъектов электроэнергетики, а также документами организаций, определяющими техническую политику компаний в указанной сфере.

8.5. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2010-2016 годы планируется реализация следующих проектов по развитию систем противоаварийной и режимной автоматики:

- Создание системы ЦСПА нового поколения в ОЭС Востока;

- Создание иерархической системы АРЧМ в Европейской части ЕЭС России с подключением энергоблоков ТЭС и ГЭС от 100 МВт и более;

- Создание программно-аппаратных комплексов ЦС АРЧМ Востока и Сибири;

- Разработка проектов реконструкции и модернизации противоаварийной автоматики в операционных зонах филиалов Системного оператора Единой энергетической системы России (далее Системный Оператор) РДУ;

- Развитие ЦСПА ОЭС Юга путём установки трёх низовых устройств на ПС 500 кВ Тихорецк, ПС 500 кВ Шахты и ПС 500 кВ Чирюрт.

- Ввод ЦСПА ОЭС Сибири с интеграцией в него комплекса ПА ПС Итатская.

- Создание узлового комплекса на Саяно-Шушенской ГЭС.

- Модернизация узловых комплексов ПА на ПС Тагил и ПС Калино в связи с вводом ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ.

- Модернизация узлового комплекса ПА Калининской АЭС в связи с вводом четвёртого блока указанной АЭС.

- Модернизация ЦСПА ОЭС Урала и ЦСПА ОЭС Сибири в связи с вводом ВЛ 500 кВ Восход - Ишим - Курган.

8.6. При создании (модернизации) ССПИ и технологической связи, систем противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, в том числе, осуществляемом при строительстве (реконструкции) объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства, включенных в настоящую Программу, рекомендуется обеспечение следующих характеристик указанных систем технологического управления.

8.6.1. Рекомендации к противоаварийной автоматике, выполняющей функции системного значения.

8.6.1.1. Рекомендации к ПА в сети 330-750 кВ.

В системообразующей сети 330-750 кВ для обеспечения надёжности режимов работы и в целях повышения пропускной способности электрических сетей ЛЭП, а также оборудование электростанций и подстанций оснащаются устройствами ПА.

a) Устройства ПА на ЛЭП 330-750 кВ.

Для выполнения функций АПНУ на каждой ЛЭП устанавливаются следующие устройства ПА:

- ФОЛ (с каждой стороны ВЛ);

- УПАСК;

по необходимости:

- КПР;

- АРПМ.

Для выполнения автоматической ликвидации асинхронного полнофазного режима на каждой ЛЭП (со всех сторон) устанавливается устройство АЛАР, включающее в себя функции основного и резервного действия.

Дополнительно к указанным устройствам АЛАР по необходимости и при наличии обоснований устанавливаются резервные устройства АЛАР, выполненные на других принципах, и резервирующие устройство АЛАР не только данной ЛЭП, но и ЛЭП всего транзита.

Основное действие устройства АЛАР выполняется на первом цикле АР, иметь контроль изменения знака активной мощности, контроль электрического центра качаний, а также может иметь фиксацию знака скольжения. Зона основного действия не должна выходить за пределы защищаемой ЛЭП.

Резервное действие устройства АЛАР выполняется на принципе отсчета определенного числа циклов АР.

В дополнение к устройствам АЛАР, указанным в п. 3.2.1.2 настоящих Общих требований, при наличии режимных обоснований на отдельных объектах электроэнергетики возможна установка АЛАР неполнофазного режима.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду п. 8.6.1.2

Для выполнения функций автоматического ограничения повышения напряжения на ЛЭП (с каждой стороны) устанавливаются устройства АОПН, обеспечивающие защиту оборудования, установленного на ЛЭП, от повышенных уровней напряжения. Кроме того, в дополнение к АОПН устанавливаются устройства, действующие на отключение смежных присоединений при срабатывании АОПН ЛЭП и отказе выключателя ЛЭП (УРОВ АОПН).

Для выполнения функций АОПО на ЛЭП устанавливается устройство защиты от токовой перегрузки ЛЭП, обеспечивающее автоматическую разгрузку ЛЭП при значительных перегрузках по току путем разгрузки (отключения) генераторов и (или) отключения нагрузки потребителей.

Устройства АРПМ устанавливаются на отдельных ЛЭП (совокупности ЛЭП), на которые возможен наброс мощности по любым причинам. Устройство АРПМ нескольких ЛЭП (сечения) обеспечивает селективную работу с учетом потокораспределения активной мощности по отдельным ЛЭП.

б) Устройства ПА на АТ и ШР 330-750 кВ.

Для выполнения функций АПНУ на каждом АТ устанавливаются при необходимости следующие устройства ПА:

- ФОТ;

- КПР.

Для выполнения функций АОПО на АТ устанавливается устройство от перегрузки АТ с действием на сигнал и отключение нагрузки потребителей.

На ШР выполняются устройства автоматического отключения и включения ШР от устройств АОСН и АОПН, расположенных на том же объекте, где установлен ШР, или от УПАСК, принимающих команды аналогичных устройств с других объектов электроэнергетики.

в) Устройства ПА на энергоблоках ТЭС и АЭС, работающих в сети 220-750 кВ и гидрогенераторах (агрегатах) ГЭС (ГАЭС).

На блоках ТЭС и АЭС, работающих в сети 220-750 кВ, должны быть предусмотрены:

- импульсная разгрузка турбины (ИРТ);

- длительная разгрузка турбины (ДРТ);

- устройство отключения генераторов (ОГ);

- устройства фиксации отключения блока (ФОБ);

- при наличии парогазовых установок - устройства частотного пуска газовых турбин;

- АЛАР блока.

На ГЭС (ГАЭС) должны быть предусмотрены:

- устройство отключения гидрогенераторов (агрегатов) (ОГ);

- устройство автоматического пуска гидрогенераторов;

- устройства автоматической загрузки гидрогенераторов;

- устройства автоматического перевода гидрогенератора из режима синхронного компенсатора в активный режим.

8.6.1.2. Рекомендации к ПА в сети 110-220 кВ.

В сетях 110-220 кВ размещаются исполнительные устройства ПА, реализующие один из основных видов управляющих воздействий - отключение нагрузки потребителей. При этом ЛЭП 110-220 кВ используются как для организации каналов УПАСК для выдачи команд на отключение нагрузки, так и как элементы, которые отключаются от устройств ПА для снятия нагрузки.

На ЛЭП 110-220 кВ, шунтирующих связи более высокого напряжения, при отключении которых на ЛЭП 110-220 кВ может возникнуть асинхронный режим, требуется размещение устройств для его ликвидации.

Кроме того, в некоторых случаях ЛЭП 110-220 кВ охватываются комплексами АПНУ и комплексами централизованной разгрузки оборудования для предотвращения каскадного развития аварийной ситуации в энергосистеме.

a) Устройства ПА на ЛЭП 110-220 кВ.

При необходимости выполнения функций АПНУ или централизованной разгрузки оборудования для предотвращения каскадного развития аварийной ситуации на ЛЭП устанавливаются следующие устройства ПА:

- ФОЛ;

- УПАСК;

- КПР;

- АРПМ.

Если ЛЭП 110-220 кВ входят в сечение, где возможен асинхронный режим, то для выполнения функций АЛАР на ЛЭП 220 кВ устанавливаются устройства АЛАР, имеющие функции основного и резервного действия.

Основное действие устройства АЛАР осуществляется на первом цикле АР, иметь контроль изменения знака активной мощности, контроль электрического центра качаний.

Резервное действие устройства АЛАР выполняется на принципе отсчета определенного числа циклов АР. Пусковые органы могут выполняться на различных принципах, которые определяются на основе расчетов электрических режимов.

На ЛЭП 110 кВ устанавливаются либо устройства АЛАР, аналогичные устройствам для ЛЭП 220 кВ, либо простые делительные устройства, действующие без выдержки времени после отключения шунтирующей ее ЛЭП 220-750 кВ.

При необходимости, определяемой расчетами электрических режимов, для выполнения функций АОПН на ЛЭП 220 кВ устанавливаются устройства АОПН, обеспечивающие защиту оборудования, установленного на ЛЭП 220 кВ и прилегающих шинах, от повышенных уровней напряжения. Кроме того, устанавливается устройство, действующее при срабатывании АОПН ЛЭП и отказе выключателя ЛЭП на отключение смежных присоединений (УРОВ АОПН).

Для выполнения функций АОПО на ЛЭП 110-220кВ устанавливается устройство от перегрузки ЛЭП, обеспечивающее автоматическую разгрузку ЛЭП при значительных перегрузках по току или отключение перегружаемой ЛЭП.

Устройства АРПМ устанавливаются на отдельных ВЛ (совокупности ВЛ), на которые возможен наброс мощности по любым причинам. Устройство АРПМ нескольких ВЛ (сечения) обеспечивает селективную работу с учетом потокораспределения активной мощности по отдельным ВЛ.

б) Устройства ПА на подстанциях.

Для выполнения функций АОСЧ на подстанциях устанавливаются устройства АЧР.

Устройства АЧР действовуют на отключение ЛЭП 6-10-35-110 кВ, а в отдельных случаях и 220 кВ, питающих энергопринимающие устройства потребителей электрической энергии.

Для обеспечения возможности автоматического восстановления питания энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии после восстановления частоты устанавливаются устройства ЧАПВ, действующие на включение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, отключенных от АЧР.

Для выполнения функций АОСН и недопущения лавины напряжения на подстанциях электроэнергетических объектов устанавливаются устройства АСН.

Устройства АСН действуют на отключение ЛЭП 6-10-35-110 кВ, а в отдельных случаях и 220 кВ, питающих потребителей электрической энергии.

Для обеспечения быстрого восстановления питания потребителей после восстановления напряжения устанавливаются устройства АПВ после АСН.

Для реализации УВ от ПА, выполняющей функции системного значения, устанавливаются устройства САОН.

8.6.2. Рекомендации к устройствам АДВ на объектах электроэнергетики.

Устройства АДВ являются основными логическими элементами АПНУ энергосистемы, определяющими виды, объемы и места реализации УВ.

Подстанции или электростанции, на которых устанавливаются устройства АДВ, определяются проектом.

Устройства АДВ определяют УВ, обеспечивающие устойчивость энергоузла, а также определяют УВ централизованной разгрузки сети 110-220 кВ для предотвращения каскадных отключений.

Устройства АДВ имеют возможность работать в режиме удалённого контроллера (вынесенного устройства АДВ) централизованной системы противоаварийной автоматики верхнего уровня.

8.6.3. Рекомендации к режимной автоматике, выполняющей функции системного значения.

8.6.3.1. Общие рекомендации.

Режимная автоматика, выполняющая функции системного значения, реализовывает следующие функции в нормальном режиме:

- автоматического регулирования напряжения;

- автоматического регулирования частоты и активной мощности.

Для выполнения указанных функций генераторы, синхронные компенсаторы, статические компенсаторы, трансформаторы, автотрансформаторы энергосистемы должны иметь автоматические устройства, установка и эксплуатация которых осуществляются собственниками объектов электроэнергетики, на которых установлены устройства.

Принципы действия устройств режимной автоматики, выполняющей функции системного значения, их объем определяются при проектировании строительства или реконструкции объекта электроэнергетики и должны быть согласованы системным оператором.

Для регистрации электромеханических переходных процессов на электростанциях мощностью 500 и более МВт, подстанциях напряжением 500 кВ и выше, а в отдельных случаях по требованию системного оператора - на подстанциях 110-330 кВ устанавливаются регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР) в энергосистеме.

8.6.3.2. Рекомендации к устройствам режимной автоматики на электростанциях.

На электростанциях в зависимости от технических требований устанавливаются следующие автоматические устройства режимной автоматики системного значения:

- автоматический регулятор активной мощности на каждом генераторе;

- автоматический регулятор возбуждения на каждом генераторе;

- групповой регулятор активной мощности;

- групповой регулятор реактивной мощности.

На трансформаторах собственных нужд установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

На трансформаторах, автотрансформаторах связи с энергосистемой установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

На блочных трансформаторах при наличии технических обоснований предусмотрена установка устройств РПН.

8.6.3.3. Рекомендации к устройствам режимной автоматики на подстанциях.

На трансформаторах и автотрансформаторах установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

На синхронных и статических компенсаторах установлены автоматические регуляторы напряжения.

8.6.4. Рекомендации к релейной защите и автоматике.

8.6.4.1. Общие рекомендации.

РЗА элемента энергосистемы (ЛЭП и электрооборудования электростанций и подстанций) обеспечивают функции защиты с абсолютной селективностью и защиты с относительной селективностью (ступенчатые защиты) с обеспечением выполнения принципа дальнего резервирования.

РЗА каждого элемента энергосистемы включает устройства, выполненные, как правило, на разных принципах действия.

Устройства защиты и аппаратура связи, установленные на разных сторонах ЛЭП, аппаратно и функционально совместимы.

Обмен технологической информацией между устройствами РЗА, установленными на разных сторонах ЛЭП, осуществляется по специально выделенным каналам связи: высокочастотным, КЛС или ВОЛС. Аппаратура каналов связи обеспечивает требуемое быстродействие защиты.

Ступенчатые защиты от междуфазных КЗ и от КЗ на землю обеспечивают отключение КЗ на защищаемом элементе энергосистемы и в зоне дальнего резервирования.

Ступенчатые защиты от междуфазных КЗ и от КЗ на землю, имеют оперативное и автоматическое ускорение ступеней, охватывающих всю длину ЛЭП с необходимым коэффициентом чувствительности.

Дистанционные защиты имеют автоматическую блокировку ступеней, которые могут неправильно работать при качаниях в энергосистеме (блокировку при качаниях). Принцип действия блокировки при качаниях обеспечивает функционирование дистанционных защит при всех видах КЗ.

Защиты, использующие по принципу действия напряжения от измерительных трансформаторов напряжения, неисправность вторичных цепей которых может привести к неправильному действию защиты, блокируются при нарушении цепей напряжения.

Устройства РЗА по цепям напряжения переводятся на резервный ТН в случае неисправности основного ТН или его вторичных цепей. Резервирование цепей напряжения устройств РЗА ЛЭП 500 кВ и выше обеспечивается установкой двух трансформатора напряжения на каждой из сторон линии.

Отключение повреждения при действии защит и отказе выключателя элемента энергосистемы выполняется действием УРОВ на отключение выключателей, через которые может осуществляться подпитка места КЗ, и на запрет их АПВ.

УРОВ обеспечивет первоочередное действие на отключение отказавшего выключателя (на себя).

РЗА элемента энергосистемы ликвидирует длительный неполнофазный режим в энергосистеме, представляющий опасность для электрооборудования и недопустимый по условиям настройки РЗА сети.

АПВ обеспечивает автоматическое включение в работу отключенных от защит выключателей ЛЭП и электрооборудования, если автоматическая подача напряжения на них допускается и предусмотрена режимом работы энергосистемы.

Количество ТТ, вторичных обмоток и их классы точности обеспечивает раздельное подключение устройств РЗА и систем измерений и учёта.

Основная и резервные ступенчатые защиты или две основные защиты элемента энергосистемы питатаются от разных вторичных обмоток трансформаторов тока. Цепи тока этих защит прокладываются в разных кабелях.

Каждая защита, при наличии на выключателях двух электромагнитов отключения, действует на оба электромагнита отключения.

Защита не действовует на отключение ЛЭП и оборудования при снятии, подаче оперативного тока, а также при перерывах питания любой длительности и глубины снижения напряжения питания.

Функционирование защит, при наличии на объекте автоматизированной системы технологического управления (АСУ ТП), автономно и не зависет от состояния АСУ ТП. Интеграция РЗА в АСУ ТП осуществляется на уровне обмена информацией.

Система регистрации аварийных событий и процессов (РАС) обеспечивает сбор и передачу информации, достаточной для своевременного (оперативного) анализа аварийного процесса (информации о возникновении, протекании и ликвидации аварийного процесса, о фактической работе систем РЗА).

8.6.4.2. Релейная защита и АПВ ЛЭП 330кВ и выше:

На каждой стороне ЛЭП 330 кВ и выше устанавливлено не менее двух защит, каждая из которых обеспечивает отключение всех видов КЗ.

Три защиты от всех видов КЗ устанавливаются:

- на ЛЭП, отходящих от АЭС;

- на ЛЭП, при КЗ на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;

- на ЛЭП, при КЗ на которых и отказе быстродействующих защит отключение КЗ с выдержкой времени ступенчатыми защитами приводит к нарушению устойчивости.

Каждая защита ЛЭП обеспечивает функцию быстродействующей защиты от всех видов КЗ и обеспечивает действие на отключение поврежденной фазы при однофазных КЗ и на отключение трех фаз - при многофазных КЗ.

На каждой стороне ЛЭП как минимум одна из защит выполняет функцию ступенчатой защиты от всех видов КЗ .

Для защит с абсолютной селективностью выделяться независимый канал связи.

Для ликвидации неполнофазных режимов на ЛЭП предусматривается защита ЗНР, действующая на отключение 3-х фаз ЛЭП со всех сторон с запретом АПВ.

На каждой стороне ЛЭП 330 кВ и выше предусматривается автоматическое повторное включение (ОАПВ и ТАПВ). ОАПВ осуществляется при действии быстродействующих защит. ТАПВ обеспечивает возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и синхронного включения под нагрузку. Устройство ТАПВ следует предусматривать отдельно на каждый выключатель.

8.6.4.3. Автотрансформаторы (трансформаторы) 220 кВ и выше

На АТ (Т) устанавливаются защиты от внутренних, внешних КЗ и недопустимых режимов работы.

РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше включает основные защиты (дифференциальные и газовые) и резервные ступенчатые защиты от междуфазных КЗ и от КЗ на землю.

Два комплекта дифференциальных защит устанавливается на АТ (Т) 330 кВ и выше, а также на АТ (Т) 220 кВ мощностью 160 МВА и более.

На трансформаторах 110-220 кВ и АТ мощностью менее 160 МВА устанавливается один комплект дифференциальной защиты. Установка второго комплекта дифференциальной защиты обоснована недостаточной чувствительностью или недопустимым временем отключения резервными защитами трансформатора или защит смежных элементов при КЗ в зоне действия ДЗТ.

Ошиновка АТ (Т) 330 кВ и выше защищается двумя быстродействующими защитами.

На АТ (Т) 330 кВ и выше устанавливается отдельная дифференциальная защита ошиновки низшего напряжения токоограничивающего реактора, вольтодобавочного трансформатора обеспечена работа УРОВ выключателей высшего напряжения АТ (Т) при КЗ на стороне низшего напряжения.

Газовое реле защиты АТ (Т) и устройства РПН АТ (Т) от внутренних повреждений имеет по два контакта для каждой ступени (отключение и сигнализация).

Газовая защита АТ (Т) и устройства РПН АТ (Т) имеет устройство контроля изоляции цепей для каждой ступени.

Ступенчатые защиты устанавливаются на сторонах высшего и среднего напряжения АТ для обеспечения дальнего резервирования, а также для резервирования основных защит АТ. Ступенчатые защиты АТ согласовываются со ступенчатыми защитами элементов энергосистемы высшего и среднего напряжения, примыкающих к АТ.

Ступенчатые зашиты АТ обладают достаточной чувствительностью в пределах всей зоны дальнего резервирования. В противном случае выполняются мероприятия по усилению ближнего резервирования РЗА элементов энергосистемы, не имеющих дальнего резервирования.

На одиночно работающих Т 110-220 кВ можно использовать АПВ, когда отключение Т приводит к обесточению нагрузки потребителей.

8.6.4.4. РЗА ШР, УШР.

На ШР, УШР устанавливаются защиты от внутренних КЗ и недопустимых режимов работы.

На ШР, УШР предусматриваются два комплекта быстродействующих защит. В составе каждого комплекта существует продольная дифференциальная токовая защита и поперечная дифференциальная токовая защита.

