Приказ Министерства энергетики РФ от 28 февраля 2019 г. N 174 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы"

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" и пунктом 4.4.1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400, приказываю:

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы.

Министр

А.В. Новак

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от 28 февраля 2019 г. N 174

Схема и программа
развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы

I. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на 2019 - 2025 годы (далее - схема и программа ЕЭС России) 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.

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

II. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России и территориям субъектов Российской Федерации на 2019 - 2025 годы

2.1 ЕЭС России

В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2019 - 2025 годов среднегодовой прирост потребления электрической энергии по ЕЭС России за прогнозный период составит 1,14%. Прогноз сформирован на основе информации о поданных заявках и утвержденных технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям с учетом базового сценария социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года, разработанного Министерством экономического развития Российской Федерации (октябрь 2018 года) во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 07.05.2018 N204 "О национальных целях и стратегических задач развития Российской Федерации на период до 2024 года" (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария прогноза социально-экономического развития России до 2024 года*

Наименование показателя	Годовые темпы прироста, %
	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год
ВВП	1,8	1,3	2,0	3,1	3,2	3,3	3,3
Объем промышленного производства	3,0	2,4	2,7	3,1	3,1	3,2	3,3
Производство продукции сельского хозяйства	1,1	1,3	1,6	1,9	2,2	2,5	2,9
Инвестиции в основной капитал	2,9	3,1	7,6	6,9	6,6	6,4	6,1
Оборот розничной торговли	2,9	1,7	2,0	2,6	2,6	2,7	2,8
Платные услуги населению	2,5	1,6	1,9	2,5	2,7	2,8	3,0
Цена на нефть, долларов за баррель	69,6	63,4	59,7	57,9	56,4	55,1	53,5

* Источник: Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года, Минэкономразвития России.

Согласно базовому сценарию социально-экономического развития России рост валового внутреннего продукта (далее - ВВП) в 2019 году прогнозируется на 1,3%, промышленного производства на 2,4%, рост инвестиций в основной капитал на 3,1%.

В 2020 году темпы экономического роста ускоряются: ВВП до 2,0%, промышленного производства до 2,7%, инвестиций в основной капитал до 7,6%. Начиная с 2021 года, темпы роста ВВП и промышленного производства прогнозируются выше 3%.

В период 2019 - 2024 годов в базовом варианте развития экономики России среднегодовой темп прироста промышленного производства составит 3,0% (таблица 2.2).

Таблица 2.2 - Прогнозная динамика по основным промышленным видам экономической деятельности до 2024 года, %*

Наименование показателя	Оценка	Прогноз
	2018 год**	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год
Добыча полезных ископаемых	3,8	2,3	2,3	2,0	1,9	2,0	2,1
Обрабатывающие производства	2,9	2,9	3,3	3,7	3,8	3,9	4,1
Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха	1,3	1,0	1,9	2,3	2,4	2,4	2,5
Водоснабжение; Водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений	1,4	0,2	0,3	0,5	0,5	0,6	0,9

* Источник: Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года, Минэкономразвития России.

** по информации о социально-экономическом положении России за январь-ноябрь 2018 года (Росстат).

При разработке прогноза спроса на электрическую энергию учтены предварительные итоги социально-экономического развития России за 11 месяцев 2018 года, приведенные в таблице 2.3.

Рост ВВП страны за январь-сентябрь 2018 года, по оценке Минэкономразвития России, составил 101,6% к соответствующему периоду 2017 года, инвестиции в основной капитал - 104,1%.

Рост промышленного производства за январь-ноябрь 2018 года составил 102,9% относительно того же периода 2017 года, в т.ч. в обрабатывающем секторе - 102,9%. Наблюдается рост в ряде энергоемких отраслей промышленности: в металлургическом производстве (102,8%), в производстве кокса и нефтепродуктов (102,0%), производстве бумаги и бумажных изделий (113,1%), производстве химических веществ и химических продуктов (102,4%), а также в производстве пищевых продуктов (104,9%).