На УШР устанавливаются защиты: обмотки управления, полупроводниковых преобразователей, компенсационной обмотки, промежуточного и заземляющего трансформаторов. Состав защит перечисленного электротехнического оборудования определяется типом УШР.

Газовое реле защиты ШР, УШР от внутренних повреждений имеют по два контакта для каждой ступени (отключение и сигнализация) для их отдельного использования.

Газовая защита ШР, УШР имеет устройство контроля изоляции цепей по каждой ступени.

8.6.4.5. РЗА сборных шин 110 кВ и выше

На сборных шинах 330 кВ и выше устанавливаются по два комплекта дифференциальных защит.

Для сборных шин 110-220 кВ предусматриваются отдельные устройства ДЗШ. Две защит шин 110 - 220 кВ устанавливаются по условию сохранения устойчивости нагрузки, обеспечения надёжной работы атомных станций, а также предотвращения нарушения технологии особо ответственных производств и обеспечения требований.

Для двойной системы шин с одним выключателем на элемент сети ДЗШ выполняется по схеме для фиксированного распределения присоединений. При этом в ДЗШ и УРОВ предусматривается возможность изменения фиксации при переводе элементов сети с одной системы шин на другую.

ДЗШ имеет контроль исправности токовых цепей, действующий с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

Выключатели элемента сети должны входить в зону ДЗШ.

При наличии ТТ с двух сторон выключателя, выключатель входит в зону действия ДЗШ и защит элемента сети.

Предусмотрена возможность выполнения АПВ шин.

8.6.4.6. УРОВ 110 кВ и выше

УРОВ 330-750 кВ предусматривает отдельно для каждого выключателя с возможностью независимого обслуживания каждого устройства.

УРОВ 110-220 кВ выполняет как одно устройство на систему шин, секцию, распределительное устройство или отдельно для каждого выключателя, что дает возможность независимого обслуживания каждого устройства.

В УРОВ 110 - 220 кВ следует предусматривать возможность изменения фиксации при переводе присоединения с одной системы шин на другую.

8.6.4.7. РЗА ОВ, ШСВ и СВ 110 кВ и выше

РЗА обходного выключателя 330 кВ и выше выполняет функцию резервных защит и АПВ любого элемента сети, при его переводе на работу через ОВ. Основная защита переводимого элемента сети сохраняется в работе, при этом цепи оперативного и переменного тока, используются от ОВ.

РЗА ОВ, ШСВ и СВ обеспечивает возможность её использования при опробовании напряжением системы шин и элементов сети, подключенных к шинам.

На ШСВ и СВ предусмотрены защиты для резервирования защиты шин на случай ее отказа или вывода ее из работы, а также для разделения систем или секций шин при КЗ на присоединениях с целью обеспечения селективной ликвидации КЗ.

На шиносоединительном и секционном выключателях 110 - 220 кВ, предназначенных для выполнения и функции обходного выключателя, предусмотрены те же защиты, которые предусматриваются для отдельного обходного выключателя.

8.6.4.8. РЗА ЛЭП 110-220 кВ;

Релейная защита на каждой стороне ЛЭП 110-220 кВ включает в себя основную и резервную защиту, предусмотрены мероприятия, обеспечивающие отстройку основной защиты от КЗ за трансформаторами отпаечных подстанций. В случае, если ЛЭП является кабельной или кабельно-воздушной линией, необходимо предусматривать две основные защиты.

Резервная защита обладает достаточной чувствительностью в пределах всей зоны дальнего резервирования. В противном случае необходимо предусматривать дополнительные мероприятия по усилению ближнего резервирования элементов, не имеющих дальнего резервирования.

Быстродействие защит удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости параллельной работы генераторов энергосистемы при отключении КЗ и требованиям обеспечения устойчивости нагрузки потребителей. В случае если невозможно обеспечить требуемое быстродействие защит, при отсутствии основной защиты на линиях предусматривается установка двух основных защит.

При пофазном управлении выключателями для ликвидации неполнофазных режимов на ЛЭП предусматривается защита от неполнофазного режима (ЗНР), действующая на отключение 3-х фаз с запретом АПВ, пуском УРОВ, остановка высокочастотного передатчика дифференциально-фазной защиты на данном конце и на передачу команды телеотключения на противоположный конец ЛЭП, если канал для передачи команд на данной ЛЭП предусматривается по другим причинам.

На каждой стороне ЛЭП 110-220 кВ предусматривается ТАПВ.

При подсоединении ЛЭП к шинам через два выключателя, ТАПВ следует предусматривать отдельно на каждый выключатель.

Устройства защиты ЛЭП 110-220 кВ могут дополняться устройствами передачи команд по высокочастотному каналу или по оптико-волоконному каналу.

В качестве основной защиты ЛЭП 110-220 кВ предусматриваются защиты от всех видов КЗ с абсолютной селективностью.

8.6.5. Рекомендации к передаче телеметрической информации с объектов электроэнергетики в диспетчерский центр системного оператора

8.6.5.1. Детализированный перечень сигналов и измеряемых величин по каждому объекту электроэнергетики, передаваемых в диспетчерские центры, согласовывается с системным оператором.

8.6.5.2. Рекомендации к точности измерений и параметрам передачи телеметрической информации:

- в тракте телеметрической информации должны использоваться многофункциональные измерительные преобразователи с классом точности не хуже 0.5S, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 1, а при замене измерительных трансформаторов - не хуже 0.5S;

- суммарное время на измерение и передачу телеметрической информации (телеизмерений, телесигнализации) с объекта диспетчеризации в диспетчерский центр системного оператора устанавливается требованиями подсистем системы оперативно-диспетчерского управления, использующих эту информацию, и лежит в пределах 1-2 секунды;

- протокол и методы передачи телеметрической информации используются в соответствии с ГОСТ Р МЭК-5-101/104 по согласованию с системным оператором;

- передача телеметрической информации в диспетчерский центр системного оператора осуществляется без промежуточной обработки (напрямую) с содержанием метки единого астрономического времени.

8.6.5.3. Рекомендации по организации технологической связи между диспетчерским центром и электростанцией, подстанцией и (или) центром управления сетями.

a) Технические требования к технологической связи:

- технологическая сеть связи организована на базе цифровых систем передачи по двум независимым взаиморезервируемым каналам;

- для автоматизированных систем управления, в том числе для передачи телеметрической информации и диспетчерских команд используются каналы технологической связи с коэффициентом готовности не менее 0,999 и время восстановления не более 11 минут в неделю;

- для систем управления, работающих в автоматическом режиме без участия человека, технологическая связь имеет коэффициент готовности и время восстановления, устанавливаемые требованиями надежности работы этих систем;

- полоса пропускания технологической связи выбирается с условием обеспечения обмена информацией с необходимыми объемами и параметрами обмена, устанавливаемыми требованиями диспетчерской и технологической телефонной связи и систем оперативно-диспетчерского управления.

б) Организация диспетчерской и технологической телефонной связи:

- диспетчеру системного оператора по каждому направлению передачи команд и ведения оперативных переговоров и оперативному персоналу субъекта электроэнергетики предоставляется полнодоступная резервируемая услуга диспетчерской телефонной связи с возможностью занятия без набора номера основного и резервного телефонного канала в технологической сети связи; предоставляемые диспетчерские телефонные каналы в технологической сети связи субъекта электроэнергетики не заходят на промежуточные АТС. Допускается организация постоянного транзитного соединения каналов и кроссконнекция телефонных каналов в цифровых потоках, а также в отдельных случаях по согласованию с системный оператором приоритетное транзитное соединение диспетчерских телефонных каналов не более чем на одной промежуточной АТС;

- оконечным оборудованием диспетчерской телефонной связи являются устройства, обеспечивающие связь без набора номера, при этом осуществляющие запись диспетчерских переговоров с сохранением записей в соответствии с установленным порядком;

- при организации диспетчерской телефонной связи применяются автоматические телефонные станции, сертифицированные для применения в электроэнергетике в диспетчерской телефонной связи;

- телефонная связь другого назначения (производственная, технологическая) организовывается как по каналам диспетчерской телефонной связи с приоритетом диспетчера, так и по каналам взаимоувязанных технологических сетей связи, а также по сети связи общего пользования;

- в случае потери диспетчерской телефонной связи предусмотрена возможность использования диспетчером системного оператора и оперативным персоналом субъекта электроэнергетики производственно-технологической телефонной связи с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и на другие ведомственные телефонные сети путем набора номера.

______________________________

*(1) Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073

*(2) Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 47, ст. 5489.

*(3) Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 48, ст. 5836

Приложение N 1.1

Прогноз электропотребления по ОЭС Северо-Запада, млрд. кВт. ч

	Факт	Ср. год. прирост за 2006 - 2008 гг., %	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2010 - 2016 гг., %
	2008 г.		2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ОЭС Северо-Запада	91,302		88,292	90,191	92,331	93,912	95,747	96,704	100,085	105,397
годовой темп прироста, %	2,25	2,92	-3,30	2,15	2,37	1,71	1,95	1,00	3,50	5,31	2,56
э/с Архангельской обл.	7,922		7,534	7,635	7,759	7,834	7,884	7,929	8,146	8,506
годовой темп прироста, %	1,32	1,58	-4,90	1,34	1,62	0,97	0,64	0,57	2,74	4,42	1,75
э/с Калининградской обл.	3,973		3,864	3,943	4,037	4,134	4,201	4,250	4,397	4,559
годовой темп прироста, %	2,13	2,95	-2,74	2,04	2,38	2,40	1,62	1,17	3,46	3,68	2,39
э/с Республики Карелия	9,309		8,633	8,727	8,868	9,069	9,196	9,260	9,447	9,749
годовой темп прироста, %	-0,19	2,45	-7,26	1,09	1,62	2,27	1,40	0,70	2,02	3,20	1,75
э/с Мурманской обл.	13,519		13,123	13,435	13,604	14,014	14,344	14,455	15,033	16,603
годовой темп прироста, %	-0,65	0,39	-2,93	2,38	1,26	3,01	2,35	0,77	4,00	10,44	3,42
э/с Республики Коми	8,829		8,714	8,865	9,008	9,096	9,153	9,179	9,402	9,703
годовой темп прироста, %	1,37	3,17	-1,30	1,73	1,61	0,98	0,63	0,28	2,43	3,20	1,55
э/с г. Санкт-Петербург и Ленинградской обл.	41,664		40,424	41,497	42,850	43,479	44,599	45,197	47,013	49,371
годовой темп прироста, %	4,18	4,09	-2,98	2,65	3,26	1,47	2,58	1,34	4,02	5,02	2,90
э/с Новгородской обл.	3,994		3,915	3,970	4,039	4,086	4,127	4,153	4,305	4,486
годовой темп прироста, %	1,97	3,53	-1,98	1,40	1,74	1,16	1,00	0,63	3,66	4,20	1,97
э/с Псковской обл.	2,092		2,085	2,119	2,166	2,200	2,243	2,281	2,342	2,420
годовой темп прироста, %	2,85	2,54	-0,33	1,63	2,22	1,57	1,95	1,69	2,67	3,33	2,15

Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением

Приложение N 1.2

Прогноз электропотребления по ОЭС Центра, млрд. кВт. ч

	Факт	Ср. год. прирост за 2006 - 2008 гг., %	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2010 - 2016 гг., %
	2008 г.		2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ОЭС Центра	220,514		211,709	216,574	220,417	224,798	230,661	236,636	246,730	257,805
годовой темп прироста, %	1,27	2,65	-3,99	2,30	1,77	1,99	2,61	2,59	4,27	4,49	2,86
э/с Белгородской обл.	13,399		13,047	13,648	13,857	14,069	14,284	14,503	15,320	16,404
годовой темп прироста, %	1,19	3,25	-2,63	4,61	1,53	1,53	1,53	1,53	5,63	7,08	3,33
э/с Брянской обл.	4,214		4,084	4,100	4,127	4,237	4,313	4,432	4,611	4,788
годовой темп прироста, %	-3,10	0,06	-3,08	0,39	0,66	2,67	1,79	2,76	4,04	3,84	2,30
э/с Владимирской обл.	7,084		6,679	6,800	6,890	7,072	7,133	7,188	7,312	7,512
годовой темп прироста, %	0,87	2,34	-5,72	1,81	1,32	2,64	0,86	0,77	1,73	2,74	1,69
э/с Вологодской обл.	14,298		12,864	13,181	13,445	13,714	14,057	14,338	14,850	15,520
годовой темп прироста, %	-2,50	1,64	-10,03	2,46	2,00	2,00	2,50	2,00	3,57	4,51	2,72
э/с Воронежской обл.	9,561		9,122	9,250	9,340	9,596	9,890	9,946	10,724	11,371
годовой темп прироста, %	2,18	2,64	-4,59	1,40	0,97	2,74	3,06	0,57	7,82	6,03	3,20
э/с Ивановской обл.	4,052		3,708	3,781	3,832	3,987	4,056	4,133	4,275	4,391
годовой темп прироста, %	-2,57	-0,21	-8,49	1,97	1,35	4,04	1,73	1,90	3,44	2,71	2,45
э/с Калужской обл.	4,744		4,787	4,796	4,879	4,979	5,216	5,443	5,905	6,404
годовой темп прироста, %	4,61	3,06	0,91	0,19	1,73	2,05	4,76	4,35	8,49	8,45	4,25
э/с Костромской обл.	3,791		3,559	3,628	3,687	3,723	3,802	3,862	4,008	4,094
годовой темп прироста, %	0,24	2,24	-6,12	1,94	1,63	0,98	2,12	1,58	3,78	2,15	2,02
э/с Курской обл.	7,849		7,716	8,003	8,121	8,245	8,370	8,497	8,801	9,105
годовой темп прироста, %	-4,77	-0,47	-1,69	3,72	1,47	1,53	1,52	1,52	3,58	3,45	2,40
э/с Липецкой обл.	10,645		9,495	10,250	10,742	11,236	11,747	12,034	12,596	13,097
годовой темп прироста, %	0,18	1,43	-10,80	7,95	4,80	4,60	4,55	2,44	4,67	3,98	4,71
э/с Орловской обл.	2,769		2,629	2,634	2,698	2,789	2,842	2,859	2,949	3,045
годовой темп прироста, %	-1,91	-1,46	-5,06	0,19	2,43	3,37	1,90	0,60	3,15	3,26	2,12
э\с Рязанской обл.	6,425		6,063	6,113	6,212	6,272	6,310	6,315	6,512	6,836
годовой темп прироста, %	1,71	8,44	-5,63	0,82	1,62	0,97	0,61	0,08	3,12	4,98	1,73
э/с Смоленской обл.	6,187		6,142	6,190	6,250	6,340	6,454	6,565	6,741	6,802
годовой темп прироста, %	3,36	0,53	-0,73	0,78	0,97	1,44	1,80	1,72	2,68	0,90	1,47
э/с Тамбовской обл.	3,546		3,170	3,210	3,263	3,330	3,420	3,540	3,705	3,874
годовой темп прироста, %	-1,75	-1,00	-10,60	1,26	1,65	2,05	2,70	3,51	4,66	4,56	2,91
э/с Тверской обл.	7,712		7,382	7,488	7,572	7,650	7,799	8,017	8,407	8,786
годовой темп прироста, %	2,42	2,61	-4,28	1,44	1,12	1,03	1,95	2,80	4,86	4,51	2,52
э/с Тульской обл.	9,994		9,493	9,574	9,729	10,014	10,327	10,591	11,014	11,495
годовой темп прироста, %	-1,27	-0,89	-5,01	0,85	1,62	2,93	3,13	2,56	3,99	4,37	2,77
э/с Ярославской обл.	8,345		7,771	7,927	8,057	8,127	8,161	8,248	8,428	8,719
годовой темп прироста, %	-0,86	2,33	-6,88	2,01	1,64	0,87	0,42	1,07	2,18	3,45	1,66
э/с г. Москва и Московской обл.	95,899		93,998	96,001	97,716	99,418	102,480	106,125	110,572	115,562
годовой темп прироста, %	3,16	3,92	-1,98	2,13	1,79	1,74	3,08	3,56	4,19	4,51	3,00

Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением

Приложение N 1.3

Прогноз электропотребления по ОЭС Средней Волги, млрд. кВт. ч

	Факт	Ср. год. прирост за 2006 - 2008 гг., %	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2010 - 2016 гг., %
	2008 г.		2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ОЭС Средней Волги	108,030		99,344	101,073	103,847	107,414	110,711	113,421	117,611	122,298
годовой темп прироста, %	0,79	2,18	-8,04	1,74	2,74	3,43	3,07	2,45	3,69	3,99	3,02
э/с Нижегородской обл.	21,840		19,994	20,833	21,308	22,087	22,811	23,536	24,560	25,600
годовой темп прироста, %	2,37	1,83	-8,45	4,20	2,28	3,66	3,28	3,18	4,35	4,23	3,60
э/с Самарской обл.	24,499		22,382	22,641	23,722	24,662	25,393	25,792	26,536	27,577
годовой темп прироста, %	1,15	2,45	-8,64	1,16	4,77	3,96	2,96	1,57	2,88	3,92	3,03
э/с Республики Марий-Эл	3,235		2,786	2,786	2,786	2,980	3,184	3,348	3,491	3,580
годовой темп прироста, %	3,29	3,06	-13,88	0,00	0,00	6,96	6,85	5,15	4,27	2,55	3,65
э/с Мордовской Республики	3,085		2,938	2,969	3,022	3,088	3,129	3,153	3,231	3,355
годовой темп прироста, %	2,25	3,60	-4,76	1,06	1,79	2,18	1,33	0,77	2,47	3,84	1,92
э/с Пензенской обл.	4,567		4,380	4,380	4,428	4,516	4,620	4,712	4,810	5,001
годовой темп прироста, %	0,40	1,16	-4,09	0,00	1,10	1,99	2,30	1,99	2,08	3,97	1,91
э/с Саратовской обл.	13,264		12,368	12,464	12,746	13,050	13,465	13,868	14,456	14,989
годовой темп прироста, %	-0,32	1,80	-6,76	0,78	2,26	2,39	3,18	2,99	4,24	3,69	2,79
э/с Ульяновской обл.	6,096		5,681	5,742	5,881	6,026	6,092	6,130	6,289	6,469
годовой темп прироста, %	-1,82	0,45	-6,81	1,07	2,42	2,47	1,10	0,62	2,59	2,86	1,87
э/с Республики Чувашия	5,585		4,809	4,905	4,975	5,105	5,215	5,323	5,456	5,623
годовой темп прироста, %	-0,66	1,58	-13,89	2,00	1,43	2,61	2,15	2,07	2,50	3,06	2,26
э/с Республики Татарстан	25,859		24,006	24,353	24,979	25,900	26,802	27,559	28,782	30,104
годовой темп прироста, %	0,28	2,88	-7,17	1,45	2,57	3,69	3,48	2,82	4,44	4,59	3,29

Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением

Приложение N 1.4

Прогноз электропотребления по ОЭС Юга, млрд. кВт. ч

	Факт	Ср. год. прирост за 2006 - 2008 гг., %	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2010 - 2016 гг., %
	2008 г.		2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ОЭС Юга	80,985		78,099	79,722	81,865	86,136	90,689	93,232	96,101	99,587
годовой темп прироста, %	3,19	3,30	-3,56	2,08	2,69	5,22	5,29	2,80	3,08	3,63	3,54
э/с Астраханской обл.	4,130		3,987	4,122	4,258	4,407	4,585	4,795	5,036	5,272
годовой темп прироста, %	2,25	2,47	-3,46	3,39	3,30	3,50	4,04	4,58	5,03	4,69	4,08
э/с Волгоградской обл.	19,431		17,550	17,640	17,835	18,051	18,412	18,817	19,529	20,423
годовой темп прироста, %	0,50	1,63	-9,68	0,51	1,11	1,21	2,00	2,20	3,78	4,58	2,19
э/с Чеченской Республики	2,004		2,088	2,138	2,190	2,234	2,272	2,304	2,359	2,419
годовой темп прироста, %	12,27	11,05	4,19	2,39	2,43	2,01	1,70	1,41	2,39	2,54	2,13
э/с Республики Дагестан	4,616		4,714	4,811	4,904	4,985	5,100	5,247	5,423	5,615
годовой темп прироста, %	3,15	2,39	2,12	2,06	1,93	1,65	2,31	2,88	3,35	3,54	2,53
э/с Кабардино-Балкарской Республики	1,463		1,463	1,483	1,509	1,528	1,549	1,566	1,584	1,605
годовой темп прироста, %	3,17	0,79	0,00	1,37	1,75	1,26	1,37	1,10	1,15	1,33	1,33
э/с Республики Калмыкия	0,477		0,463	0,464	0,466	0,468	0,469	0,470	0,489	0,506
годовой темп прироста, %	-0,83	-2,58	-2,94	0,22	0,43	0,43	0,21	0,21	4,04	3,48	1,28
э/с Краснодарского края	19,515		19,640	20,329	21,446	24,605	27,567	28,417	28,898	29,392
годовой темп прироста, %	5,22	5,05	0,64	3,51	5,49	14,73	12,04	3,08	1,69	1,71	5,93
э/с Ростовской обл.	16,525		15,650	16,002	16,360	16,703	17,177	17,750	18,454	19,554
годовой темп прироста, %	4,70	4,11	-5,30	2,25	2,24	2,10	2,84	3,34	3,97	5,96	3,24
э/с Республики Северная Осетия	2,187		2,141	2,168	2,206	2,245	2,282	2,319	2,417	2,497
годовой темп прироста, %	1,96	0,45	-2,10	1,26	1,75	1,77	1,65	1,62	4,23	3,31	2,22
э\с Карачаево-Черкесской Республики	1,171		1,185	1,207	1,212	1,222	1,371	1,492	1,499	1,523
годовой темп прироста, %	-5,03	-0,28	1,20	1,86	0,41	0,83	12,19	8,83	0,47	1,60	3,65
э/с Ставропольского края	8,971		8,687	8,802	8,903	9,093	9,292	9,426	9,772	10,131
годовой темп прироста, %	2,15	3,17	-3,17	1,32	1,15	2,13	2,19	1,44	3,67	3,67	2,22
э\с Республики Ингушетия	0,495		0,531	0,556	0,576	0,595	0,613	0,629	0,641	0,650
годовой темп прироста, %	7,38	4,96	7,27	4,71	3,60	3,30	3,03	2,61	1,91	1,40	2,93

Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением

Приложение N 1.5

Прогноз электропотребления по ОЭС Урала, млрд. кВт. ч

	Факт	Ср. год. прирост за 2006 - 2008 гг., %	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2010 - 2016 гг., %
	2008 г.		2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ОЭС Урала	250,981		236,210	241,093	244,258	250,819	254,976	258,944	268,518	278,937
годовой темп прироста, %	0,91	3,23	-5,89	2,07	1,31	2,69	1,66	1,56	3,70	3,88	2,41
э/с Республики Башкортостан	24,891		23,602	23,940	24,215	24,586	25,300	25,800	26,153	26,508
годовой темп прироста, %	-0,85	1,66	-5,18	1,43	1,15	1,53	2,90	1,98	1,37	1,36	1,67
э/с Кировской обл.	7,395		7,042	7,095	7,220	7,410	7,520	7,625	7,733	7,856
годовой темп прироста, %	-0,24	1,56	-4,77	0,75	1,76	2,63	1,48	1,40	1,42	1,59	1,58
э/с Курганской обл.	4,620		4,178	4,220	4,310	4,353	4,431	4,484	4,722	4,909
годовой темп прироста, %	-0,04	2,34	-9,57	1,01	2,13	1,00	1,79	1,20	5,31	3,96	2,33
э/с Оренбургской обл.	16,042		15,169	15,427	15,624	15,940	16,120	16,228	16,521	16,858
годовой темп прироста, %	1,45	3,09	-5,44	1,70	1,28	2,02	1,13	0,67	1,81	2,04	1,52
э/с Пермского края	24,052		21,925	22,500	23,050	23,600	24,150	24,740	25,239	25,706
годовой темп прироста, %	-0,16	1,35	-8,84	2,62	2,44	2,39	2,33	2,44	2,02	1,85	2,30
э/с Свердловской обл.	47,709		42,073	42,382	43,438	44,455	45,291	46,325	49,030	51,786
годовой темп прироста, %	-0,11	2,40	-11,81	0,73	2,49	2,34	1,88	2,28	5,84	5,62	3,01
э/с Республики Удмуртия	8,809		8,358	8,600	8,696	8,945	9,098	9,205	9,357	9,586
годовой темп прироста, %	1,93	4,04	-5,12	2,90	1,12	2,86	1,71	1,18	1,65	2,45	1,98
э/с Челябинской обл.	35,872		32,317	32,425	32,801	33,849	34,736	35,796	37,415	39,165
годовой темп прироста, %	-1,52	2,72	-9,91	0,33	1,16	3,20	2,62	3,05	4,52	4,68	2,79
э/с Тюменской обл.	81,591		81,546	84,504	84,904	87,681	88,330	88,741	92,348	96,563
годовой темп прироста, %	3,49	5,25	-0,06	3,63	0,47	3,27	0,74	0,47	4,06	4,56	2,45

Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением

Приложение N 1.6

Прогноз электропотребления по ОЭС Сибири, млрд. кВт. ч

	Факт	Ср. год. прирост за 2006 - 2008 гг., %	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2010 - 2016 гг., %
	2008 г.		2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ОЭС Сибири	209,251		200,924	204,155	210,030	218,372	232,825	241,804	246,934	252,638
годовой темп прироста, %	4,70	3,11	-3,98	1,61	2,88	3,97	6,62	3,86	2,12	2,31	3,33
э/с Алтайского края	10,837		10,472	10,823	11,214	11,527	11,703	11,899	12,373	12,847
годовой темп прироста, %	3,96	2,15	-3,37	3,35	3,61	2,79	1,53	1,67	3,98	3,83	2,97
э/с Республики Бурятия	5,289		5,233	5,305	5,438	5,595	5,819	6,051	6,287	6,528
годовой темп прироста, %	6,18	3,08	-1,06	1,38	2,51	2,89	4,00	3,99	3,90	3,83	3,21
э/с Иркутской обл.	55,009		52,530	52,986	56,124	60,219	62,778	65,756	66,554	67,627
годовой темп прироста, %	3,41	1,61	-4,51	0,87	5,92	7,30	4,25	4,74	1,21	1,61	3,68
э/с Красноярского края	43,160		41,932	42,526	43,190	45,193	53,747	57,168	58,056	58,738
годовой темп прироста, %	4,34	3,09	-2,85	1,42	1,56	4,64	18,93	6,37	1,55	1,17	4,94
э/с Республики Тыва	0,672		0,677	0,696	0,700	0,710	0,778	0,803	0,869	0,951
годовой темп прироста, %	1,20	0,05	0,74	2,81	0,57	1,43	9,58	3,21	8,22	9,44	4,98
э/с Новосибирской обл.	14,898		14,237	14,566	14,757	15,304	15,858	16,342	16,833	17,212
годовой темп прироста, %	4,70	2,58	-4,44	2,31	1,31	3,71	3,62	3,05	3,00	2,25	2,75
э/с Омской обл.	10,553		10,184	10,325	10,492	10,699	11,065	11,381	11,786	12,309
годовой темп прироста, %	1,39	2,23	-3,50	1,38	1,62	1,97	3,42	2,86	3,56	4,44	2,75
э/с Томской обл.	8,890		8,741	8,990	9,250	9,528	9,823	10,176	10,402	10,754
годовой темп прироста, %	28,34	10,75	-1,68	2,85	2,89	3,01	3,10	3,59	2,22	3,38	3,01
э/с Забайкальского края	7,234		7,418	7,562	7,751	7,906	8,114	8,276	8,805	9,325
годовой темп прироста, %	6,02	2,60	2,54	1,94	2,50	2,00	2,63	2,00	6,39	5,91	3,33
э/с Республики Хакасия	17,649		17,503	17,658	17,765	18,015	18,265	18,370	18,715	19,055
годовой темп прироста, %	12,07	11,97	-0,83	0,89	0,61	1,41	1,39	0,57	1,88	1,82	1,22
э/с Кемеровской обл.	35,060		31,997	32,718	33,349	33,676	34,875	35,582	36,254	37,292
годовой темп прироста, %	-0,09	1,14	-8,74	2,25	1,93	0,98	3,56	2,03	1,89	2,86	2,21

Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением

Приложение N 1.7

Прогноз электропотребления по ОЭС Востока, млрд. кВт. ч

	Факт	Ср. год. прирост за 2006 - 2008 гг., %	факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2010 - 2016 гг., %
	2008 г.		2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ОЭС Востока	28,628		28,247	28,860	29,563	30,643	31,567	32,502	33,980	35,873
годовой темп прироста, %	3,93	1,88	-1,33	2,17	2,44	3,65	3,02	2,96	4,55	5,57	3,48
э/с Амурской обл.	6,359		6,666	6,779	6,850	6,883	6,933	7,192	7,497	7,858
годовой темп прироста, %	3,43	0,41	4,83	1,70	1,05	0,48	0,73	3,74	4,24	4,82	2,38
э/с Приморского края	11,585		11,463	11,580	12,037	12,654	13,220	13,649	14,501	15,265
годовой темп прироста, %	4,38	2,86	-1,05	1,02	3,95	5,13	4,47	3,25	6,24	5,27	4,18
э/с Хабаровского края	9,147		8,740	9,091	9,246	9,666	9,966	10,190	10,410	11,090
годовой темп прироста, %	3,94	1,62	-4,45	4,02	1,70	4,54	3,10	2,25	2,16	6,53	3,46
Южно-Якутский э/р	1,537		1,378	1,410	1,430	1,440	1,448	1,471	1,572	1,660
годовой темп прироста, %	2,60	2,36	-10,34	2,32	1,42	0,70	0,56	1,59	6,87	5,60	2,70

Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением

Приложение N 2.1

Баланс мощности ЕЭС России

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	959088,0	979731,0	1009144,0	1043757,0	1069043,0	1105759,0	1148335,0
	Рост электропотребления	%	2,0	2,2	3,0	3,4	2,4	3,4	3,9
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	151534,0	154211,0	158095,0	162790,0	166260,0	171103,0	177325,0
	Число часов использования максимума	час	6329	6353	6383	6412	6430	6463	6476
Экспорт мощности		тыс. кВт	6200,0	6500,0	6540,0	6580,0	6620,0	6800,0	6800,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	6200,0	6500,0	6540,0	6580,0	6620,0	6800,0	6800,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	24811,0	25443,0	26064,0	26782,0	27325,0	28128,0	29161,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	16,4	16,5	16,5	16,5	16,4	16,4	16,4
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	24696,8	24615,3	24635,2	21622,4	22169,2	22001,0	22412,3
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	207247,8	210775,3	215340,2	217780,4	222380,2	228038,0	235704,3
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	217453,8	222445,0	228707,3	236392,8	241430,4	245314,2	247742,0
	АЭС	тыс. кВт	24266,0	24266,0	25266,0	27635,0	29615,0	30814,0	32717,0
	ГЭС	тыс. кВт	45599,8	46699,9	48158,7	49223,2	49255,3	49313,1	49371,2
	ТЭС	тыс. кВт	147578,4	151469,5	155273,0	159525,0	162550,5	165177,5	165644,2
	нетрадиционные	тыс. кВт	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	3502,0	2003,3	3133,1	5474,8	3980,0	4049,0	2705,0
Запертая мощность		тыс. кВт	720,0	640,0	620,0	600,0	600,0	540,0	400,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	213231,8	219801,7	224954,2	230318,0	236850,4	240725,2	244637,0
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	5984,0	9026,4	9614,0	12537,6	14470,2	12687,2	8932,7
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности		тыс. кВт
Исключение из покрытия баланса Николаевской ТЭЦ		тыс. кВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	5853,4	8895,8	9483,4	12407,0	14339,6	12556,6	8802,1
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	30664,4	34338,8	35547,4	39189,0	41664,6	40684,6	37963,1
	То же в % к суммарному максимуму	%	20,2	22,3	22,5	24,1	25,1	23,8	21,4

Примечание: в сводном балансе по ЕЭС ОЭС Сибири учтена на совмещенный максимум, ОЭС Востока - на собственный максиму.

Приложение N 2.2

Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	930228,0	950168,0	978501,0	1012190,0	1036541,0	1071779,0	1112462,0
	Рост электропотребления	%	2,0	2,1	3,0	3,4	2,4	3,4	3,8
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	146373,0	148966,0	152667,0	157206,0	160519,0	165111,0	171015,0
	Число часов использования максимума	час	6355	6378	6409	6439	6457	6491	6505
Экспорт мощности		тыс. кВт	5900,0	5900,0	5900,0	5900,0	5900,0	6050,0	6050,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	5900,0	5900,0	5900,0	5900,0	5900,0	6050,0	6050,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	23674,0	24290,0	24869,0	25554,0	26062,0	26809,0	27773,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	16,2	16,3	16,3	16,3	16,2	16,2	16,2
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	23449,8	23371,3	23394,2	20289,4	20792,2	20600,0	20907,3
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	199402,8	202533,3	206836,2	208955,4	213279,2	218576,0	225751,3
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	208159,4	213154,6	219422,9	226863,4	231711,0	235619,8	238047,6
	АЭС	тыс. кВт	24266,0	24266,0	25266,0	27635,0	29615,0	30814,0	32717,0
	ГЭС	тыс. кВт	42259,8	43359,9	44818,7	45883,2	45915,3	45973,1	46031,2
	ТЭС	тыс. кВт	141624,0	145519,1	149328,6	153335,6	156171,1	158823,1	159289,8
	нетрадиционные	тыс. кВт	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	3502,0	2003,3	3133,1	5474,8	3980,0	4049,0	2705,0
Запертая мощность		тыс. кВт	720,0	640,0	620,0	600,0	600,0	540,0	400,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	203937,4	210511,3	215669,8	220788,6	227131,0	231030,8	234942,6
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	4534,6	7978,0	8833,6	11833,2	13851,8	12454,8	9191,3
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности		тыс. кВт
Передача мощности		тыс. кВт
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	4534,6	7978,0	8833,6	11833,2	13851,8	12454,8	9191,3
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	28208,6	32268,0	33702,6	37387,2	39913,8	39263,8	36964,3
	То же в % к суммарному максимуму	%	19,3	21,7	22,1	23,8	24,9	23,8	21,6

Примечание: в сводном балансе по ЕЭС ОЭС Сибири учтена на совмещенный максимум

Приложение N 2.3

Баланс мощности Европейской части России

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	726073,0	740138,0	760129,0	779365,0	794737,0	824845,0	859824,0
	Рост электропотребления	%	2,1	1,9	2,7	2,5	2,0	3,8	4,2
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	116432,0	118180,0	120825,0	123422,0	125535,0	129454,0	134552,0
	Число часов использования максимума	час	6236	6263	6291	6315	6331	6372	6390
Экспорт мощности		тыс. кВт	5700,0	5700,0	5700,0	5700,0	5700,0	5850,0	5850,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	5700,0	5700,0	5700,0	5700,0	5700,0	5850,0	5850,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	19901,0	20422,0	20869,0	21309,0	21666,0	22330,0	23191,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	10495,7	10629,7	10756,0	11164,0	11317,8	11126,6	11434,9
Недоиспольз. мощн. ГЭС на расч. макс		тыс. кВт	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	152534,7	154937,7	158156,0	161601,0	164224,8	168766,6	175033,9
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	160572,0	164142,3	168445,7	175382,2	180187,8	183543,6	186071,4
	АЭС	тыс. кВт	24266,0	24266,0	25266,0	27635,0	29615,0	30814,0	32717,0
	ГЭС	тыс. кВт	18990,5	19075,7	19534,6	20584,1	20616,2	20659,0	20717,1
	ТЭС	тыс. кВт	117305,9	120791,0	123635,5	127153,5	129947,0	132061,0	132627,7
	нетрадиционные	тыс. кВт	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6	9,6
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	2405,1	1455,0	1943,8	5084,8	3870,0	3929,0	2705,0
Запертая мощность		тыс. кВт	720,0	640,0	620,0	600,0	600,0	540,0	400,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	157446,9	162047,3	165881,9	169697,4	175717,8	179074,6	182966,4
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	4912,2	7109,6	7725,9	8096,4	11493,0	10308,0	7932,5
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности		тыс. кВт
Передача мощности в ОЭС Сибири		тыс. кВт	400,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	4512,2	6909,6	7525,9	7896,4	11293,0	10108,0	7732,5
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	24413,2	27331,6	28394,9	29205,4	32959,0	32438,0	30923,5
	То же в % к суммарному максимуму	%	21,0	23,1	23,5	23,7	26,3	25,1	23,0

Приложение N 2.4

Баланс мощности ОЭС Северо-Запада

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	90191,0	92331,0	93912,0	95747,0	96704,0	100085,0	105397,0
	Рост электропотребления	%	2,2	2,4	1,7	2,0	1,0	3,5	5,3
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	14802,0	14947,0	15151,0	15424,0	15561,0	16043,0	16837,0
	Число часов использования максимума	час	6093	6177	6198	6208	6215	6239	6260
Экспорт мощности		тыс. кВт	2550,0	2550,0	2550,0	2550,0	2550,0	2550,0	2550,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	2550,0	2550,0	2550,0	2550,0	2550,0	2550,0	2550,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	3176,0	3446,0	3513,0	3579,0	3632,0	3732,0	3861,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	21,5	23,1	23,2	23,2	23,3	23,3	22,9
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	1762,3	1764,5	1815,5	1825,5	1835,5	1826,5	1816,5
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	22296,3	22713,5	23035,5	23384,5	23584,5	24157,5	25070,5
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	22127,7	22720,9	23305,8	24562,8	24512,3	24612,3	26936,7
	АЭС	тыс. кВт	5760,0	5760,0	5760,0	6930,0	6930,0	6930,0	9250,0
	ГЭС	тыс. кВт	2916,7	2929,9	2942,8	2942,8	2942,8	2942,8	2947,2
	ТЭС	тыс. кВт	13444,8	14024,8	14596,8	14683,8	14633,3	14733,3	14733,3
	нетрадиционные	тыс. кВт	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	1260,0	180,0	450,0	1170,0	0,0	50,0	2320,0
Запертая мощность		тыс. кВт	720,0	640,0	620,0	600,0	600,0	540,0	400,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	20147,7	21900,9	22235,8	22792,8	23912,3	24022,3	24216,7
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	-2148,6	-812,6	-799,7	-591,7	327,8	-135,2	-853,8
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности из ОЭС Центра		тыс. кВт	1500,0	820,0	800,0	600,0		140,0	860,0
Получение мощности в Калининградскую ЭС		тыс. кВт	400,0
Передача мощности		тыс. кВт
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	-248,6	7,4	0,3	8,3	327,8	4,8	6,2
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	2927,4	3453,4	3513,3	3587,3	3959,8	3736,8	3867,2
	То же в % к суммарному максимуму	%	19,8	23,1	23,2	23,3	25,4	23,3	23,0