Таблица 2.3 - Изменение основных показателей развития экономики, % к соответствующему периоду предыдущего года*

Наименование показателя	январь-ноябрь 2017 года	январь-ноябрь 2018 года
ВВП**	101,8	101,6
Промышленное производство, в т.ч.:	102,5	102,9
Обрабатывающие производства, из них:	103,0	102,9
производство пищевых продуктов	104,7	104,9
металлургическое производство	100,3	102,8
производство химических веществ и химических продуктов	105,6	102,4
производство кокса и нефтепродуктов	101,2	102,0
производство бумаги и бумажных изделий	106,4	113,1
Производство продукции сельского хозяйства	103,1	99,2
Инвестиции в основной капитал**	103,0	104,1
Оборот розничной торговли	101,1	102,6
Объем платных услуг населению	100,2	102,6

* по информации о социально-экономическом положении России за январь-ноябрь 2018 года (Росстат);

** по информации о социально-экономическом положении России за январь-ноябрь 2018 года данные показатели представлены за январь-сентябрь 2018 года (Росстат).

Объем производства продукции сельского хозяйства, по предварительной оценке, снизился за январь - ноябрь 2018 года относительно соответствующего периода предыдущего года на 0,8%.

Фактическая динамика потребления электрической энергии в 2018 году определялась ростом основных показателей социально-экономического развития страны. Объем потребления электрической энергии по ЕЭС России в целом за 2018 год составил 1055,558 , что на 1,5% выше показателя за 2017 год.

Территориальное распределение потребления электрической энергии по объединенным энергосистемам (далее - ОЭС), отражающее сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших ОЭС - Центра, Урала и Сибири, суммарная доля которых в 2018 году составила 67,6% от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - Территориальная структура потребления электрической энергии по ОЭС за 2018 год, %

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2019 - 2025 годов, разработанный в рамках базового сценария социально-экономического развития России с учетом изменения макроэкономических показателей за 2018 год, приведен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России до 2025 года

Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1143,053 , что больше объема потребления электрической энергии 2018 года на 87,495 . Превышение уровня 2018 года составит в 2025 году 8,3% при среднегодовом приросте за период 1,14%.

Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2019 - 2020 годах. Значимым фактором увеличения потребления электрической энергии с 2019 года является присоединение Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1137,398 при среднегодовых темпах прироста 1,07%.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС и территориальным энергосистемам разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии за последние годы с учетом анализа имеющейся информации о поданных заявках и утвержденных технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям. При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки (вид экономической деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования.

Прогнозные показатели потребления электрической энергии по ОЭС и по ЕЭС России представлены в таблице 2.4, по энергосистемам субъектов Российской Федерации - в приложении N 1.

Таблица 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период до 2025 года,

Наименование	Факт	Прогноз							Ср.год. прирост за 2019 - 2025 годы, %
	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
ОЭС Северо-Запада	95,030	95,614	96,695	97,077	98,114	98,545	99,356	99,474
годовой темп прироста, %	1,20	0,61	1,13	0,40	1,07	0,44	0,82	0,12	0,65
ОЭС Центра	242,565	244,678	248,060	250,420	251,453	254,567	257,340	257,911
годовой темп прироста, %	1,68	0,87	1,38	0,95	0,41	1,24	1,09	0,22	0,88
ОЭС Средней Волги	110,198	111,042	112,241	112,722	113,331	113,610	114,394	114,586
годовой темп прироста, %	2,02	0,77	1,08	0,43	0,54	0,25	0,69	0,17	0,56
ОЭС Юга	102,281	104,220	106,259	107,733	108,996	109,903	111,150	111,765
годовой темп прироста, %	3,22	1,090	1,96	1,39	1,17	0,83	1,13	0,55	1,27
ОЭС Урала	261,139	264,447	269,378	272,522	275,343	277,346	280,108	281,149
годовой темп прироста, %	-0,02	1,27	1,86	1,17	1,04	0,73	1,00	0,37	1,06
ОЭС Сибири	210,147	212,788	217,677	220,885	224,239	227,302	231,452	232,305
годовой темп прироста, %	2,07	1,26	2,30	1,47	1,52	1,37	1,83	0,37	1,44
ОЭС Востока*	34,198	40,446	41,843	42,734	43,479	44,349	45,149	45,863
годовой темп прироста, %	2,89	18,27	3,45	2,13	1,74	2,00	1,80	1,58	4,28
ЕЭС России*	1055,558	1073,235	1092,153	1104,093	1114,955	1125,622	1138,949	1143,053
годовой темп прироста, %	1,51	1,67	1,76	1,09	0,98	0,96	1,18	0,36	1,14

* - с учетом присоединения Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) с 2019 года.