Приложение N 2.5

Баланс мощности ОЭС Центра

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	213994,0	217837,0	221848,0	227381,0	232686,0	242780,0	253855,0
	Рост электропотребления	%	2,3	1,8	1,8	2,5	2,3	4,3	4,6
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	37115,0	37499,0	38018,0	38794,0	39628,0	41009,0	42770,0
	Число часов использования максимума	час	5766	5809	5835	5861	5872	5920	5935
Экспорт мощности		тыс. кВт	1700,0	1700,0	1700,0	1700,0	1700,0	1700,0	1700,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	1700,0	1700,0	1700,0	1700,0	1700,0	1700,0	1700,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	6296,0	6391,0	6534,0	6675,0	6789,0	7001,0	7277,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	17,0	17,0	17,2	17,2	17,1	17,1	17,0
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	626,4	621,4	689,6	1025,8	1089,8	1237,0	1593,0
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	45737,4	46211,4	46941,6	48194,8	49206,8	50947,0	53340,0
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	50624,3	51240,3	52837,3	56086,3	57011,3	58160,3	57569,3
	АЭС	тыс. кВт	11834,0	11834,0	12834,0	14033,0	14033,0	15232,0	14815,0
	ГЭС	тыс. кВт	1838,4	1848,4	2268,4	2698,4	2698,4	2708,4	2708,4
	ТЭС	тыс. кВт	36951,9	37557,9	37734,9	39354,9	40279,9	40219,9	40045,9
	нетрадиционные	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	230,0	250,0	278,8	1947,8	420,0	1199,0	0,0
Запертая мощность		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	50394,3	50990,3	52558,5	54138,5	56591,3	56961,3	57569,3
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	4656,9	4778,9	5616,9	5943,7	7384,5	6014,3	4229,3
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности		тыс. кВт
Передача мощности в ОЭС Северо-запада		тыс. кВт	1500,0	820,0	800,0	600,0		140,0	860,0
Передача мощности в Калининградскую ЭС		тыс. кВт	400,0
Передача мощности в ОЭС Средней Волги		тыс. кВт	700,0	700,0	900,0	1000,0	900,0	1000,0	1000,0
Передача мощности в ОЭС Урала		тыс. кВт	200,0
Передача мощности в ОЭС Юга		тыс. кВт	300,0	390,0	460,0	270,0	230,0
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	1556,9	2868,9	3456,9	4073,7	6254,5	4874,3	2369,3
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	7852,9	9259,9	9990,9	10748,7	13043,5	11875,3	9646,3
	То же в % к суммарному максимуму	%	21,2	24,7	26,3	27,7	32,9	29,0	22,6

Примечание: поток мощности в ОЭС Средней Волги направлен для покрытия дефицита Нижегородской энергосистемы

Приложение N 2.6

Баланс мощности ОЭС Средней Волги

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	101073,0	103847,0	107414,0	110711,0	113421,0	117611,0	122298,0
	Рост электропотребления	%	1,7	2,7	3,4	3,1	2,4	3,7	4,0
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	16676,0	17025,0	17464,0	17885,0	18229,0	18802,0	19505,0
	Число часов использования максимума	час	6061	6100	6151	6190	6222	6255	6270
Экспорт мощности		тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	2164,0	2197,0	2246,0	2294,0	2334,0	2407,0	2502,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	13,0	12,9	12,9	12,8	12,8	12,8	12,8
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	3990,8	3896,9	3858,5	3864,3	3811,5	3725,3	3676,4
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	23030,8	23318,9	23768,5	24243,3	24574,5	25134,3	25883,4
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	25743,5	26026,0	26256,5	26098,0	26523,5	26520,0	26481,5
	АЭС	тыс. кВт	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0
	ГЭС	тыс. кВт	6801,0	6822,5	6838,0	6854,5	6865,0	6886,5	6908,0
	ТЭС	тыс. кВт	14870,3	15131,3	15346,3	15171,3	15586,3	15561,3	15501,3
	нетрадиционные	тыс. кВт	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	0,0	225,0	240,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Запертая мощность		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	25743,5	25801,0	26016,5	26098,0	26523,5	26520,0	26481,5
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	2712,7	2482,1	2248,0	1854,7	1949,0	1385,7	598,1
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности из ОЭС Центра		тыс. кВт	700,0	700,0	900,0	1000,0	900,0	1000,0	1000,0
Передача мощности в ОЭС Юга		тыс. кВт	300,0	400,0	470,0	280,0	230,0
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	3112,7	2782,1	2678,0	2574,7	2619,0	2385,7	1598,1
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	5276,7	4979,1	4924,0	4868,7	4953,0	4792,7	4100,1
	То же в % к суммарному максимуму	%	31,6	29,2	28,2	27,2	27,2	25,5	21,0

Примечание: получение мощности из ОЭС Центра направлено для покрытия дефицита Нижегородской энергосистемы

Приложение N 2.7

Баланс мощности ОЭС Юга

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	79722,0	81865,0	86136,0	90550,0	92982,0	95851,0	99337,0
	Рост электропотребления	%	2,1	2,7	5,2	5,1	2,7	3,1	3,6
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	13276,0	13713,0	14372,0	15017,0	15367,0	15749,0	16170,0
	Число часов использования максимума	час	6005	5970	5993	6030	6051	6086	6143
Экспорт мощности		тыс. кВт	770,0	770,0	770,0	770,0	770,0	920,0	920,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	770,0	770,0	770,0	770,0	770,0	920,0	920,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	1968,0	1997,0	2042,0	2086,0	2122,0	2188,0	2274,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	14,8	14,6	14,2	13,9	13,8	13,9	14,1
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	1953,6	2112,2	2067,2	2096,2	2401,8	2376,6	2368,3
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	17967,6	18592,2	19251,2	19969,2	20660,8	21233,6	21732,3
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	17866,4	18219,9	18740,4	20184,4	21306,0	21317,3	21738,5
	АЭС	тыс. кВт	2000,0	2000,0	2000,0	2000,0	3100,0	3100,0	3100,0
	ГЭС	тыс. кВт	5590,1	5621,6	5632,1	6235,1	6256,7	6268,0	6300,2
	ТЭС	тыс. кВт	10275,3	10597,3	11107,3	11948,3	11948,3	11948,3	12337,3
	нетрадиционные	тыс. кВт	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	489,1	410,0	415,0	757,0	1100,0	0,0	0,0
Запертая мощность		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	17377,3	17809,9	18325,4	19427,4	20206,0	21317,3	21738,5
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	-590,3	-782,3	-925,8	-541,8	-454,8	83,7	6,2
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности из ОЭС Центра		тыс. кВт	300,0	390,0	460,0	270,0	230,0
Получение мощности из ОЭС Средней Волги		тыс. кВт	300,0	400,0	470,0	280,0	230,0
Передача мощности		тыс. кВт
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	9,7	7,7	4,2	8,2	5,2	83,7	6,2
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	1977,7	2004,7	2046,2	2094,2	2127,2	2271,7	2280,2
	То же в % к суммарному максимуму	%	14,9	14,6	14,2	13,9	13,8	14,4	14,1

Приложение N 2.8

Баланс мощности ОЭС Урала

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	241093,0	244258,0	250819,0	254976,0	258944,0	268518,0	278937,0
	Рост электропотребления	%	2,1	1,3	2,7	1,7	1,6	3,7	3,9
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	34563,0	34996,0	35820,0	36302,0	36750,0	37851,0	39270,0
	Число часов использования максимума	час	6975	6980	7002	7024	7046	7094	7103
Экспорт мощности		тыс. кВт	480,0	480,0	480,0	480,0	480,0	480,0	480,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	480,0	480,0	480,0	480,0	480,0	480,0	480,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	6296,0	6391,0	6534,0	6675,0	6789,0	7001,0	7277,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	18,2	18,3	18,2	18,4	18,5	18,5	18,5
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	2162,6	2234,7	2325,2	2352,2	2179,2	1961,2	1980,7
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	43501,6	44101,7	45159,2	45809,2	46198,2	47293,2	49007,7
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	44210,1	45935,2	47305,7	48450,7	50834,7	52933,7	53345,4
	АЭС	тыс. кВт	600,0	600,0	600,0	600,0	1480,0	1480,0	1480,0
	ГЭС	тыс. кВт	1844,3	1853,3	1853,3	1853,3	1853,3	1853,3	1853,3
	ТЭС	тыс. кВт	41763,6	43479,7	44850,2	45995,2	47499,2	49598,2	50009,9
	нетрадиционные	тыс. кВт	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	426,0	390,0	560,0	1210,0	2350,0	2680,0	385,0
Запертая мощность		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	43784,1	45545,2	46745,7	47240,7	48484,7	50253,7	52960,4
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	282,5	1443,5	1586,5	1431,5	2286,5	2960,5	3952,7
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности из ОЭС Центра		тыс. кВт	200,0
Передача мощности в ОЭС Сибири		тыс. кВт	400,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	82,5	1243,5	1386,5	1231,5	2086,5	2760,5	3752,7
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	6378,5	7634,5	7920,5	7906,5	8875,5	9761,5	11029,7
	То же в % к суммарному максимуму	%	18,5	21,8	22,1	21,8	24,2	25,8	28,1

Приложение N 2.9

Баланс мощности Тюменской энергосистемы на час прохождения совмещенного максимума с ЕЭС

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	84504,0	84904,0	87681,0	88330,0	88741,0	92348,0	96563,0
	Рост электропотребления	%	3,6	0,5	3,3	0,7	0,5	4,1	4,6
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	10673,0	10800,0	11127,0	11169,0	11207,0	11648,0	12205,0
	Число часов использования максимума	час	7918	7861	7880	7908	7918	7928	7912
Экспорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	2200,0	2250,0	2300,0	2370,0	2500,0	2600,0	3010,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	20,6	20,8	20,7	21,2	22,3	22,3	24,7
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	63,0	59,0	59,0	59,0	59,0	59,0	59,0
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	12936,0	13109,0	13486,0	13598,0	13766,0	14307,0	15274,0
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	12469,9	13619,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9	16719,9
	АЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	ГЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	ТЭС	тыс. кВт	12469,9	13619,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9	16719,9
	нетрадиционные	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	0,0	0,0	410,0	410,0	410,0	1420,0	0,0
Запертая мощность		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	12469,9	13619,9	14069,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	-466,1	510,9	583,9	881,9	1123,9	992,9	1445,9
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности из ОЭС Урала		тыс. кВт	670,0
Передача мощности в ОЭС Сибири		тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	3,9	310,9	383,9	681,9	923,9	792,9	1245,9
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	2203,9	2560,9	2683,9	3051,9	3423,9	3392,9	4255,9
	То же в % к суммарному максимуму	%	20,6	23,7	24,1	27,3	30,6	29,1	34,9

Приложение N 2.10

Баланс мощности Тюменской энергосистемы на час прохождения собственного максимума

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	84504,0	84904,0	87681,0	88330,0	88741,0	92348,0	96563,0
	Рост электропотребления	%	3,6	0,5	3,3	0,7	0,5	4,1	4,6
Максимум, собственный		тыс. кВт	11470,0	11512,0	11835,0	11906,0	11947,0	12380,0	12966,0
	Число часов использования максимума	час	7367	7375	7409	7419	7428	7459	7447
Экспорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	2200,0	2250,0	2300,0	2370,0	2500,0	2600,0	3010,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	19,2	19,5	19,4	19,9	20,9	21,0	23,2
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	63,0	59,0	59,0	59,0	59,0	59,0	59,0
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	13733,0	13821,0	14194,0	14335,0	14506,0	15039,0	16035,0
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	12469,9	13619,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9	16719,9
	АЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	ГЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	ТЭС	тыс. кВт	12469,9	13619,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9	16719,9
	нетрадиционные	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	0,0	0,0	410,0	410,0	410,0	1420,0	0,0
Запертая мощность		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	12469,9	13619,9	14069,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	-1263,1	-201,1	-124,1	144,9	383,9	260,9	684,9
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности из ОЭС Урала		тыс. кВт	1465,0	405,0	325,0	60,0
Передача мощности в ОЭС Сибири		тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	1,9	3,9	0,9	4,9	183,9	60,9	484,9
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	2201,9	2253,9	2300,9	2374,9	2683,9	2660,9	3494,9
	То же в % к суммарному максимуму	%	19,2	19,6	19,4	19,9	22,5	21,5	27,0

Приложение N 2.11

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения совмещенного максимума с ЕЭС

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	204155,0	210030,0	218372,0	232825,0	241804,0	246934,0	252638,0
	Рост электропотребления	%	1,6	2,9	4,0	6,6	3,9	2,1	2,3
Максимум, совмещенный с ЕЭС		тыс. кВт	29941,0	30786,0	31842,0	33784,0	34984,0	35657,0	36463,0
	Число часов использования максимума	час	6819	6822	6858	6892	6912	6925	6929
Экспорт мощности		тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	3775,0	3868,0	4001,0	4245,0	4396,0	4480,0	4582,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	12954,1	12741,6	12638,2	9125,4	9474,4	9473,4	9472,4
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	46870,1	47595,6	48681,2	47354,4	49054,4	49810,4	50717,4
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	47587,4	49012,3	50977,2	51481,2	51523,2	52076,2	51976,2
	АЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	ГЭС	тыс. кВт	23269,3	24284,2	25284,1	25299,1	25299,1	25314,1	25314,1
	ТЭС	тыс. кВт	24318,1	24728,1	25693,1	26182,1	26224,1	26762,1	26662,1
	нетрадиционные	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	1096,9	548,3	1189,3	390,0	110,0	120,0	0,0
Запертая мощность		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	46490,5	48464,0	49787,9	51091,2	51413,2	51956,2	51976,2
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	-379,6	868,4	1106,7	3736,8	2358,8	2145,8	1258,8
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности из ОЭС Урала		тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
Получение мощности из ОЭС Центра		тыс. кВт	200,0
Передача мощности		тыс. кВт
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	20,4	1068,4	1306,7	3936,8	2558,8	2345,8	1458,8
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	3795,4	4936,4	5307,7	8181,8	6954,8	6825,8	6040,8
	То же в % к суммарному максимуму	%	12,7	16,0	16,7	24,2	19,9	19,1	16,6

Приложение N 2.12

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения собственного максимума

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	204155,0	210030,0	218372,0	232825,0	241804,0	246934,0	252638,0
	Рост электропотребления	%	1,6	2,9	4,0	6,6	3,9	2,1	2,3
Максимум, собственный		тыс. кВт	31457,0	32237,0	33342,0	35376,0	36632,0	37337,0	38181,0
	Число часов использования максимума	час	6490	6515	6549	6581	6601	6614	6617
Экспорт мощности		тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	3775,0	3868,0	4001,0	4245,0	4396,0	4480,0	4582,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	12954,1	12741,6	12638,2	9125,4	9474,4	9473,4	9472,4
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	48386,1	49046,6	50181,2	48946,4	50702,4	51490,4	52435,4
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	47587,4	49012,3	50977,2	51481,2	51523,2	52076,2	51976,2
	АЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	ГЭС	тыс. кВт	23269,3	24284,2	25284,1	25299,1	25299,1	25314,1	25314,1
	ТЭС	тыс. кВт	24318,1	24728,1	25693,1	26182,1	26224,1	26762,1	26662,1
	нетрадиционные	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	1096,9	548,3	1189,3	390,0	110,0	120,0	0,0
Запертая мощность		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	46490,5	48464,0	49787,9	51091,2	51413,2	51956,2	51976,2
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	-1895,6	-582,6	-393,3	2144,8	710,8	465,8	-459,2
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности из ОЭС Урала		тыс. кВт	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
Получение мощности из ОЭС Урала через Казахстан		тыс. кВт	1000,0	390,0	200,0				260,0
Передача мощности		тыс. кВт
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	-695,6	7,4	6,7	2344,8	910,8	665,8	0,8
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	3079,4	3875,4	4007,7	6589,8	5306,8	5145,8	4582,8
	То же в % к суммарному максимуму	%	9,8	12,0	12,0	18,6	14,5	13,8	12,0

Приложение N 2.13

Баланс мощности ОЭС Востока на час прохождения собственного максимума

			2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление		млн. кВт. ч	28860,0	29563,0	30643,0	31567,0	32502,0	33980,0	35873,0
	Рост электропотребления	%	2,2	2,4	3,7	3,0	3,0	4,5	5,6
Максимум, собственный		тыс. кВт	5161,0	5245,0	5428,0	5584,0	5741,0	5992,0	6310,0
	Число часов использования максимума	час	5592	5636	5645	5653	5661	5671	5685
Экспорт мощности		тыс. кВт	300,0	600,0	640,0	680,0	720,0	750,0	750,0
	в т.ч. нерезервируемый экспорт	тыс. кВт	300,0	600,0	640,0	680,0	720,0	750,0	750,0
Нормируемый резерв мощности		тыс. кВт	1135,0	1154,0	1194,0	1228,0	1263,0	1318,0	1388,0
	Нормируемый резерв в % к сумм. макс.	%	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
Ограничения мощности на конец года		тыс. кВт	1247,0	1244,0	1241,0	1333,0	1377,0	1401,0	1505,0
Недоиспольз. мощн. НИЭ на расч. макс		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО потребность		тыс. кВт	7843,0	8243,0	8503,0	8825,0	9101,0	9461,0	9953,0
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года		тыс. кВт	9294,4	9290,4	9284,4	9529,4	9719,4	9694,4	9694,4
	АЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	ГЭС	тыс. кВт	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0
	ТЭС	тыс. кВт	5954,4	5950,4	5944,4	6189,4	6379,4	6354,4	6354,4
	нетрадиционные	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Вводы мощности 4-го кв.		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Запертая мощность		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИТОГО покрытие максимума нагрузки		тыс. кВт	9294,4	9290,4	9284,4	9529,4	9719,4	9694,4	9694,4
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	1451,4	1047,4	781,4	704,4	618,4	233,4	-258,6
Импорт мощности		тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Получение мощности		тыс. кВт
Исключение из покрытия баланса Николаевской ТЭЦ		тыс. кВт	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6	130,6
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)		тыс. кВт	1320,8	916,8	650,8	573,8	487,8	102,8	-389,2
Фактический резерв мощности		тыс. кВт	2455,8	2070,8	1844,8	1801,8	1750,8	1420,8	998,8
	То же в % к суммарному максимуму	%	47,6	39,5	34,0	32,3	30,5	23,7	15,8

Приложение N 3.1

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Северо-Запада на период 2010-2016 гг.

МВт

ОЭС Северо-Запада	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
максимум ОЭС	14966	15190	15461	15739	15879	16371	17181
Сумма собственных максимумов ЭС	15229	15471	15747	16029	16170	16670	17495
Архангельская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1273,0	1280,0	1288,0	1295,0	1298,0	1329,0	1390,0
Покрытие (установленная мощность)	1708,2	1708,2	1708,2	1708,2	1708,2	1708,2	1708,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1708,2	1708,2	1708,2	1708,2	1708,2	1708,2	1708,2
НИЭ
Калининградская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	745,0	754,0	770,0	781,0	788,0	814,0	838,0
Покрытие (установленная мощность)	1003,1	1003,1	1015,1	1015,1	1015,1	1015,1	2165,1
в том числе:
АЭС							1150,0
ГЭС	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7
ТЭС	996,3	996,3	1008,3	1008,3	1008,3	1008,3	1008,3
НИЭ	5,1	5,1	5,1	5,1	5,1	5,1	5,1
Карельская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1340,0	1350,0	1379,0	1396,0	1404,0	1427,0	1465,0
Покрытие (установленная мощность)	1094,2	1094,2	1094,2	1094,2	1094,2	1094,2	1094,2
в том числе:
АЭС
ГЭС	633,2	633,2	633,2	633,2	633,2	633,2	633,2
ТЭС	461,0	461,0	461,0	461,0	461,0	461,0	461,0
НИЭ
Кольская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	2057,0	2078,0	2136,0	2182,0	2195,0	2277,0	2494,0
Покрытие (установленная мощность)	3735,0	3735,0	3735,0	3735,0	3735,0	3735,0	3736,4
в том числе:
АЭС	1760,0	1760,0	1760,0	1760,0	1760,0	1760,0	1760,0
ГЭС	1594,9	1594,9	1594,9	1594,9	1594,9	1594,9	1596,3
ТЭС	379,0	379,0	379,0	379,0	379,0	379,0	379,0
НИЭ	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
Коми энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1385,0	1407,0	1415,0	1422,0	1425,0	1441,0	1499,0
Покрытие (установленная мощность)	2268,7	2268,7	2268,7	2268,7	2268,7	2268,7	2268,7
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2268,7	2268,7	2268,7	2268,7	2268,7	2268,7	2268,7
НИЭ
Ленинградская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	7345,0	7500,0	7648,0	7831,0	7929,0	8226,0	8611,0
Покрытие (установленная мощность)	11537,7	12130,9	12703,8	13960,8	13910,3	14010,3	15183,3
в том числе:
АЭС	4000,0	4000,0	4000,0	5170,0	5170,0	5170,0	6340,0
ГЭС	683,9	697,1	710,0	710,0	710,0	710,0	713,0
ТЭС	6853,8	7433,8	7993,8	8080,8	8030,3	8130,3	8130,3
НИЭ
Новгородская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	679,0	688,0	693,0	697,0	701,0	716,0	744,0
Покрытие (установленная мощность)	423,8	423,8	423,8	423,8	423,8	423,8	423,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	423,8	423,8	423,8	423,8	423,8	423,8	423,8
НИЭ
Псковская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	405,0	414,0	418,0	425,0	430,0	440,0	454,0
Покрытие (установленная мощность)	433,0	433,0	433,0	433,0	433,0	433,0	433,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
ТЭС	430,0	430,0	430,0	430,0	430,0	430,0	430,0
НИЭ

Приложение N 3.2

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Центра на период 2010-2016 гг.

МВт

ОЭС Центра	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
максимум ОЭС	37115	37499	38018	38794	39628	41009	42770
Сумма собственных максимумов ЭС	37674	38073	38617	39407	40260	41668	43454
Белгородская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	2090,0	2117,0	2145,0	2173,0	2203,0	2318,0	2475,0
Покрытие (установленная мощность)	244,0	244,0	244,0	244,0	244,0	244,0	244,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	244,0	244,0	244,0	244,0	244,0	244,0	244,0
НИЭ
Брянская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	760,0	763,0	779,0	788,0	806,0	830,0	861,0
Покрытие (установленная мощность)	66,0	66,0	66,0	66,0	66,0	66,0	66,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	66,0	66,0	66,0	66,0	66,0	66,0	66,0
НИЭ
Владимирская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1210,0	1221,0	1249,0	1258,0	1266,0	1285,0	1315,0
Покрытие (установленная мощность)	412,5	430,5	430,5	430,5	430,5	376,0	376,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	412,5	430,5	430,5	430,5	430,5	376,0	376,0
НИЭ
Вологодская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1950,0	1987,0	2025,0	2071,0	2109,0	2177,0	2273,0
Покрытие (установленная мощность)	1444,0	1592,0	1628,0	1628,0	2048,0	2048,0	2014,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	86,0	86,0	86,0	86,0	86,0	86,0	86,0
ТЭС	1358,0	1506,0	1542,0	1542,0	1962,0	1962,0	1928,0
НИЭ
Воронежская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1730,0	1744,0	1787,0	1837,0	1845,0	1956,0	2065,0
Покрытие (установленная мощность)	2136,6	2136,6	2154,6	3389,6	3614,6	4813,6	4396,6
в том числе:
АЭС	1834,0	1834,0	1834,0	3033,0	3033,0	4232,0	3815,0
ГЭС
ТЭС	302,6	302,6	320,6	356,6	581,6	581,6	581,6
НИЭ
Ивановская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	701,0	709,0	735,0	746,0	758,0	780,0	798,0
Покрытие (установленная мощность)	977,0	1242,0	1307,0	1307,0	1307,0	1307,0	1307,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	977,0	1242,0	1307,0	1307,0	1307,0	1307,0	1307,0
НИЭ
Калужская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	855,0	865,0	881,0	918,0	954,0	1030,0	1116,0
Покрытие (установленная мощность)	67,0	97,0	97,0	97,0	97,0	97,0	97,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	67,0	97,0	97,0	97,0	97,0	97,0	97,0
НИЭ
Костромская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	695,0	703,0	708,0	721,0	730,0	753,0	768,0
Покрытие (установленная мощность)	3824,0	3824,0	3974,0	3974,0	3974,0	4374,0	4374,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3824,0	3824,0	3974,0	3974,0	3974,0	4374,0	4374,0
НИЭ
Курская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1290,0	1302,0	1315,0	1329,0	1342,0	1365,0	1410,0
Покрытие (установленная мощность)	4345,8	4345,8	4345,8	4345,8	4345,8	4345,8	4345,8
в том числе:
АЭС	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0
ГЭС
ТЭС	345,8	345,8	345,8	345,8	345,8	345,8	345,8
НИЭ
Липецкая энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1660,0	1720,0	1775,0	1855,0	1900,0	1923,0	1993,0
Покрытие (установленная мощность)	973,5	1123,5	1123,5	1123,5	1123,5	1123,5	1123,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	973,5	1123,5	1123,5	1123,5	1123,5	1123,5	1123,5
НИЭ
Московская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	17250,0	17371,0	17544,0	17930,0	18450,0	19115,0	19958,0
Покрытие (установленная мощность)	18488,9	18263,9	18520,9	19851,9	20271,9	19951,9	19951,9
в том числе:
АЭС
ГЭС	1283,4	1283,4	1703,4	2123,4	2123,4	2123,4	2123,4
ТЭС	17205,5	16980,5	16817,5	17728,5	18148,5	17828,5	17828,5
НИЭ
Орловская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	505,0	515,0	529,0	535,0	538,0	553,0	568,0
Покрытие (установленная мощность)	366,0	396,0	396,0	396,0	396,0	396,0	396,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	366,0	396,0	396,0	396,0	396,0	396,0	396,0
НИЭ
Рязанская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1105,0	1118,0	1126,0	1132,0	1132,0	1164,0	1217,0
Покрытие (установленная мощность)	3641,0	3641,0	3641,0	3756,0	3756,0	3756,0	3756,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3641,0	3641,0	3641,0	3756,0	3756,0	3756,0	3756,0
НИЭ
Смоленская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1008,0	1016,0	1027,0	1043,0	1058,0	1082,0	1091,0
Покрытие (установленная мощность)	4033,0	4033,0	4033,0	3823,0	3823,0	3823,0	3823,0
в том числе:
АЭС	3000,0	3000,0	3000,0	3000,0	3000,0	3000,0	3000,0
ГЭС
ТЭС	1033,0	1033,0	1033,0	823,0	823,0	823,0	823,0
НИЭ
Тамбовская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	615,0	622,0	630,0	641,0	660,0	686,0	714,0
Покрытие (установленная мощность)	393,0	393,0	393,0	393,0	393,0	393,0	393,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	393,0	393,0	393,0	393,0	393,0	393,0	393,0
НИЭ
Тверская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1240,0	1252,0	1264,0	1286,0	1320,0	1379,0	1445,0
Покрытие (установленная мощность)	5750,6	5750,6	6750,6	6750,6	6750,6	6750,6	6750,6
в том числе:
АЭС	3000,0	3000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0
ГЭС	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6
ТЭС	2748,0	2748,0	2748,0	2748,0	2748,0	2748,0	2748,0
НИЭ
Тульская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1630,0	1653,0	1694,0	1736,0	1769,0	1827,0	1896,0
Покрытие (установленная мощность)	2444,5	2634,5	2849,5	3177,5	3037,5	2897,5	2757,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2444,5	2634,5	2849,5	3177,5	3037,5	2897,5	2757,5
НИЭ
Ярославская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1380,0	1395,0	1404,0	1408,0	1420,0	1445,0	1491,0
Покрытие (установленная мощность)	1274,4	1284,4	1284,4	1734,4	1734,4	1744,4	1744,4
в том числе:
АЭС
ГЭС	466,4	476,4	476,4	486,4	486,4	496,4	496,4
ТЭС	808,0	808,0	808,0	1248,0	1248,0	1248,0	1248,0
НИЭ

Приложение N 3.3

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Средней Волги на период 2010-2016 гг.

МВт

ОЭС Средней Волги	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
максимум ОЭС	16973	17284	17730	18157	18507	19088	19802
Сумма собственных максимумов ЭС	17249	17605	18058	18490	18844	19443	20168
Марийская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	545,0	545,0	582,0	621,0	645,0	659,0	670,0
Покрытие (установленная мощность)	248,1	248,1	248,1	248,1	248,1	248,1	248,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	248,1	248,1	248,1	248,1	248,1	248,1	248,1
НИЭ
Мордовская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	566,0	572,0	580,0	583,0	585,0	597,0	617,0
Покрытие (установленная мощность)	364,0	364,0	364,0	364,0	364,0	364,0	364,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	364,0	364,0	364,0	364,0	364,0	364,0	364,0
НИЭ
Нижегородская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	3428,0	3493,0	3597,0	3697,0	3784,0	3930,0	4087,0
Покрытие (установленная мощность)	2601,0	2601,0	2606,0	2431,0	2846,0	2851,0	2796,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	520,0	520,0	525,0	525,0	525,0	530,0	535,0
ТЭС	2081,0	2081,0	2081,0	1906,0	2321,0	2321,0	2261,0
НИЭ
Пензенская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	792,0	799,0	815,0	833,0	850,0	867,0	900,0
Покрытие (установленная мощность)	435,0	435,0	435,0	435,0	435,0	410,0	410,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	435,0	435,0	435,0	435,0	435,0	410,0	410,0
НИЭ
Самарская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	3726,0	3865,0	3971,0	4062,0	4104,0	4208,0	4367,0
Покрытие (установленная мощность)	5898,7	6134,2	6359,7	6370,2	6380,7	6391,2	6401,7
в том числе:
АЭС
ГЭС	2341,0	2351,5	2362,0	2372,5	2383,0	2393,5	2404,0
ТЭС	3557,7	3782,7	3997,7	3997,7	3997,7	3997,7	3997,7
НИЭ
Саратовская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	2181,0	2225,0	2270,0	2335,0	2405,0	2500,0	2591,0
Покрытие (установленная мощность)	6868,0	6915,0	6915,0	6921,0	6921,0	6927,0	6933,0
в том числе:
АЭС	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0
ГЭС	1365,0	1376,0	1376,0	1382,0	1382,0	1388,0	1394,0
ТЭС	1503,0	1539,0	1539,0	1539,0	1539,0	1539,0	1539,0
НИЭ
Татарская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	3998,0	4059,0	4152,0	4243,0	4333,0	4497,0	4693,0
Покрытие (установленная мощность)	6836,0	6836,0	6836,0	6836,0	6836,0	6836,0	6836,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	1205,0	1205,0	1205,0	1205,0	1205,0	1205,0	1205,0
ТЭС	5631,0	5631,0	5631,0	5631,0	5631,0	5631,0	5631,0
НИЭ
Ульяновская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1120,0	1144,0	1168,0	1177,0	1183,0	1213,0	1245,0
Покрытие (установленная мощность)	944,5	944,5	944,5	944,5	944,5	944,5	944,5
в том числе:
АЭС	72,0	72,0	72,0	72,0	72,0	72,0	72,0
ГЭС
ТЭС	872,5	872,5	872,5	872,5	872,5	872,5	872,5
НИЭ
Чувашская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	893,0	903,0	923,0	939,0	955,0	972,0	998,0
Покрытие (установленная мощность)	2210,2	2210,2	2210,2	2210,2	2210,2	2210,2	2210,2
в том числе:
АЭС
ГЭС	1370,0	1370,0	1370,0	1370,0	1370,0	1370,0	1370,0
ТЭС	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0
НИЭ	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2

Приложение N 3.4

Таблица 3.4 - Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Юга на период 2010-2016 гг.

МВт

ОЭС Юга	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
максимум ОЭС	13687	13993	14665	15323	15681	16070	16500
Сумма собственных максимумов ЭС	13833	14170	14863	15528	15888	16286	16791
Астраханская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	752,0	773,0	795,0	820,0	852,0	885,0	926,0
Покрытие (установленная мощность)	564,0	539,0	749,0	749,0	749,0	749,0	749,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	564,0	539,0	749,0	749,0	749,0	749,0	749,0
НИЭ
Волгоградская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	2866,0	2891,0	2909,0	2946,0	2981,0	3066,0	3204,0
Покрытие (установленная мощность)	4165,0	4220,5	4213,0	4234,0	4255,0	4265,5	4286,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	2609,5	2641,0	2651,5	2672,5	2693,5	2704,0	2735,5
ТЭС	1555,5	1579,5	1561,5	1561,5	1561,5	1561,5	1550,5
НИЭ
Чеченская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	423,0	432,0	438,0	442,0	446,0	456,0	467,0
Покрытие (установленная мощность)		6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС		6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
НИЭ
Дагестанская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1003,0	1018,0	1034,0	1051,0	1077,0	1109,0	1127,0
Покрытие (установленная мощность)	1828,5	1828,5	1828,5	1928,5	1928,5	1928,5	1928,5
в том числе:
АЭС
ГЭС	1792,5	1792,5	1792,5	1892,5	1892,5	1892,5	1892,5
ТЭС	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0
НИЭ
Ингушская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	116,0	120,0	125,0	130,0	134,0	138,0	140,0
Покрытие (установленная мощность)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
НИЭ
Кабардино-Балкарская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	278,0	283,0	287,0	290,0	292,0	295,0	299,0
Покрытие (установленная мощность)	177,2	177,2	177,2	177,2	177,2	177,2	177,2
в том числе:
АЭС
ГЭС	155,2	155,2	155,2	155,2	155,2	155,2	155,2
ТЭС	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
НИЭ
Калмыцкая энергосистема
Потребность (собственный максимум)	98,0	98,0	99,0	100,0	100,0	102,0	108,0
Покрытие (установленная мощность)	19,0	19,0	19,0	19,0	19,0	19,0	19,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
НИЭ	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Карачаево-Черкесская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	214,0	215,0	217,0	219,0	221,0	222,0	226,0
Покрытие (установленная мощность)	189,9	189,9	189,9	329,9	330,5	331,3	332,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	175,9	175,9	175,9	315,9	316,5	317,3	318,0
ТЭС	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0
НИЭ
Краснодарская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	3427,0	3610,0	4145,0	4645,0	4790,0	4855,0	4890,0
Покрытие (установленная мощность)	1673,6	1754,6	2072,6	2712,6	2712,6	2712,6	2712,6
в том числе:
АЭС
ГЭС	87,8	87,8	87,8	87,8	87,8	87,8	87,8
ТЭС	1585,8	1666,8	1984,8	2624,8	2624,8	2624,8	2624,8
НИЭ
Ростовская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	2800,0	2854,0	2907,0	2949,0	3034,0	3136,0	3312,0
Покрытие (установленная мощность)	5064,0	5084,0	5084,0	5150,0	6250,0	6250,0	6250,0
в том числе:
АЭС	2000,0	2000,0	2000,0	2000,0	3100,0	3100,0	3100,0
ГЭС	211,0	211,0	211,0	211,0	211,0	211,0	211,0
ТЭС	2853,0	2873,0	2873,0	2939,0	2939,0	2939,0	2939,0
НИЭ
Северокавказская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	409,0	415,0	422,0	426,0	433,0	447,0	461,0
Покрытие (установленная мощность)	100,8	100,8	100,8	442,8	442,8	442,8	442,8
в том числе:
АЭС
ГЭС	94,8	94,8	94,8	436,8	436,8	436,8	436,8
ТЭС	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
НИЭ
Ставропольская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1447,0	1461,0	1485,0	1510,0	1528,0	1575,0	1631,0
Покрытие (установленная мощность)	4208,4	4448,4	4448,4	4583,4	4583,4	4583,4	4983,4
в том числе:
АЭС
ГЭС	463,4	463,4	463,4	463,4	463,4	463,4	463,4
ТЭС	3745,0	3985,0	3985,0	4120,0	4120,0	4120,0	4520,0
НИЭ

Приложение N 3.5

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Урала на период 2010-2016 гг.

МВт

ОЭС Урала	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
максимум ОЭС	35268	35710	36551	37043	37500	38623	40071
Сумма собственных максимумов ЭС	36440	36782	37547	38037	38506	39629	41113
Башкирская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	3770,0	3804,0	3846,0	3932,0	3995,0	4039,0	4088,0
Покрытие (установленная мощность)	5206,8	5286,8	5294,8	5324,8	5334,8	5334,8	5334,8
в том числе:
АЭС
ГЭС	222,3	222,3	222,3	222,3	222,3	222,3	222,3
ТЭС	4982,3	5062,3	5070,3	5100,3	5110,3	5110,3	5110,3
НИЭ	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2
Кировская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1250,0	1266,0	1283,0	1293,0	1303,0	1312,0	1332,0
Покрытие (установленная мощность)	940,3	940,3	940,3	940,3	1150,3	1150,3	1150,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	940,3	940,3	940,3	940,3	1150,3	1150,3	1150,3
НИЭ
Курганская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	790,0	801,0	806,0	816,0	822,0	855,0	888,0
Покрытие (установленная мощность)	707,2	707,2	707,2	707,2	677,2	677,2	677,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	707,2	707,2	707,2	707,2	677,2	677,2	677,2
НИЭ
Оренбургская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	2430,0	2452,0	2496,0	2518,0	2531,0	2572,0	2620,0
Покрытие (установленная мощность)	3665,0	3665,0	3665,0	3665,0	3665,0	3665,0	3665,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0
ТЭС	3635,0	3635,0	3635,0	3635,0	3635,0	3635,0	3635,0
НИЭ
Пермская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	3600,0	3663,0	3726,0	3790,0	3864,0	3929,0	3992,0
Покрытие (установленная мощность)	6198,6	6721,6	6824,1	6649,1	6499,1	7419,1	7553,9
в том числе:
АЭС
ГЭС	1585,0	1594,0	1594,0	1594,0	1594,0	1594,0	1594,0
ТЭС	4613,6	5127,6	5230,1	5055,1	4905,1	5825,1	5959,9
НИЭ
Свердловская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	6600,0	6709,0	6826,0	6922,0	7040,0	7346,0	7748,0
Покрытие (установленная мощность)	9647,4	9621,4	9621,4	10021,4	10900,4	10914,4	11204,4
в том числе:
АЭС	600,0	600,0	600,0	600,0	1480,0	1480,0	1480,0
ГЭС	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0
ТЭС	9040,4	9014,4	9014,4	9414,4	9413,4	9427,4	9717,4
НИЭ
Тюменская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	11470,0	11512,0	11835,0	11906,0	11947,0	12380,0	12966,0
Покрытие (установленная мощность)	12469,9	13619,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9	16719,9
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	12469,9	13619,9	14479,9	14889,9	15299,9	16719,9	16719,9
НИЭ
Удмуртская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1480,0	1490,0	1522,0	1543,0	1554,0	1572,0	1610,0
Покрытие (установленная мощность)	576,4	574,5	574,5	754,5	754,5	754,5	741,4
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	576,4	574,5	574,5	754,5	754,5	754,5	741,4
НИЭ
Челябинская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	5050,0	5085,0	5207,0	5317,0	5450,0	5624,0	5869,0
Покрытие (установленная мощность)	5241,0	5241,0	5641,0	5941,0	6966,0	6711,0	6711,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	5241,0	5241,0	5641,0	5941,0	6966,0	6711,0	6711,0
НИЭ

Приложение N 3.6

Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Сибири на период 2010-2016 гг.