При разработке территориального прогноза потребления электрической энергии по ОЭС учитывались данные прогнозов социально-экономического развития субъектов Российской Федерации в агрегированном виде в разрезе федеральных округов. Повышенные относительно среднего по ЕЭС России темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются для ОЭС Востока, ОЭС Сибири и ОЭС Юга (средний темп за период 4,3%, 1,4%, 1,3% соответственно). Для остальных ОЭС среднегодовые темпы прироста прогнозируются ниже средних темпов по ЕЭС России.

В таблице 2.5 приведена территориальная структура потребления электрической энергии в 2018 и 2025 годах.

Таблица 2.5 - Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии по ОЭС в соответствии с прогнозом потребления электрической энергии на 2025 год

Наименование	2018 год, факт		2025 год, прогноз
		%		%
ОЭС Северо-Запада	95,030	9,0	99,474	8,7
ОЭС Центра	242,565	23,0	257,911	22,6
ОЭС Средней Волги	110,198	10,4	114,586	10,0
ОЭС Юга	102,281	9,7	111,765	9,8
ОЭС Урала	261,139	24,8	281,149	24,6
ОЭС Сибири	210,147	19,9	232,305	20,3
ОЭС Востока	34,198	3,2	45,863	4,0
ЕЭС России	1055,558	100	1143,053	100

2.2 ОЭС Северо-Запада

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Северо-Запада в 2018 году составил 95,030 , что на 1,2% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада прогнозируется на уровне 99,474 (среднегодовой прирост за период - 0,7%) (рисунок 2.3).

Добыча полезных ископаемых, производство нефтепродуктов, продукции целлюлозно-бумажной и деревообрабатывающей промышленности, машиностроения, строительных материалов, а также развитие транспорта и непроизводственной сферы - основные направления, формирующие перспективный спрос на электрическую энергию на территории ОЭС Северо-Запада.

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

Ожидается рост добычи нефти на территории Тимано-Печерской нефтегазовой провинции, в том числе увеличение добычи на Харьягинском месторождении (энергосистема Республики Коми). Рост добычи нефти на территории ОЭС Северо-Запада и увеличение поставок нефти по нефтепроводу "Балтийская трубопроводная система" предполагают рост объема и глубины нефтепереработки.

Рисунок 2.3 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада на период до 2025 года

Развитие Кольской Горно-металлургической компании (энергосистема Мурманской области) связано с расширением ресурсной базы по добыче сульфидных медно-никелевых руд и производству цветных металлов - электролитного никеля и меди, диверсификацией продукции, что обеспечивает повышение устойчивости бизнеса компании, снижение зависимости от ситуации с конъюнктурой цен на основные производимые металлы.

С развитием добычи газа на Ямале (Бованенковское месторождение) ведется расширение северного газотранспортного коридора "Северный поток" как Единой системы газоснабжения России. Предполагается увеличение мощностей магистральной газопроводной системы Бованенково-Ухта-Торжок. Трасса газопроводов проходит по территории пяти регионов - Республики Коми, Архангельской, Вологодской, Ленинградской и Новгородской областей.

Развитие обрабатывающего сектора промышленности будет опираться на развитие профилирующих производств. Развитие крупнейшего предприятия целлюлозно-бумажной промышленности - АО "Монди СЛПК" (Республика Коми, город Сыктывкар) - связано с производством тарного картона с учетом стабильного спроса на упаковочные материалы, совершенствования эффективности технологических процессов, в том числе очистки сточных вод. Главными приоритетами в развитии машиностроительного комплекса на территории ОЭС Северо-Запада являются судостроение, энергомашиностроение, приборостроение и автомобилестроение. Ожидается рост потребления электрической энергии на объектах оборонно-промышленного комплекса, расположенных в Калининградской, Мурманской, Архангельской областях.

Вследствие роста спроса на грузоперевозки, освоения природных ресурсов континентального шельфа Арктической зоны прогнозируется увеличение доли транспорта в структуре потребления электрической энергии. Совершенствование транспортной инфраструктуры связано с комплексным развитием Мурманского морского порта, морского порта Усть-Луга, Большого порта Санкт-Петербурга и других объектов.

В агропромышленном секторе планируется создание ряда крупных тепличных комплексов, в частности, в Республике Коми - тепличный комплекс "Княжпогостский".

Город Санкт-Петербург и Ленинградская область остаются субъектами Российской Федерации, обеспечивающими основной экономический и инновационный потенциал Северо-Западного региона. В 2018 году на энергосистему г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области приходится 49,5% всего потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада. В 2025 году этот показатель вырастает до 49,9% с учетом опережающих перспективных среднегодовых темпов прироста потребления электрической энергии за прогнозный период (0,8%) по сравнению с ОЭС Северо-Запада в целом (0,7%). При этом объем спроса на электрическую энергию возрастет на 5,5% до 49,595 в 2025 году при 47,005 в 2018 году (58,3% прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада за период 2019 - 2025 годов приходится на энергосистему г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области). Рост спроса на электрическую энергию в энергосистеме г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области определяется развитием обрабатывающего сектора промышленности. Рост спроса в сфере услуг связан со строительством торгово-досуговых и бизнес-центров, технопарков в области информационных технологий, туристско-рекреационных, спортивных и гостиничных комплексов, с крупномасштабным жилищным строительством (УК "Южные Ворота" - одна из крупнейших фирм Северо-Запада страны осуществляет управление недвижимостью). В числе крупных предприятий оптовой торговли - АО "Феникс", осуществляющий комплексные поставки промышленного электрооборудования. Развитие внутригородского транспорта предполагает дальнейшее расширение сети Санкт-Петербургского метрополитена.

Особое положение в ОЭС Северо-Запада занимает энергосистема Калининградской области, не имеющая прямых электрических связей с энергосистемами других субъектов Российской Федерации. В соответствии с прогнозом потребления электрической энергии в 2025 году спрос на электрическую энергию в энергосистеме Калининградской области вырастет на 5,2% до 4,668 относительно 2018 года (4,439 ) при среднегодовых темпах прироста 0,7%. Перспективный рост потребления электрической энергии в регионе определяется развитием производственного сектора, предприятий сферы услуг с учетом эксплуатации, введенных к Чемпионату мира по футболу 2018 года ряда крупных объектов (стадиона, гостиниц, тренировочной базы), а также модернизацией транспортной инфраструктуры.

2.3 ОЭС Центра

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Центра в 2018 году составил 242,565 , что на 1,7% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра прогнозируется на уровне 257,911 (среднегодовой темп прироста за период - 0,9%) (рисунок 2.4). Прогнозируемые среднегодовые темпы прироста спроса на электрическую энергию в целом по ОЭС Центра ниже, чем по ЕЭС России (1,14%).

Рисунок 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Центра на период до 2025 года

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Центра является энергосистема г. Москвы и Московской области. Ее доля в суммарном потреблении электрической энергии оценивается к концу прогнозного периода на уровне 44,0% при среднегодовых темпах прироста за период 2019 - 2025 годов 0,7%. Объем потребления к 2025 году прогнозируется на уровне 113,472 при объеме потребления электрической энергии в 2018 году - 108,212 . Увеличение прогноза спроса на электрическую энергию в значительной мере будет связано со строительством жилья и объектов инфраструктуры, развитием транспортной системы столичного региона, а также модернизацией производственных организаций. Приоритетным направлением развития жилищного строительства и сферы услуг является освоение бывших промышленных зон в г. Москва. Это территории с огромным потенциалом с точки зрения строительства жилой, коммерческой недвижимости, социально-бытовой инфраструктуры. В качестве основы развития производственного сектора Московского региона предполагается создание ряда индустриальных парков и технопарков, которые будут площадками для размещения новых промышленных предприятий и индустриально-логистических объектов. Благоприятными факторами для развития индустриальных парков в Московской области являются близость к г. Москва, наличие крупных научно-образовательных центров. Интенсивное развитие энергосистемы требует дальнейшего развития транспортной инфраструктуры. Существенное развитие получает ГУП "Московский метрополитен" (увеличение протяженности линий метрополитена, в том числе их продление в отдаленные районы города Москвы), а также ГУП "Мосгортранс".

Следующими по величине прогнозного объема потребления электрической энергии являются энергосистемы Белгородской и Вологодской областей. Их доля от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Центра составляет к концу прогнозного периода 6,8% и 5,9% соответственно.