МВт

ОЭС Сибири	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
максимум ОЭС	31457	32237	33342	35376	36632	37337	38181
Сумма собственных максимумов ЭС	31940	32741	33884	35959	37233	37953	38825
Алтайская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1997,0	2065,0	2120,0	2153,0	2188,0	2275,0	2357,0
Покрытие (установленная мощность)	1667,7	1667,7	1703,7	1703,7	1703,7	1703,7	1703,7
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1667,7	1667,7	1703,7	1703,7	1703,7	1703,7	1703,7
НИЭ
Бурятская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	990,0	1010,0	1033,0	1073,0	1110,0	1150,0	1193,0
Покрытие (установленная мощность)	1301,8	1321,8	1321,8	1321,8	1321,8	1321,8	1321,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1301,8	1321,8	1321,8	1321,8	1321,8	1321,8	1321,8
НИЭ
Иркутская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	8050,0	8470,0	9040,0	9415,0	9835,0	9935,0	10084,0
Покрытие (установленная мощность)	13165,6	13176,6	13224,6	13319,6	13319,6	13719,6	13719,6
в том числе:
АЭС
ГЭС	9088,4	9088,4	9088,4	9088,4	9088,4	9088,4	9088,4
ТЭС	4077,2	4088,2	4136,2	4231,2	4231,2	4631,2	4631,2
НИЭ
Красноярская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	6485,0	6570,0	6800,0	8000,0	8480,0	8600,0	8701,0
Покрытие (установленная мощность)	12447,8	13697,7	15497,6	15497,6	15497,6	15497,6	15497,6
в том числе:
АЭС
ГЭС	7004,9	8004,8	9004,7	9004,7	9004,7	9004,7	9004,7
ТЭС	5442,9	5692,9	6492,9	6492,9	6492,9	6492,9	6492,9
НИЭ
Кузбасская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	4825,0	4900,0	4930,0	5090,0	5165,0	5230,0	5377,0
Покрытие (установленная мощность)	5040,5	4965,5	4930,5	5234,5	5258,5	5258,5	5258,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	5040,5	4965,5	4930,5	5234,5	5258,5	5258,5	5258,5
НИЭ
Новосибирская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	2650,0	2685,0	2775,0	2855,0	2930,0	3010,0	3074,0
Покрытие (установленная мощность)	2977,0	2992,0	2992,0	3007,0	3007,0	3022,0	3022,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	455,0	470,0	470,0	485,0	485,0	500,0	500,0
ТЭС	2522,0	2522,0	2522,0	2522,0	2522,0	2522,0	2522,0
НИЭ
Омская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1770,0	1783,0	1825,0	1885,0	1937,0	2000,0	2086,0
Покрытие (установленная мощность)	1626,0	1586,0	1686,0	1696,0	1714,0	1852,0	1852,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1626,0	1586,0	1686,0	1696,0	1714,0	1852,0	1852,0
НИЭ
Республика Тыва энергосистема
Потребность (собственный максимум)	148,0	150,0	154,0	163,0	171,0	183,0	200,0
Покрытие (установленная мощность)	45,5	45,5	45,5	45,5	45,5	45,5	45,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	45,5	45,5	45,5	45,5	45,5	45,5	45,5
НИЭ
Томская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1405,0	1443,0	1485,0	1528,0	1580,0	1610,0	1664,0
Покрытие (установленная мощность)	1201,5	1201,5	1217,5	1217,5	1217,5	1217,5	1117,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1201,5	1201,5	1217,5	1217,5	1217,5	1217,5	1117,5
НИЭ
Хакасская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	2365,0	2379,0	2412,0	2445,0	2459,0	2495,0	2539,0
Покрытие (установленная мощность)	7038,5	7038,5	7038,5	7158,5	7158,5	7158,5	7158,5
в том числе:
АЭС
ГЭС	6721,0	6721,0	6721,0	6721,0	6721,0	6721,0	6721,0
ТЭС	317,5	317,5	317,5	437,5	437,5	437,5	437,5
НИЭ
Читинская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1255,0	1286,0	1310,0	1352,0	1378,0	1465,0	1550,0
Покрытие (установленная мощность)	1377,0	1616,0	1616,0	1616,0	1616,0	1616,0	1616,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1377,0	1616,0	1616,0	1616,0	1616,0	1616,0	1616,0
НИЭ

Приложение N 3.7

Таблица 3.7 - Региональная структура перспективных балансов мощности ОЭС Востока на период 2010-2016 гг.

МВт

ОЭС Востока	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
максимум ОЭС	5161	5245	5428	5584	5741	5992	6310
Сумма собственных максимумов ЭС	5291	5413	5601	5760	5922	6181	6512
Амурская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1242,0	1254,0	1259,0	1267,0	1315,0	1368,0	1433,0
Покрытие (установленная мощность)	3722,0	3703,0	3703,0	3703,0	3703,0	3703,0	3703,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0	3340,0
ТЭС	382,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0
НИЭ
Хабаровская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	1629,0	1653,0	1724,0	1773,0	1808,0	1842,0	1958,0
Покрытие (установленная мощность)	2164,0	2164,0	2116,0	2176,0	2181,0	2156,0	2156,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2164,0	2164,0	2116,0	2176,0	2181,0	2156,0	2156,0
НИЭ
Приморская энергосистема
Потребность (собственный максимум)	2164,0	2246,0	2356,0	2457,0	2532,0	2685,0	2821,0
Покрытие (установленная мощность)	2684,8	2699,8	2741,8	2926,8	3111,8	3111,8	3111,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2684,8	2699,8	2741,8	2926,8	3111,8	3111,8	3111,8
НИЭ
Южно-Якутский энергорайон Якутской энергосистемы
Потребность (собственный максимум)	256,0	260,0	262,0	263,0	267,0	286,0	300,0
Покрытие (установленная мощность)	618,0	618,0	618,0	618,0	618,0	618,0	618,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	618,0	618,0	618,0	618,0	618,0	618,0	618,0
НИЭ

Приложение N 4.1

Баланс электроэнергии ЕЭС России

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	987,11	940,25	959,088	979,731	1009,144	1043,757	1069,043	1105,759	1148,335
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч	2,58	2,58	2,580	2,580	2,950	3,419	4,200	4,200	4,200
Экспорт	млрд. кВт. ч	29,23	27,49	22,070	24,470	24,695	24,920	25,145	25,370	25,370
Импорт	млрд. кВт. ч	12,38	13,21	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч
Потребность	млрд. кВт. ч	1006,54	957,11	982,718	1005,761	1035,769	1071,076	1097,368	1134,309	1176,885
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	1006,54	957,11	982,718	1005,761	1035,769	1071,076	1097,368	1134,309	1176,885
ГЭС	млрд. кВт. ч	156,61	166,76	153,847	168,823	174,083	179,423	183,896	183,896	183,896
АЭС	млрд. кВт. ч	162,46	163,52	166,300	172,100	177,700	185,300	195,100	210,500	219,500
ТЭС	млрд. кВт. ч	687,47	626,83	662,564	664,831	683,979	706,346	718,365	739,906	773,482
нетрадиционные	млрд. кВт. ч	0,01	0,01	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008
Располагаемая мощность - всего	МВт	195248,6	189849,2	196709,4	203780,8	210551,4	216995,0	223474,6	227262,6	230525,1
ГЭС	МВт	37145,1	30062,0	32938,0	35097,4	38042,3	40039,5	40513,0	40557,8	40633,2
АЭС	МВт	23411,0	23411,0	24231,0	24231,0	25231,0	25231,0	27600,0	29580,0	30362,0
ТЭС	МВт	134684,1	136368,7	139532,9	144444,9	147270,6	151717,0	155354,1	157117,3	159522,4
нетрадиционные	МВт	8,4	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год	6940	6985	6863	7102	7043	7344	7069	7116	7229
ТЭС	час/год	5104	4597	4748	4603	4644	4656	4624	4709	4849
нетрадиционные	час/год	643	720	1020	1020	1020	1020	1020	1020	1020

Приложение N 4.2

Баланс электроэнергии ЕЭС России без ОЭС Востока

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	958,48	912,00	930,228	950,168	978,501	1012,190	1036,541	1071,779	1112,462
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч	2,58	2,58	2,580	2,580	2,950	3,419	4,200	4,200	4,200
Экспорт	млрд. кВт. ч	29,23	26,64	20,870	20,870	20,870	20,870	20,870	20,870	20,870
Импорт	млрд. кВт. ч	12,38	13,21	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч	0,11	0,16
Потребность	млрд. кВт. ч	977,80	927,85	952,658	972,598	1001,301	1035,459	1060,591	1095,829	1136,512
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	977,80	927,85	952,658	972,598	1001,301	1035,459	1060,591	1095,829	1136,512
ГЭС	млрд. кВт. ч	148,34	156,42	141,847	156,823	162,083	167,423	171,896	171,896	171,896
АЭС	млрд. кВт. ч	162,46	163,52	166,300	172,100	177,700	185,300	195,100	210,500	219,500
ТЭС	млрд. кВт. ч	666,99	607,91	644,504	643,668	661,511	682,729	693,588	713,426	745,109
нетрадиционные	млрд. кВт. ч	0,01	0,01	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008
Располагаемая мощность - всего	МВт	186344,6	180862,4	187625,6	194720,0	201510,6	207817,2	214166,8	218029,8	221428,3
ГЭС	МВт	33840,1	26732,0	29608,0	31767,4	34712,3	36709,5	37183,0	37227,8	37303,2
АЭС	МВт	23411,0	23411,0	24231,0	24231,0	25231,0	25231,0	27600,0	29580,0	30362,0
ТЭС	МВт	129085,1	130711,9	133779,1	138714,1	141559,8	145869,2	149376,3	151214,5	153755,6
нетрадиционные	МВт	8,4	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
Число часов использования располагаемой мощности	час/год
АЭС	час/год	6940	6985	6863	7102	7043	7344	7069	7116	7229
ТЭС	час/год	5167	4651	4818	4640	4673	4680	4643	4718	4846
нетрадиционные	час/год	643	720	1020	1020	1020	1020	1020	1020	1020

Приложение N 4.3

Баланс электроэнергии европейской части ЕЭС

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	749,23	711,07	726,073	740,138	760,129	779,365	794,737	824,845	859,824
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч	2,58	2,58	2,580	2,580	2,950	3,419	4,200	4,200	4,200
Экспорт	млрд. кВт. ч	29,05	26,48	20,650	20,650	20,650	20,650	20,650	20,650	20,650
Импорт	млрд. кВт. ч	8,29	7,47	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч	1,70	1,76	7,000	3,000	3,000	1,000	1,000	1,000	4,000
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч
Потребность	млрд. кВт. ч	774,27	734,43	755,303	765,368	785,729	803,434	819,587	849,695	887,674
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	774,27	734,43	755,303	765,368	785,729	803,434	819,587	849,695	887,674
ГЭС	млрд. кВт. ч	66,01	67,38	60,547	60,823	61,083	61,423	63,096	63,096	63,096
АЭС	млрд. кВт. ч	162,46	163,52	166,300	172,100	177,700	185,300	195,100	210,500	219,500
ТЭС	млрд. кВт. ч	545,79	503,52	528,449	532,438	546,939	556,704	561,384	576,092	605,071
нетрадиционные	млрд. кВт. ч	0,01	0,01	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008
Располагаемая мощность - всего	МВт	146435,4	147162,8	151205,2	155904,6	159777,9	163617,4	169644,0	172978,0	176355,5
ГЭС	МВт	16496,9	15788,8	15954,8	16224,2	16679,1	17276,6	17750,1	17794,9	17870,3
АЭС	МВт	23231,0	23231,0	24231,0	24231,0	25231,0	25231,0	27600,0	29580,0	30362,0
ТЭС	МВт	106699,1	108135,5	111011,9	115441,9	117860,3	121102,3	124286,4	125595,6	128115,7
нетрадиционные	МВт	8,4	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год	6993	7039	6863	7102	7043	7344	7069	7116	7229
ТЭС	час/год	5115	4656	4760	4612	4641	4597	4517	4587	4723
нетрадиционные	час/год	643	720	1020	1020	1020	1020	1020	1020	1020

Приложение N 4.4

Баланс электроэнергии ОЭС Северо-Запада

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	91,302	88,292	90,191	92,331	93,912	95,747	96,704	100,085	105,397
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч
Экспорт, всего в т.ч	млрд. кВт. ч	13,023	13,631	13,150	13,150	13,150	13,150	13,150	13,150	13,150
в Латвию	млрд. кВт. ч			1,800	1,800	1,800	1,800	1,800	1,800	1,800
в Литву	млрд. кВт. ч			1,750	1,750	1,750	1,750	1,750	1,750	1,750
в Финляндию	млрд. кВт. ч	10,170	11,170	9,600	9,600	9,600	9,600	9,600	9,600	9,600
в Эстонию	млрд. кВт. ч	2,853	2,461
Импорт,всего в т.ч.	млрд. кВт. ч	1,895	2,358
из Белоруссии	млрд. кВт. ч	0,455	0,580
из Латвии	млрд. кВт. ч	0,307	0,557
из Литвы	млрд. кВт. ч	1,133	1,221
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч				1,000	1,000	1,000	1,000	2,000
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч	1,766	1,967	2,000						3,500
Потребность	млрд. кВт. ч	100,664	97,598	101,341	106,481	108,062	109,897	110,854	115,235	115,047
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	100,664	97,598	101,341	106,481	108,062	109,897	110,854	115,235	115,047
ГЭС	млрд. кВт. ч	13,549	13,975	12,259	12,239	12,239	12,239	12,239	12,239	12,239
АЭС	млрд. кВт. ч	38,386	36,377	39,200	41,400	42,700	41,800	44,600	50,600	48,700
ТЭС	млрд. кВт. ч	48,725	47,241	49,875	52,835	53,116	55,851	54,008	52,389	54,101
нетрадиционные	млрд. кВт. ч	0,005	0,005	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008
Располагаемая мощность - всего	МВт	20001,2	19940,8	19709,4	21422,4	21754,3	22291,3	23410,8	23460,8	23512,2
ГЭС	МВт	2633,7	2472,0	2478,7	2487,1	2517,0	2517,0	2517,0	2517,0	2518,4
АЭС	МВт	5760,0	5760,0	5760,0	5760,0	5760,0	5760,0	6930,0	6930,0	6930,0
ТЭС	МВт	11602,2	11702,6	11464,5	13169,1	13471,1	14008,1	13957,6	14007,6	14057,6
нетрадиционные	МВт	5,3	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2	6,2
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год	6664	6315	6806	7188	7413	7257	6436	7302	7027
ТЭС	час/год	4200	4037	4350	4012	3943	3987	3869	3740	3849
нетрадиционные	час/год	943	806	1210	1210	1210	1210	1210	1210	1210

Приложение N 4.5

Баланс электроэнергии ОЭС Центра

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	217,934	209,129	213,994	217,837	221,848	227,381	232,686	242,780	253,855
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч	2,580	2,580	2,580	2,580	2,950	3,280	3,950	3,950	3,950
Экспорт, всего в т.ч	млрд. кВт. ч	9,834	8,583	4,050	4,050	4,050	4,050	4,050	4,050	4,050
в Беларусь	млрд. кВт. ч	4,602	4,185	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000
в Литву	млрд. кВт. ч			1,750	1,750	1,750	1,750	1,750	1,750	1,750
в Украину	млрд. кВт. ч	5,233	4,398	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Импорт,всего в т.ч.	млрд. кВт. ч	1,242		0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
из Белоруссии	млрд. кВт. ч	0,290
из Украины	млрд. кВт. ч	0,951		0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч	7,658	4,897	12,400	8,400	8,200	7,100	6,400	6,000	10,000
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч		0,481		1,000	1,000	1,000	1,000	2,000
Потребность	млрд. кВт. ч	236,764	224,708	232,724	231,567	235,748	240,511	245,786	254,480	271,555
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	236,764	224,708	232,724	231,567	235,748	240,511	245,786	254,480	271,555
ГЭС	млрд. кВт. ч	3,595	4,071	3,369	3,369	3,629	3,869	4,369	4,369	4,369
АЭС	млрд. кВт. ч	80,163	83,091	81,800	82,100	87,000	93,700	98,600	103,900	106,500
ТЭС	млрд. кВт. ч	153,005	137,546	147,555	146,098	145,119	142,942	142,817	146,211	160,686
Располагаемая мощность - всего	МВт	46867,6	48165,9	49767,9	50368,9	51946,9	53532,7	55894,5	56084,3	56279,3
ГЭС	МВт	1671,8	1686,4	1695,4	1696,4	2116,4	2536,4	2536,4	2549,2	2549,2
АЭС	МВт	11834,0	11834,0	11834,0	11834,0	12834,0	12834,0	14033,0	14033,0	14815,0
ТЭС	МВт	33361,8	34645,5	36238,5	36838,5	36996,5	38162,3	39325,1	39502,1	38915,1
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год	6774	7021	6912	6938	6779	7301	7026	7404	7189
ТЭС	час/год	4586	3970	4072	3966	3923	3746	3632	3701	4129

Приложение N 4.6

Баланс электроэнергии ОЭС Юга

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	80,985	78,099	79,722	81,865	86,136	90,550	92,982	95,851	99,337
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч						0,139	0,250	0,250	0,250
Экспорт, всего в т.ч	млрд. кВт. ч	2,086	0,075	2,730	2,730	2,730	2,730	2,730	2,730	2,730
в Азербайджан	млрд. кВт. ч	0,112		0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700
в Грузию	млрд. кВт. ч	0,673		1,100	1,100	1,100	1,100	1,100	1,100	1,100
в Иран	млрд. кВт. ч			0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
в Казахстан	млрд. кВт. ч	0,082	0,075	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
в Турцию	млрд. кВт. ч			0,600	0,600	0,600	0,600	0,600	0,600	0,600
в Украину	млрд. кВт. ч	1,220
Импорт, всего в т.ч.	млрд. кВт. ч	5,154	5,113	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700
из Азербайджана	млрд. кВт. ч	0,330	0,309	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
из Грузии	млрд. кВт. ч	0,420		0,400	0,400	0,400	0,400	0,400	0,400	0,400
из Казахстана	млрд. кВт. ч	0,002
из Украины	млрд. кВт. ч	4,400	4,804
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч		0,481
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч	5,008	4,311	3,500	3,000	2,400	2,200	1,800
Потребность	млрд. кВт. ч	72,910	69,231	78,252	80,895	85,766	90,519	93,462	98,131	101,617
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	72,910	69,231	78,252	80,895	85,766	90,519	93,462	98,131	101,617
ГЭС	млрд. кВт. ч	20,257	20,749	20,122	20,418	20,418	20,518	21,691	21,691	21,691
АЭС	млрд. кВт. ч	8,120	8,322	11,200	14,300	14,800	14,900	16,000	18,700	23,600
ТЭС	млрд. кВт. ч	44,533	40,161	46,930	46,177	50,548	55,101	55,771	57,740	56,326
нетрадиционные	млрд. кВт. ч
Располагаемая мощность - всего	МВт	15555,1	15343,5	16544,7	16861,7	17377,2	18479,2	19257,2	20367,7	20788,2
ГЭС	МВт	5128,5	5004,3	4992,3	5064,8	5075,3	5236,3	5699,3	5709,8	5741,3
АЭС	МВт	1000,0	1000,0	2000,0	2000,0	2000,0	2000,0	2000,0	3100,0	3100,0
ТЭС	МВт	9425,9	9338,2	9551,4	9795,9	10300,9	11241,9	11556,9	11556,9	11945,9
нетрадиционные	МВт	0,7	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год	8120	8322	5600	7150	7400	7450	8000	6032	7613
ТЭС	час/год	4725	4301	4913	4714	4907	4901	4826	4996	4715
нетрадиционные	час/год