В энергосистеме Белгородской области прогнозируемый рост спроса на электрическую энергию объясняется расширением существующих предприятий. К их числу относятся крупнейшие российские производители железорудного сырья АО "Лебединский ГОК" и ОАО "Стойленский ГОК"; производитель синтетического сапфира для высокотехнологичных применений в электронной и оптоэлектронной промышленности - ООО "БЗС "Монокристалл"; биотехнологический комплекс по производству аминокислоты на основе технологии глубокой переработки зерна и пшеницы - Завод премиксов N 1; АО "Завод нестандартного оборудования и металлоизделий" (АО "ЗНО и М" - производитель строительных материалов для выращивания растений в тепличных комплексах); производитель цемента - ЗАО "Осколцемент" и ОАО "ЭФКО" - аграрно-промышленная компания по производству пищевых ингредиентов. Осуществляется реализация крупнейшего инвестиционного проекта - тепличный комплекс Гринхаус, к моменту завершения строительства которого общие производственные площади хозяйства достигнут 108 га, а объемы получаемой продукции составят не менее 95 тыс. тонн в год.

В энергосистеме Вологодской области учитывается расширение производства существующего предприятия ПАО "Северсталь" (горнодобывающая и металлургическая компания) и АО "Апатит" (производство фосфорсодержащих минеральных удобрений).

Объем потребления электрической энергии энергосистемы Липецкой области в 2018 году составил 13,008 , прогноз к 2025 году - 14,183 . Среднегодовой прирост за 2019 - 2025 годы - 1,2%. Доля энергосистемы от ОЭС Центра к 2025 году составит 5,5%. Развитие на территории энергосистемы тепличных комбинатов, специализирующихся на круглогодичном выращивании овощей и зелени, будет способствовать росту потребления электрической энергии в сельскохозяйственном производстве (ООО "Тепличный комбинат Елецкие овощи"; ООО "Тепличный комбинат ЛипецкАгро").

Среднегодовой прирост потребления электрической энергии за период 2019 - 2025 годы по энергосистеме Воронежской области прогнозируется величиной 1,2%. Прогноз спроса на электрическую энергию в 2025 году - 12,308 , что на 1,020 выше по сравнению с 2018 годом. Доля потребления электрической энергии энергосистемы от ОЭС Центра оценивается 4,8% к концу прогнозного периода. Прогнозируемый относительно высокий среднегодовой прирост потребления электрической энергии по энергосистеме Воронежской области (1,2%) связан с увеличением величины собственных нужд электростанций в энергосистеме (ввод новых генерирующих мощностей Нововоронежской АЭС).

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Тульской области в 2025 году оценивается в 11,319 . Среднегодовой прирост за прогнозный период составит 1,8%. Доля энергосистемы от общего потребления электрической энергии ОЭС Центра к 2025 году составит 4,4%. К числу крупных предприятий, по которым ожидается расширение производственных мощностей, относятся: ПАО "Тулачермет" - ведущий российский производитель товарного чугуна; Объединенная химическая компания ОАО "Щекиноазот" - производство промышленной химии; ООО "Ревякинский металлургический комбинат". Реализация инвестиционного проекта по строительству тепличного комплекса "Тульский" по производству овощных культур площадью 80 га приведет к росту потребления электрической энергии в сельскохозяйственном производстве Тульской области.

Среди энергосистем ОЭС Центра, экономика субъектов Российской Федерации которых ориентирована на промышленное производство, наибольший прирост спроса на электрическую энергию за рассматриваемый прогнозный период ожидается в энергосистеме Калужской области. К 2025 году прирост потребления электрической энергии составит 14,8% при среднегодовом приросте за 2019 - 2025 годы - 2,0%. Предполагается появление новых резидентов в действующих индустриальных парках и технопарках, которые позволят Калужской области осуществлять дальнейшее развитие промышленного производства. Предполагается развитие ООО "НЛМК-Калуга", предприятий, входящих в АО "Особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Калуга", завода ООО "ФОЛЬКСВАГЕН Груп Рус", расширяющего свои производственные площадки.

Таким образом, к направлениям, формирующим перспективный спрос на электрическую энергию на территории регионов, входящих в ОЭС Центра, остаются металлургическое, машиностроительное, химическое производство, а также транспортный комплекс и развитие сферы услуг и домашних хозяйств.