Приложение N 4.7

Баланс электроэнергии Ср. Волги

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	108,030	99,344	101,073	103,847	107,414	110,711	113,421	117,611	122,298
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч
Экспорт в Казахстан	млрд. кВт. ч	0,251	0,222	0,250	0,250	0,250	0,250	0,250	0,250	0,250
Импорт	млрд. кВт. ч
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч	12,725	12,971	10,100	5,600	3,200	1,100	0,900
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч	5,197	2,672	9,000	7,000	7,000	6,000	5,500	6,000	6,500
Потребность	млрд. кВт. ч	115,809	109,866	102,423	102,697	103,864	106,061	109,071	111,861	116,048
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	115,809	109,866	102,423	102,697	103,864	106,061	109,071	111,861	116,048
ГЭС	млрд. кВт. ч	22,352	22,720	19,930	19,930	19,930	19,930	19,930	19,930	19,930
АЭС	млрд. кВт. ч	31,709	31,704	30,500	30,500	29,200	31,000	31,900	30,200	30,100
ТЭС	млрд. кВт. ч	61,748	55,442	51,993	52,267	54,734	55,131	57,241	61,731	66,018
нетрадиционные	млрд. кВт. ч
Располагаемая мощность - всего	МВт	23212,2	22956,7	22983,7	23230,1	23485,0	23579,7	24018,0	24081,7	24087,1
ГЭС	МВт	5249,8	5043,7	5184,0	5320,5	5336,0	5352,5	5363,0	5384,5	5406,0
АЭС	МВт	4037,0	4037,0	4037,0	4037,0	4037,0	4037,0	4037,0	4037,0	4037,0
ТЭС	МВт	13925,2	13875,8	13762,5	13872,4	14111,8	14190,0	14617,8	14660,0	14643,9
нетрадиционные	МВт	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год	7855	7853	7555	7555	7233	7679	7902	7481	7456
ТЭС	час/год	4434	3996	3778	3768	3879	3885	3916	4211	4508
нетрадиционные	час/год

Приложение N 4.8

Баланс электроэнергии ОЭС Урала

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	250,981	236,210	241,093	244,258	250,819	254,976	258,944	268,518	278,937
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч
Экспорт в Казахстан	млрд. кВт. ч	3,853	3,969	0,470	0,470	0,470	0,470	0,470	0,470	0,470
Импорт	млрд. кВт. ч
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч	1,722	1,785	7,000	3,000	3,000	1,000	1,000	1,000	4,000
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч	8,432	8,942	8,000	4,000	2,000
Потребность	млрд. кВт. ч	248,124	233,023	240,563	243,728	252,289	256,446	260,414	269,988	283,407
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	248,124	233,023	240,563	243,728	252,289	256,446	260,414	269,988	283,407
ГЭС	млрд. кВт. ч	6,257	5,868	4,867	4,867	4,867	4,867	4,867	4,867	4,867
АЭС	млрд. кВт. ч	4,084	4,022	3,600	3,800	4,000	3,900	4,000	7,100	10,600
ТЭС	млрд. кВт. ч	237,783	223,132	232,096	235,061	243,422	247,679	251,547	258,021	267,940
нетрадиционные	млрд. кВт. ч	0,0004	0,0004	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002
Располагаемая мощность - всего	МВт	40799,3	40755,9	42199,5	44021,5	45214,5	45734,5	47063,5	48983,5	51688,7
ГЭС	МВт	1813,1	1582,4	1604,4	1655,4	1634,4	1634,4	1634,4	1634,4	1655,4
АЭС	МВт	600,0	600,0	600,0	600,0	600,0	600,0	600,0	1480,0	1480,0
ТЭС	МВт	38384,0	38573,4	39995,0	41766,0	42980,0	43500,0	44829,0	45869,0	48553,2
нетрадиционные	МВт	2,2	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год	6807	6704	6000	6333	6667	6500	6667	4797	7162
ТЭС	час/год	6195	5785	5803	5628	5664	5694	5611	5625	5518
нетрадиционные	час/год	182	4000	1500	1500	1500	1500	1500	1500	1500

Приложение N 4.9

Баланс электроэнергии Тюменской энергосистемы

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	81,591	81,546	84,504	84,904	87,681	88,330	88,741	92,348	96,563
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч
Экспорт	млрд. кВт. ч
Импорт	млрд. кВт. ч
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч	2,431	2,204	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч
Потребность	млрд. кВт. ч	84,021	83,750	85,504	85,904	88,681	89,330	89,741	93,348	97,563
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	84,021	83,750	85,504	85,904	88,681	89,330	89,741	93,348	97,563
ГЭС	млрд. кВт. ч
АЭС	млрд. кВт. ч
ТЭС	млрд. кВт. ч	84,021	83,750	85,504	85,904	88,681	89,330	89,741	93,348	97,563
Располагаемая мощность - всего	МВт	11560,0	11563,7	12406,9	13560,9	14010,9	14420,9	14830,9	15240,9	16660,9
ГЭС	МВт
АЭС	МВт
ТЭС	МВт	11560,0	11563,7	12406,9	13560,9	14010,9	14420,9	14830,9	15240,9	16660,9
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год
ТЭС	час/год	7268	7243	6892	6335	6329	6194	6051	6125	5856

Приложение N 4.10

Баланс электроэнергии ОЭС Сибири

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	209,251	200,924	204,155	210,030	218,372	232,825	241,804	246,934	252,638
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч
Экспорт в Монголию	млрд. кВт. ч	0,179	0,161	0,220	0,220	0,220	0,220	0,220	0,220	0,220
Импорт, всего в т.ч.	млрд. кВт. ч	4,088	5,737	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020
из Казахстана	млрд. кВт. ч	4,088	5,737
из Монголии	млрд. кВт. ч			0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч	1,813	1,923	7,000	3,000	3,000	1,000	1,000	1,000	4,000
Потребность	млрд. кВт. ч	203,529	193,424	197,355	207,230	215,572	232,025	241,004	246,134	248,838
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	203,529	193,424	197,355	207,230	215,572	232,025	241,004	246,134	248,838
ГЭС	млрд. кВт. ч	82,335	89,040	81,300	96,000	101,000	106,000	108,800	108,800	108,800
АЭС	млрд. кВт. ч
ТЭС	млрд. кВт. ч	121,195	104,384	116,055	111,230	114,572	126,025	132,204	137,334	140,038
Располагаемая мощность - всего	МВт	39909,2	33699,6	36420,4	38815,4	41732,7	44199,8	44522,8	45051,8	45072,8
ГЭС	МВт	17343,2	10943,2	13653,2	15543,2	18033,2	19432,9	19432,9	19432,9	19432,9
АЭС	МВт	180,0	180,0
ТЭС	МВт	22386,0	22576,4	22767,2	23272,2	23699,5	24766,9	25089,9	25618,9	25639,9
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год
ТЭС	час/год	5414	4624	5097	4780	4834	5088	5269	5361	5462

Приложение N 4.11

Баланс электроэнергии ОЭС Востока

Наименование	Единицы измерения	2008 г.	2009 г.	ПРОГНОЗ
				2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление	млрд. кВт. ч	28,629	28,247	28,860	29,563	30,643	31,567	32,502	33,980	35,873
Заряд ГАЭС	млрд. кВт. ч
Экспорт в Китай	млрд. кВт. ч		0,854	1,200	3,600	3,825	4,050	4,275	4,500	4,500
Импорт	млрд. кВт. ч
Передача внутри РФ	млрд. кВт. ч	0,115	0,162
Получение внутри РФ	млрд. кВт. ч
Потребность	млрд. кВт. ч	28,743	29,262	30,060	33,163	34,468	35,617	36,777	38,480	40,373
Производство электроэнергии - всего	млрд. кВт. ч	28,743	29,262	30,060	33,163	34,468	35,617	36,777	38,480	40,373
ГЭС	млрд. кВт. ч	8,263	10,335	12,000	12,000	12,000	12,000	12,000	12,000	12,000
АЭС	млрд. кВт. ч
ТЭС	млрд. кВт. ч	20,480	18,928	18,060	21,163	22,468	23,617	24,777	26,480	28,373
Располагаемая мощность - всего	МВт	8904,0	8986,8	9083,8	9060,8	9040,8	9177,8	9307,8	9232,8	9096,8
ГЭС	МВт	3305,0	3330,0	3330,0	3330,0	3330,0	3330,0	3330,0	3330,0	3330,0
АЭС	МВт
ТЭС	МВт	5599,0	5656,8	5753,8	5730,8	5710,8	5847,8	5977,8	5902,8	5766,8
Число часов использования располагаемой мощности
АЭС	час/год
ТЭС	час/год	3658	3346	3139	3693	3934	4039	4145	4486	4920

Приложение N 5.1

Региональная структура перспективных балансов электроэнергии ОЭС Северо-Запада на период 2010-2016 гг.

млрд. кВтч

ОЭС Северо-Запада	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
электропотребление ОЭС	90,191	92,331	93,912	95,747	96,704	100,085	105,397
Покрытие	101,341	106,481	108,063	109,897	110,854	115,235	115,047
в том числе:
АЭС	39,200	41,400	42,700	41,800	44,600	50,600	48,700
ГЭС	12,259	12,239	12,239	12,239	12,239	12,239	12,239
ТЭС	49,875	52,835	53,116	55,851	54,008	52,389	54,101
НИЭ	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008
Архангельская энергосистема
Потребность (электропотребление)	7,635	7,759	7,834	7,884	7,929	8,146	8,506
Покрытие (производство электроэнергии)	7,150	7,250	7,350	7,380	7,434	7,669	8,030
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	7,150	7,250	7,350	7,380	7,434	7,669	8,030
НИЭ
Калининградская энергосистема
Потребность (электропотребление)	3,943	4,037	4,134	4,201	4,250	4,397	4,559
Покрытие (производство электроэнергии)	2,8	4,0	4,1	4,2	4,2	4,4	4,559
в том числе:
АЭС							0,000
ГЭС	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010
ТЭС	2,743	4,018	4,133	4,151	4,234	4,385	4,545
НИЭ	0,005	0,005	0,005	0,005	0,005	0,005	0,005
Карельская энергосистема
Потребность (электропотребление)	8,727	8,868	9,069	9,196	9,260	9,447	9,749
Покрытие (производство электроэнергии)	4,535	4,527	4,385	4,382	4,317	4,331	4,331
в том числе:
АЭС
ГЭС	2,701	2,701	2,701	2,701	2,701	2,701	2,701
ТЭС	1,834	1,826	1,684	1,681	1,616	1,630	1,630
НИЭ
Кольская энергосистема
Потребность (электропотребление)	13,435	13,604	14,014	14,344	14,455	15,033	16,603
Покрытие (производство электроэнергии)	17,488	17,888	18,145	18,145	18,145	18,145	18,145
в том числе:
АЭС	10,700	11,100	11,100	11,100	11,100	11,100	11,100
ГЭС	6,290	6,290	6,290	6,290	6,290	6,290	6,290
ТЭС	0,495	0,495	0,752	0,752	0,752	0,752	0,752
НИЭ	0,003	0,003	0,003	0,003	0,003	0,003	0,003
Коми энергосистема
Потребность (электропотребление)	8,865	9,008	9,096	9,153	9,179	9,402	9,703
Покрытие (производство электроэнергии)	9,350	9,500	9,600	9,650	9,684	9,924	10,200
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	9,350	9,500	9,600	9,650	9,684	9,924	10,200
НИЭ
Ленинградская энергосистема
Потребность (электропотребление)	41,497	42,850	43,479	44,599	45,197	47,013	49,371
Покрытие (производство электроэнергии)	57,208	60,646	61,880	63,618	64,586	68,565	67,501
в том числе:
АЭС	28,500	30,300	31,600	30,700	33,500	39,500	37,600
ГЭС	3,245	3,225	3,225	3,225	3,225	3,225	3,225
ТЭС	25,463	27,121	27,055	29,693	27,861	25,840	26,676
НИЭ
Новгородская энергосистема
Потребность (электропотребление)	3,970	4,039	4,086	4,127	4,153	4,305	4,486
Покрытие (производство электроэнергии)	0,797	1,980	1,897	1,898	1,782	1,543	1,623
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,797	1,980	1,897	1,898	1,782	1,543	1,623
НИЭ
Псковская энергосистема
Потребность (электропотребление)	2,119	2,166	2,200	2,243	2,281	2,342	2,420
Покрытие (производство электроэнергии)	2,056	0,658	0,658	0,658	0,658	0,658	0,658
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,013	0,013	0,013	0,013	0,013	0,013	0,013
ТЭС	2,043	0,645	0,645	0,645	0,645	0,645	0,645
НИЭ

Приложение N 5.2

Региональная структура перспективных балансов электроэнергии ОЭС Центра на период 2010-2016 гг.

млрд. кВтч

ОЭС Центра	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
электропотребление ОЭС с учетом заряда ГАЭС	216,574	220,417	224,798	230,661	236,636	246,730	257,805
Покрытие	232,724	231,567	235,748	240,511	245,786	254,480	271,555
в том числе:
АЭС	81,800	82,100	87,000	93,700	98,600	103,900	106,500
ГЭС	3,369	3,369	3,629	3,869	4,369	4,369	4,369
ТЭС	147,555	146,098	145,119	142,942	142,817	146,210	160,686
НИЭ
Белгородская энергосистема
Потребность (электропотребление)	13,648	13,857	14,069	14,284	14,503	15,320	16,404
Покрытие (производство электроэнергии)	0,840	0,869	0,915	0,923	0,925	0,930	0,930
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,840	0,869	0,915	0,923	0,925	0,930	0,930
НИЭ
Брянская энергосистема
Потребность (электропотребление)	4,100	4,127	4,237	4,313	4,432	4,611	4,788
Покрытие (производство электроэнергии)	0,112	0,112	0,112	0,112	0,112	0,112	0,112
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,112	0,112	0,112	0,112	0,112	0,112	0,112
НИЭ
Владимирская энергосистема
Потребность (электропотребление)	6,800	6,890	7,072	7,133	7,188	7,312	7,512
Покрытие (производство электроэнергии)	1,780	1,638	1,632	1,526	1,349	1,309	1,365
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,780	1,638	1,632	1,526	1,349	1,309	1,365
НИЭ
Вологодская энергосистема
Потребность (электропотребление)	13,181	13,445	13,714	14,057	14,338	14,850	15,520
Покрытие (производство электроэнергии)	6,666	7,022	7,529	7,469	7,972	9,101	9,646
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,127	0,127	0,127	0,127	0,127	0,127	0,127
ТЭС	6,539	6,895	7,402	7,342	7,845	8,974	9,519
НИЭ
Воронежская энергосистема
Потребность (электропотребление)	9,250	9,340	9,596	9,890	9,946	10,724	11,371
Покрытие (производство электроэнергии)	12,429	12,521	14,366	14,317	19,506	23,961	28,631
в том числе:
АЭС	11,700	11,100	12,900	12,700	17,300	20,800	25,500
ГЭС
ТЭС	0,729	1,421	1,466	1,617	2,206	3,161	3,131
НИЭ
Ивановская энергосистема
Потребность (электропотребление)	3,781	3,832	3,987	4,056	4,133	4,275	4,391
Покрытие (производство электроэнергии)	3,237	4,185	5,651	5,624	5,620	5,620	5,643
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3,237	4,185	5,651	5,624	5,620	5,620	5,643
НИЭ
Калужская энергосистема
Потребность (электропотребление)	4,796	4,879	4,979	5,216	5,443	5,905	6,404
Покрытие (производство электроэнергии)	0,129	0,129	0,308	0,304	0,304	0,304	0,304
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,129	0,129	0,308	0,304	0,304	0,304	0,304
НИЭ
Костромская энергосистема
Потребность (электропотребление)	3,628	3,687	3,723	3,802	3,862	4,008	4,094
Покрытие (производство электроэнергии)	13,173	11,970	11,207	10,627	9,451	10,164	13,663
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	13,173	11,970	11,207	10,627	9,451	10,164	13,663
НИЭ
Курская энергосистема
Потребность (электропотребление)	8,003	8,121	8,245	8,370	8,497	8,801	9,105
Покрытие (производство электроэнергии)	28,979	31,270	32,477	30,462	30,762	32,362	30,562
в том числе:
АЭС	28,200	29,800	31,000	29,000	29,300	30,900	29,100
ГЭС
ТЭС	0,779	1,470	1,477	1,462	1,462	1,462	1,462
НИЭ
Липецкая энергосистема
Потребность (электропотребление)	10,250	10,742	11,236	11,747	12,034	12,596	13,097
Покрытие (производство электроэнергии)	4,161	4,380	4,216	4,039	3,880	3,909	4,086
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	4,161	4,380	4,216	4,039	3,880	3,909	4,086
НИЭ
Московская энергосистема
Потребность (электропотребление)	96,001	97,716	99,418	102,480	106,125	110,572	115,562
Покрытие (производство электроэнергии)	81,596	80,817	78,203	76,533	76,079	77,241	84,577
в том числе:
АЭС
ГЭС	2,084	2,084	2,344	2,584	3,084	3,084	3,084
ТЭС	79,512	78,733	75,859	73,949	72,995	74,157	81,493
НИЭ
Орловская энергосистема
Потребность (электропотребление)	2,634	2,698	2,789	2,842	2,859	2,949	3,045
Покрытие (производство электроэнергии)	1,454	1,456	1,634	1,631	1,631	1,631	1,633
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,454	1,456	1,634	1,631	1,631	1,631	1,633
НИЭ
Рязанская энергосистема
Потребность (электропотребление)	6,113	6,212	6,272	6,310	6,315	6,512	6,836
Покрытие (производство электроэнергии)	13,228	12,393	12,090	11,616	11,558	11,495	12,617
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	13,228	12,393	12,090	11,616	11,558	11,495	12,617
НИЭ
Смоленская энергосистема
Потребность (электропотребление)	6,190	6,250	6,340	6,454	6,565	6,741	6,802
Покрытие (производство электроэнергии)	23,490	22,066	19,738	25,338	25,570	24,848	24,713
в том числе:
АЭС	19,900	18,800	16,600	22,900	23,400	22,700	22,200
ГЭС
ТЭС	3,590	3,266	3,138	2,438	2,170	2,147	2,513
НИЭ
Тамбовская энергосистема
Потребность (электропотребление)	3,210	3,263	3,330	3,420	3,540	3,705	3,874
Покрытие (производство электроэнергии)	1,157	1,110	1,112	1,211	1,222	1,223	1,226
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,157	1,110	1,112	1,211	1,222	1,223	1,226
НИЭ
Тверская энергосистема
Потребность (электропотребление)	7,488	7,572	7,650	7,799	8,017	8,407	8,786
Покрытие (производство электроэнергии)	30,562	30,356	34,193	36,463	35,283	36,133	37,289
в том числе:
АЭС	22,000	22,400	26,500	29,100	28,600	29,500	29,700
ГЭС	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008
ТЭС	8,554	7,948	7,685	7,355	6,675	6,625	7,581
НИЭ
Тульская энергосистема
Потребность (электропотребление)	9,574	9,729	10,014	10,327	10,591	11,014	11,495
Покрытие (производство электроэнергии)	6,178	5,708	6,783	7,861	8,109	7,675	8,077
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6,178	5,708	6,783	7,861	8,109	7,675	8,077
НИЭ
Ярославская энергосистема
Потребность (электропотребление)	7,927	8,057	8,127	8,161	8,248	8,428	8,719
Покрытие (производство электроэнергии)	3,553	3,565	3,582	4,454	6,453	6,461	6,481
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,150	1,150	1,150	1,150	1,150	1,150	1,150
ТЭС	2,403	2,415	2,432	3,304	5,303	5,311	5,331
НИЭ

Приложение N 5.3

Региональная структура перспективных балансов электроэнергии ОЭС Средней Волги на период 2010-2016 гг.