2.4 ОЭС Средней Волги

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Средней Волги в 2018 году составил 110,198 , что на 2,0% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Средней Волги прогнозируется на уровне 114,586 (среднегодовой темп прироста за период - 0,6%) (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги на период до 2025 года

Энергосистема Республики Татарстан является крупнейшей энергосистемой ОЭС Средней Волги, доля которой в суммарном потреблении электрической энергии оценивается к концу прогнозного периода на уровне 27,9% при среднегодовых темпах прироста за период 2019 - 2025 годов - 0,8%. Объем потребления к 2025 году прогнозируется на уровне 32,005 при объеме потребления электрической энергии в 2018 году - 30,190 . Рост потребления электрической энергии объясняется, в первую очередь, расширением существующих нефтеперерабатывающих заводов и нефтехимических предприятий: нефтеперерабатывающего завода (далее - НПЗ) АО "ТАНЕКО" (продолжается постепенный ввод мощностей, в результате которого объемы переработки нефти вырастут до 14 млн тонн в год); НПЗ ОАО "ТАИФ-НК" в г. Нижнекамск (готовится к вводу в эксплуатацию комплекс глубокой переработки тяжелых остатков); ПАО "Нижнекамскнефтехим" (планируется реализация крупного проекта - строительства олефинового комплекса мощностью 1,2 млн тонн этилена в год); ПАО "Казаньоргсинтез" (сохраняет планы по расширению этиленовых мощностей до 1 млн тонн до 2020 года, запланировано строительство новой установки производства этилена, полиэтилена и создание собственного производства бензола).

Развитие машиностроительного комплекса будет преимущественно определяться проектами в сфере транспортного машиностроения. В Республике Татарстан планируется развитие особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Алабуга", где основными резидентами являются предприятия по производству автокомпонентов, крупноузловой сборке автомобилей, а также предприятия легкой промышленности. Также планируется модернизация мощностей предприятия ПАО "КАМАЗ", расширение мощностей завода транспортного электрооборудования. Реализуется проект создания нового города в Казанской агломерации - Иннополиса, специализирующегося на развитии высокотехнологичных отраслей экономики, в том числе информационных технологий.

В энергосистеме Самарской области объем спроса на электрическую энергию возрастет на 3,4% до 24,670 к 2025 году при среднегодовых темпах прироста 0,5%. Прогнозируемый прирост потребления электрической энергии обусловлен развитием промышленного сектора (нефтепереработка и нефтехимия, машиностроение), планируется развитие индустриального парка "Чапаевск", инвестором которого является ООО "Кнауф Гипс Челябинск" (завод строительных смесей), а также ОЭЗ "Тольятти" (в числе резидентов - предприятия по производству строительных материалов, автокомпонентов, продукции химической промышленности и др.). На Куйбышевском НПЗ планируется запуск установки гидроочистки вакуумного газойля, на Новокуйбышевском НПЗ - ввод в эксплуатацию комплекса гидрокрекинга. Планируется проведение модернизации металлургического производства и расширения основной номенклатуры продукции (производство металлопроката) на ОАО "Волгоцеммаш". В регионе планируется строительство ряда крупных жилых комплексов (в числе наиболее крупных - жилой район "Волгарь" в Куйбышевском районе г. Самара).

Среднегодовой прирост энергосистемы Нижегородской области за период 2019 - 2025 годов составляет 0,5%, доля от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к концу прогнозного периода оценивается на уровне 18,8%. В регионе предполагается рост жилищного строительства (жилой комплекс "КМ Анкудиновский парк") и реализация инвестиционного проекта тепличного комплекса площадью 17 га (ООО "Тепличный комбинат Борский").

В металлургическом комплексе ожидается постепенный рост потребления электрической энергии на новом малом металлургическом заводе мощностью 1 млн тонн сортового проката в энергосистеме Саратовской области (АО "Северсталь - Сортовой завод Балаково"). Также прогнозируется рост потребления электрической энергии на ООО "Саратоворгсинтез". К 2025 году прогноз спроса на электрическую энергию энергосистемы Саратовской области оценивается в 13,714 , при этом доля потребления от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги составит 12,0%, среднегодовой прирост составит 0,4%.

В четырех регионах ОЭС Средней Волги (Республика Татарстан, Республика Мордовия, Нижегородская и Самарская области) прошли мероприятия Чемпионата мира по футболу 2018 года, вследствие чего завершилось строительство ряда крупных объектов (стадионы, гостиницы, тренировочные базы), а также модернизация транспортной инфраструктуры, что повлечет за собой увеличение потребления электрической энергии в сфере услуг и транспорта.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к 2025 году суммарный удельный вес наиболее крупных энергосистем - Республики Татарстан, Нижегородской, Самарской и Саратовской областей - в общем потреблении электрической энергии в ОЭС Средней Волги практически не изменится и останется на уровне около 80%.

Таким образом, основными направлениями социально-экономического развития регионов в составе ОЭС Средней Волги являются: развитие машиностроения, черной и цветной металлургии, химической промышленности (в т.ч. нефтехимия), транспортного комплекса, развитие индустрии новых технологий, а также сферы услуг. Наиболее крупные проекты, которые окажут существенное влияние на рост потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги - это предприятия нефтепереработки и нефтехимии.

2.5 ОЭС Юга

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2018 году составил 102,281 , что на 3,2% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируется на уровне 111,765 (среднегодовой темп прироста за период - 1,3%) (рисунок 2.6).

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Юга является энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края, величина спроса на электрическую энергию, которой на уровне 2025 года составит 32,020 при 27,708 в 2018 году. К концу прогнозного периода доля энергосистемы в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Юга увеличится до 28,7%. Относительно высокий темп роста потребления электрической энергии на протяжении прогнозируемого периода замедляется после 2022 года. Перспективная динамика изменения потребности в электрической энергии обусловлена особенностями социально-экономического развития территории энергосистемы в предстоящие годы.

Большая часть прогнозируемого прироста будет определяться дальнейшим развитием существующих на территории энергосистемы предприятий, в первую очередь промышленных. Увеличение потребления электрической энергии в промышленном производстве будет обусловлено планируемой реализацией проектов по реконструкции и расширению предприятий нефтепереработки (ООО "Афинский НПЗ", ООО "Ильский НПЗ", ООО "РН-Туапсинский НПЗ"), Абинского электрометаллургического завода (ООО "Абинский ЭМЗ"), ростом производства на ООО "Новоросцемент". В связи с этим, к концу прогнозного периода возможно увеличение доли промышленности в структуре потребления электрической энергии энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края.

Существенный прирост потребности в электрической энергии на территории энергосистемы за счет реализации двух крупных инвестиционных проектов федерального значения на Таманском полуострове, связанных со строительством транспортного перехода через Керченский пролив и подходов к нему и строительством "Портово-индустриального парка", будет способствовать повышению доли потребления электрической энергии на транспорте. Дополнительный спрос на электрическую энергию на транспорте будет формироваться за счет увеличения потребления электрической энергии объектами АО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р" в границах Краснодарского края (НПС-7 и НПС-8).

Рисунок 2.6 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Юга на период до 2025 года

В энергосистеме Ростовской области объем спроса на электрическую энергию по прогнозу вырастет на 2,2% до 19,792 к 2025 году при среднегодовых темпах прироста 0,3%, что существенно ниже среднего по ОЭС Юга. Соответственно, доля энергосистемы в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга снижается до 17,7% в 2025 году.

На территории энергосистемы Ростовской области не предусматривается реализация крупных инвестиционных проектов, незначительный прогнозируемый рост потребления электрической энергии в первую очередь обусловлен увеличением потребления электрической энергии на собственные нужды Ростовской АЭС.

В 2018 году по энергосистеме Волгоградской области, в отличие от предыдущих лет, зафиксирован значительный прирост потребления электрической энергии (6,4%), обусловленный восстановлением работы алюминиевого завода (филиал ОАО "СУАЛ" - "ВгАЗ-СУАЛ") и созданием анодной фабрики по выпуску обожженных анодов.

При этом после 2018 года объем спроса на электрическую энергию растет сниженными темпами и по прогнозу увеличится на 5,4% до 17,378 к 2025 году при среднегодовых темпах прироста 0,8%. Прогнозируемое увеличение спроса на электрическую энергию будет определяться вводом ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий" комплекса по освоению Гремяченского месторождения калийных солей в Котельниковском районе и строительством новых очередей тепличных комплексов ООО "Овощевод" в городе Волжский. Из-за невысокого среднегодового темпа прироста доля энергосистемы Волгоградской области снижается в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга до 15,6% в 2025 году.

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Ставропольского края увеличится за прогнозный период на 7,2% и составит 11,359 к 2025 году при среднегодовых темпах прироста 1,0%. Доля энергосистемы в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга снижается до 10,2% в 2025 году. Большая часть прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию будет определяться реализацией масштабного проекта по созданию регионального индустриального технологического парка (РИТ-парк г. Невинномысск) и предполагаемым строительством тепличных комплексов в Изобильненском (Солнечный дар) и Грачевском районах.