млрд. кВтч

ОЭС Средней Волги	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
электропотребление ОЭС	101,073	103,847	107,414	110,711	113,421	117,611	122,298
Покрытие	102,423	102,697	103,864	106,061	109,071	111,861	116,048
в том числе:
АЭС	30,500	30,500	29,200	31,000	31,900	30,200	30,100
ГЭС	19,930	19,930	19,930	19,930	19,930	19,930	19,930
ТЭС	51,993	52,267	54,734	55,131	57,241	61,731	66,018
НИЭ	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Марийская энергосистема
Потребность (электропотребление)	2,786	2,786	2,980	3,184	3,348	3,491	3,580
Покрытие (производство электроэнергии)	1,083	1,077	1,105	1,082	1,113	1,170	1,235
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,083	1,077	1,105	1,082	1,113	1,170	1,235
НИЭ
Мордовская энергосистема
Потребность (электропотребление)	2,969	3,022	3,088	3,129	3,153	3,231	3,355
Покрытие (производство электроэнергии)	1,329	1,309	1,336	1,306	1,333	1,410	1,534
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,329	1,309	1,336	1,306	1,333	1,410	1,534
НИЭ
Нижегородская энергосистема
Потребность (электропотребление)	20,833	21,308	22,087	22,811	23,536	24,560	25,600
Покрытие (производство электроэнергии)	9,370	9,591	9,775	9,269	10,065	11,915	12,116
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,510	1,510	1,510	1,510	1,510	1,510	1,510
ТЭС	7,860	8,081	8,265	7,759	8,555	10,405	10,606
НИЭ
Пензенская энергосистема
Потребность (электропотребление)	4,380	4,428	4,516	4,620	4,712	4,810	5,001
Покрытие (производство электроэнергии)	1,517	1,499	1,530	1,495	1,526	1,545	1,677
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,517	1,499	1,530	1,495	1,526	1,545	1,677
НИЭ
Самарская энергосистема
Потребность (электропотребление)	22,641	23,722	24,662	25,393	25,792	26,536	27,577
Покрытие (производство электроэнергии)	21,540	21,456	23,045	24,218	24,522	25,183	26,230
в том числе:
АЭС
ГЭС	9,600	9,600	9,600	9,600	9,600	9,600	9,600
ТЭС	11,940	11,856	13,445	14,618	14,922	15,583	16,630
НИЭ
Саратовская энергосистема
Потребность (электропотребление)	12,464	12,746	13,050	13,465	13,868	14,456	14,989
Покрытие (производство электроэнергии)	40,177	40,502	39,292	40,990	41,979	40,546	40,886
в том числе:
АЭС	30,200	30,200	28,900	30,700	31,600	29,900	29,800
ГЭС	5,400	5,400	5,400	5,400	5,400	5,400	5,400
ТЭС	4,577	4,902	4,992	4,890	4,979	5,246	5,686
НИЭ
Татарская энергосистема
Потребность (электропотребление)	24,353	24,979	25,900	26,802	27,559	28,782	30,104
Покрытие (производство электроэнергии)	20,320	20,237	20,657	20,693	21,429	22,681	24,444
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,320	1,320	1,320	1,320	1,320	1,320	1,320
ТЭС	19,000	18,917	19,337	19,373	20,109	21,361	23,124
НИЭ
Ульяновская энергосистема
Потребность (электропотребление)	5,742	5,881	6,026	6,092	6,130	6,289	6,469
Покрытие (производство электроэнергии)	2,608	2,568	2,612	2,548	2,588	2,755	3,072
в том числе:
АЭС	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
ГЭС
ТЭС	2,308	2,268	2,312	2,248	2,288	2,455	2,772
НИЭ
Чувашская энергосистема
Потребность (электропотребление)	4,905	4,975	5,105	5,215	5,323	5,456	5,623
Покрытие (производство электроэнергии)	4,479	4,456	4,512	4,458	4,517	4,657	4,854
в том числе:
АЭС
ГЭС	2,100	2,100	2,100	2,100	2,100	2,100	2,100
ТЭС	2,379	2,356	2,412	2,358	2,417	2,557	2,754
НИЭ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Приложение N 5.4

Региональная структура перспективных балансов электроэнергии ОЭС Югана период 2010-2016 гг.

млрд. кВтч

ОЭС Юга	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
электропотребление ОЭС с учетом заряда ГАЭС	79,722	81,865	86,136	90,689	93,232	96,101	99,587
Покрытие	78,252	80,895	85,766	90,519	93,462	98,131	101,617
в том числе:
АЭС	11,200	14,300	14,800	14,900	16,000	18,700	23,600
ГЭС	20,122	20,418	20,418	20,518	21,691	21,691	21,691
ТЭС	46,930	46,177	50,548	55,101	55,771	57,740	56,326
НИЭ	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Астраханская энергосистема
Потребность (электропотребление)	4,122	4,258	4,407	4,585	4,795	5,036	5,272
Покрытие (производство электроэнергии)	3,114	3,176	3,023	4,397	4,199	4,350	4,130
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3,114	3,176	3,023	4,397	4,199	4,350	4,130
НИЭ
Волгоградская энергосистема
Потребность (электропотребление)	17,640	17,835	18,051	18,412	18,817	19,529	20,423
Покрытие (производство электроэнергии)	16,427	16,331	16,437	16,376	16,018	16,285	15,904
в том числе:
АЭС
ГЭС	11,600	11,600	11,600	11,600	11,600	11,600	11,600
ТЭС	4,827	4,731	4,837	4,776	4,418	4,685	4,304
НИЭ
Грозненская энергосистема
Потребность (электропотребление)	2,138	2,190	2,234	2,272	2,304	2,359	2,419
Покрытие (производство электроэнергии)	0,000	0,026	0,030	0,040	0,040	0,040	0,040
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,000	0,026	0,030	0,040	0,040	0,040	0,040
НИЭ
Дагестанская энергосистема
Потребность (электропотребление)	4,811	4,904	4,985	5,100	5,247	5,423	5,615
Покрытие (производство электроэнергии)	5,081	5,081	5,081	5,081	5,391	5,391	5,391
в том числе:
АЭС
ГЭС	4,972	4,972	4,972	4,972	5,282	5,282	5,282
ТЭС	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108
НИЭ
Ингушская энергосистема
Потребность (электропотребление)	0,556	0,576	0,595	0,613	0,629	0,641	0,650
Покрытие (производство электроэнергии)
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
НИЭ
Кабардино-Балкарская энергосистема
Потребность (электропотребление)	1,483	1,509	1,528	1,549	1,566	1,584	1,605
Покрытие (производство электроэнергии)	0,371	0,612	0,612	0,612	0,612	0,612	0,612
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,344	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585
ТЭС	0,027	0,027	0,027	0,027	0,027	0,027	0,027
НИЭ
Калмыцкая энергосистема
Потребность (электропотребление)	0,464	0,466	0,468	0,469	0,470	0,489	0,506
Покрытие (производство электроэнергии)	0,027	0,099	0,099	0,099	0,099	0,099	0,099
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,027	0,099	0,099	0,099	0,099	0,099	0,099
НИЭ
Карачаево-Черкесская энергосистема
Потребность (электропотребление)	1,207	1,212	1,222	1,371	1,492	1,499	1,523
Покрытие (производство электроэнергии)	0,438	0,438	0,438	0,538	0,621	0,621	0,621
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,415	0,415	0,415	0,515	0,598	0,598	0,598
ТЭС	0,023	0,023	0,023	0,023	0,023	0,023	0,023
НИЭ
Краснодарская энергосистема
Потребность (электропотребление)	20,329	21,446	24,605	27,567	28,417	28,898	29,392
Покрытие (производство электроэнергии)	6,848	7,530	9,783	12,582	15,411	15,492	15,391
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,450	0,450	0,450	0,450	0,450	0,450	0,450
ТЭС	6,398	7,080	9,333	12,132	14,961	15,042	14,941
НИЭ
Ростовская энергосистема
Потребность (электропотребление)	16,002	16,360	16,703	17,177	17,750	18,454	19,554
Покрытие (производство электроэнергии)	25,850	28,771	29,148	29,762	29,843	33,199	37,223
в том числе:
АЭС	11,200	14,300	14,800	14,900	16,000	18,700	23,600
ГЭС	0,610	0,610	0,610	0,610	0,610	0,610	0,610
ТЭС	14,040	13,861	13,738	14,252	13,233	13,889	13,013
НИЭ
Северокавказская энергосистема
Потребность (электропотребление)	2,168	2,206	2,245	2,282	2,319	2,417	2,497
Покрытие (производство электроэнергии)	0,341	0,341	0,341	0,341	1,121	1,121	1,121
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,341	0,341	0,341	0,341	1,121	1,121	1,121
ТЭС
НИЭ
Ставропольская энергосистема
Потребность (электропотребление)	8,802	8,903	9,093	9,292	9,426	9,772	10,131
Покрытие (производство электроэнергии)	19,755	18,492	20,775	20,692	20,109	20,922	21,086
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,390	1,445	1,445	1,445	1,445	1,445	1,445
ТЭС	18,365	17,046	19,330	19,247	18,664	19,476	19,641
НИЭ

Приложение N 5.5

Региональная структура перспективных балансов электроэнергии ОЭС Урала на период 2010-2016 гг.

млрд. кВтч

ОЭС Урала	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
электропотребление ОЭС	241,093	244,258	250,819	254,976	258,944	268,518	278,937
Покрытие	240,563	243,728	252,289	256,446	260,414	269,988	283,407
в том числе:
АЭС	3,600	3,800	4,000	3,900	4,000	7,100	10,600
ГЭС	4,867	4,867	4,867	4,867	4,867	4,867	4,867
ТЭС	232,096	235,061	243,422	247,679	251,547	258,021	267,940
НИЭ	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Башкирская энергосистема
Потребность (электропотребление)	23,940	24,215	24,586	25,300	25,800	26,153	26,508
Покрытие (производство электроэнергии)	23,731	24,106	24,162	24,853	24,244	24,547	23,661
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,748	0,748	0,748	0,748	0,748	0,748	0,748
ТЭС	22,984	23,358	23,415	24,105	23,496	23,799	22,913
НИЭ	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002
Кировская энергосистема
Потребность (электропотребление)	7,095	7,220	7,410	7,520	7,625	7,733	7,856
Покрытие (производство электроэнергии)	4,337	4,313	4,280	4,372	5,492	5,574	5,448
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	4,337	4,313	4,280	4,372	5,492	5,574	5,448
НИЭ
Курганская энергосистема
Потребность (электропотребление)	4,220	4,310	4,353	4,431	4,484	4,722	4,909
Покрытие (производство электроэнергии)	2,276	2,289	2,455	2,486	2,312	2,342	2,299
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2,276	2,289	2,455	2,486	2,312	2,342	2,299
НИЭ
Оренбургская энергосистема
Потребность (электропотребление)	15,427	15,624	15,940	16,120	16,228	16,521	16,858
Покрытие (производство электроэнергии)	15,984	16,048	16,016	16,384	15,970	16,177	16,079
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,100	0,100	0,100	0,100	0,100	0,100	0,100
ТЭС	15,884	15,948	15,916	16,284	15,870	16,077	15,979
НИЭ
Пермская энергосистема
Потребность (электропотребление)	22,500	23,050	23,600	24,150	24,740	25,239	25,706
Покрытие (производство электроэнергии)	29,363	29,948	32,220	32,430	30,746	31,904	35,712
в том числе:
АЭС
ГЭС	4,000	4,000	4,000	4,000	4,000	4,000	4,000
ТЭС	25,363	25,948	28,220	28,430	26,746	27,904	31,712
НИЭ
Свердловская энергосистема
Потребность (электропотребление)	42,382	43,438	44,455	45,291	46,325	49,030	51,786
Покрытие (производство электроэнергии)	49,423	51,167	51,899	52,769	54,251	55,860	62,526
в том числе:
АЭС	3,600	3,800	4,000	3,900	4,000	7,100	10,600
ГЭС	0,019	0,019	0,019	0,019	0,019	0,019	0,019
ТЭС	45,804	47,348	47,880	48,850	50,232	48,741	51,907
НИЭ
Тюменская энергосистема
Потребность (электропотребление)	84,504	84,904	87,681	88,330	88,741	92,348	96,563
Покрытие (производство электроэнергии)	85,503	85,904	88,681	89,330	89,741	93,348	97,563
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	85,503	85,904	88,681	89,330	89,741	93,348	97,563
НИЭ
Удмуртская энергосистема
Потребность (электропотребление)	8,600	8,696	8,945	9,098	9,205	9,357	9,586
Покрытие (производство электроэнергии)	2,999	2,996	2,982	4,093	3,998	4,044	3,931
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2,999	2,996	2,982	4,093	3,998	4,044	3,931
НИЭ
Челябинская энергосистема
Потребность (электропотребление)	32,425	32,801	33,849	34,736	35,796	37,415	39,165
Покрытие (производство электроэнергии)	26,947	26,956	29,595	29,729	33,661	36,192	36,189
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	26,947	26,956	29,595	29,729	33,661	36,192	36,189
НИЭ

Приложение N 5.6

Региональная структура перспективных балансов электроэнергии ОЭС Сибири на период 2010-2016 гг.

млрд. кВтч

ОЭС Сибири	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
электропотребление ОЭС	204,155	210,030	218,372	232,825	241,804	246,934	252,638
Покрытие	197,355	207,230	215,572	232,025	241,004	246,134	248,838
в том числе:
АЭС	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
ГЭС	81,300	96,000	101,000	106,000	108,800	108,800	108,800
ТЭС	116,055	111,230	114,572	126,025	132,204	137,334	140,038
НИЭ	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Алтайская энергосистема
Потребность (электропотребление)	10,823	11,214	11,527	11,703	11,899	12,373	12,847
Покрытие (производство электроэнергии)	6,150	5,607	5,864	6,393	6,783	6,785	6,859
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6,150	5,607	5,864	6,393	6,783	6,785	6,859
НИЭ
Бурятская энергосистема
Потребность (электропотребление)	5,305	5,438	5,595	5,819	6,051	6,287	6,528
Покрытие (производство электроэнергии)	5,529	5,351	5,515	5,756	5,936	6,144	6,294
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	5,529	5,351	5,515	5,756	5,936	6,144	6,294
НИЭ
Иркутская энергосистема
Потребность (электропотребление)	52,986	56,124	60,219	62,778	65,756	66,554	67,627
Покрытие (производство электроэнергии)	62,685	61,980	62,582	63,955	64,599	65,969	67,897
в том числе:
АЭС
ГЭС	46,360	46,360	46,360	46,360	46,360	46,360	46,360
ТЭС	16,325	15,620	16,222	17,595	18,239	19,609	21,537
НИЭ
Красноярская энергосистема
Потребность (электропотребление)	42,526	43,190	45,193	53,747	57,168	58,056	58,738
Покрытие (производство электроэнергии)	51,607	55,850	62,082	72,100	76,094	77,321	77,654
в том числе:
АЭС
ГЭС	19,555	24,555	29,555	34,555	37,355	37,355	37,355
ТЭС	32,052	31,295	32,527	37,545	38,739	39,966	40,299
НИЭ
Кузбасская энергосистема
Потребность (электропотребление)	32,718	33,349	33,676	34,875	35,582	36,254	37,292
Покрытие (производство электроэнергии)	25,215	23,608	23,996	25,162	27,405	28,089	28,225
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	25,215	23,608	23,996	25,162	27,405	28,089	28,225
НИЭ
Новосибирская энергосистема
Потребность (электропотребление)	14,566	14,757	15,304	15,858	16,342	16,833	17,212
Покрытие (производство электроэнергии)	13,193	12,618	12,946	13,487	13,847	14,286	14,598
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,745	1,745	1,745	1,745	1,745	1,745	1,745
ТЭС	11,448	10,873	11,201	11,742	12,102	12,541	12,853
НИЭ
Омская энергосистема
Потребность (электропотребление)	10,325	10,492	10,699	11,065	11,381	11,786	12,309
Покрытие (производство электроэнергии)	6,815	6,026	6,149	7,313	7,873	8,739	8,730
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6,815	6,026	6,149	7,313	7,873	8,739	8,730
НИЭ
Республика Тыва энергосистема
Потребность (электропотребление)	0,696	0,700	0,710	0,778	0,803	0,869	0,951
Покрытие (производство электроэнергии)	0,066	0,063	0,068	0,068	0,068	0,068	0,068
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,066	0,063	0,068	0,068	0,068	0,068	0,068
НИЭ
Томская энергосистема
Потребность (электропотребление)	8,990	9,250	9,528	9,823	10,176	10,402	10,754
Покрытие (производство электроэнергии)	4,224	3,903	3,976	4,369	4,616	4,726	4,468
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	4,224	3,903	3,976	4,369	4,616	4,726	4,468
НИЭ
Хакасская энергосистема
Потребность (электропотребление)	17,658	17,765	18,015	18,265	18,370	18,715	19,055
Покрытие (производство электроэнергии)	15,257	24,853	24,901	25,559	25,649	25,718	25,764
в том числе:
АЭС
ГЭС	13,640	23,340	23,340	23,340	23,340	23,340	23,340
ТЭС	1,617	1,513	1,561	2,219	2,309	2,378	2,424
НИЭ
Читинская энергосистема
Потребность (электропотребление)	7,562	7,751	7,906	8,114	8,276	8,805	9,325
Покрытие (производство электроэнергии)	6,614	7,371	7,493	7,864	8,133	8,290	8,281
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6,614	7,371	7,493	7,864	8,133	8,290	8,281
НИЭ

Приложение N 5.7

Региональная структура перспективных балансов электроэнергии ОЭС Востока на период 2010-2016 гг.

млрд. кВтч

ОЭС Востока	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ПОТРЕБНОСТЬ:
электропотребление ОЭС	28,860	29,563	30,643	31,567	32,502	33,980	35,873
Покрытие	30,060	33,163	34,468	35,617	36,777	38,480	40,373
в том числе:
АЭС	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
ГЭС	12,000	12,000	12,000	12,000	12,000	12,000	12,000
ТЭС	18,060	21,163	22,468	23,617	24,777	26,480	28,373
НИЭ	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Амурская энергосистема
Потребность (электропотребление)	6,779	6,850	6,883	6,933	7,192	7,497	7,858
Покрытие (производство электроэнергии)	13,153	13,297	13,356	13,376	13,392	13,521	13,710
в том числе:
АЭС
ГЭС	12,000	12,000	12,000	12,000	12,000	12,000	12,000
ТЭС	1,153	1,297	1,356	1,376	1,392	1,521	1,710
НИЭ
Хабаровская энергосистема
Потребность (электропотребление)	9,091	9,246	9,666	9,966	10,190	10,410	11,090
Покрытие (производство электроэнергии)	6,299	7,301	7,669	7,963	8,172	8,949	9,206
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6,299	7,301	7,669	7,963	8,172	8,949	9,206
НИЭ
Приморская энергосистема
Потребность (электропотребление)	11,580	12,037	12,654	13,220	13,649	14,501	15,265
Покрытие (производство электроэнергии)	8,410	10,025	10,845	11,748	12,655	13,364	14,705
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	8,410	10,025	10,845	11,748	12,655	13,364	14,705
НИЭ
Южно-Якутская энергосистема
Потребность (электропотребление)	1,410	1,430	1,440	1,448	1,471	1,572	1,660
Покрытие (производство электроэнергии)	2,198	2,541	2,597	2,530	2,559	2,646	2,751
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2,198	2,541	2,597	2,530	2,559	2,646	2,751
НИЭ

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе MS-Excel

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе MS-Excel

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе MS-Excel

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе MS-Excel

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе MS-Excel

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе MS-Excel

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе MS-Excel

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе MS-Excel

Приложение 7

Схема развития ЕЭС

Схема развития ЕЭС состоит из следующих карт-схем:

Карта-схема электрических сетей напряжением 220 кВт и выше ОЭС Северо-Запада на период до 2016 года.

Карта-схема электрических сетей напряжением 220 кВт и выше на период до 2016 года г. Санкт-Петербург.

Карта-схема электрических сетей напряжением 220 кВт и выше на период до 2016 года ОЭС Центра.

Карта-схема электрических сетей напряжением 220 кВт и выше ОЭС Юга на период до 2016 года.

Карта-схема электрических сетей напряжением 220 кВт и выше на период до 2016 года ОЭС Средней Волги.

Карта-схема электрических сетей напряжением 220 кВт и выше ОЭС Урала на период до 2016 года.

Карта-схема электрических сетей напряжением 220 кВт и выше ОЭС Сибири на период до 2016 года.

Карта-схема электрических сетей напряжением 220 кВт и выше ОЭС Востока на период до 2016 года.

Географическая карта-схема электрических сетей напряжением 220 кВт и выше Московской энергосистемы на перспективу до 2016 года.