В Республике Крым и г. Севастополь прогнозируется самый высокий среднегодовой темп прироста по ОЭС Юга - 2,5%. Объем спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Крым и г. Севастополя в 2025 году составит 9,216 . Соответственно доля энергосистемы в общем объеме потребления электрической энергии по ОЭС Юга увеличится к концу прогнозного периода до 8,3%. Абсолютный прирост потребления электрической энергии относительно 2018 года к концу прогнозного периода составит 1,484 . Значительная его часть будет определяться увеличением потребления электрической энергии на собственные нужды вводимых электростанций (Таврическая ТЭС и Балаклавская ТЭС, Сакская ТЭЦ), реализацией проектов по созданию индустриальных парков, созданием тепличных комплексов и строительством цементного завода (ООО "Альтцем").

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Юга к 2025 году суммарный удельный вес наиболее крупных энергосистем - Республики Адыгея и Краснодарского края, Волгоградской и Ростовской областей, Ставропольского края и Республики Крым и г. Севастополь - в общем потреблении электрической энергии в ОЭС Юга практически не изменится и сохранится на уровне 80,3%.

Таким образом, основными направлениями социально-экономического развития регионов в составе ОЭС Юга являются: развитие существующих производств нефтепереработки, перекачки нефтепродуктов, развитие индустрии новых технологий, химической промышленности, а также развитие тепличных комплексов.

2.6 ОЭС Урала

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Урала составил в 2018 году 261,139 , что на 0,02% ниже уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала прогнозируется на уровне 281,149 при среднегодовом темпе прироста 1,1% (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала на период до 2025 года

Прогнозируемые невысокие темпы прироста спроса определяются развитием экономики и, прежде всего, особенностями развития профилирующих производств - нефтедобычи и металлургии. Развитие нефтегазового комплекса связано как с поддержанием объемов добычи нефти за счет внедрения инновационных технологий в традиционных районах добычи, так и вводом в эксплуатацию новых месторождений, в том числе трудно-извлекаемых запасов углеводородов и их переработкой, в числе крупных потребителей энергии предприятия по добыче нефти - АО "Тюменнефтегаз", ПАО АПК "Башнефть"; в нефтехимии - ООО "Газпром нефтехим Салават" (бензин, битумы, дизельное топливо).

В числе крупных потребителей электрической энергии, формирующих спрос в металлургии, рассматриваются: Томинский ГОК - разработка медно-порфирового месторождения в Челябинской области, объект федерального значения, включенный в Стратегию развития металлургии до 2020 года; Качканарский ГОК - производство железованадиевого концентрата, агломерата и окатышей (Свердловская область); АО "Уральская сталь" - предприятие полного цикла, специализирующееся на производстве литейного хромоникелевого чугуна, стальной заготовки и листового проката (Оренбургская область).

Развитие химических производств, на долю которых в среднем по ОЭС Урала приходится только 4,2% суммарного промышленного потребления электрической энергии, особое значение имеет для энергосистем Кировской области (соответствующий показатель 20,0%), Пермского края (15,0%), Республики Башкортостан (11,5%). В числе крупных потребителей, определяющих рост спроса на электрическую энергию в период до 2025 года, производства по выпуску калийных удобрений в Пермском крае - ПАО "Уралкалий", ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат", при этом на регион приходится до трети от суммарного потребления электрической энергии ОЭС в химическом производстве.

Приоритетными направлениями развития экономики являются создание особых экономических зон, индустриальных парков, инновационных центров, в их числе технопарк ЗАО "Зеленая долина" (зона экологически безопасных производств), ЗАО УК "ИТП "Техноград" (инновационно-технологический парк) в Свердловской области, ООО Индустриальный парк "Станкомаш" в Челябинской области, где в рамках программы импортозамещения в октябре 2018 года открыт завод "Русские электрические двигатели" (АО "РЭД") с годовым объемом выпуска до 300 высоковольтных электродвигателей мощностью до 14 МВт с возможностью расширения номенклатуры продукции до 45 МВт.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Урала к 2025 году доля трех энергосистем - Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов (далее - Тюменская энергосистема), Свердловской и Челябинской областей сохраняется на высоком уровне - 66,3%.

В соответствии с прогнозом Тюменская энергосистема характеризуется сравнительно высокими среднегодовыми темпами прироста потребления электрической энергии в период 2019 - 2025 годов - 1,6% с объемом потребления электрической энергии на уровне 2025 года 102,988 . Нефтедобыча остается основой специализации Тюменской энергосистемы. Наиболее крупные проекты, которые обеспечат прирост потребления электрической энергии, реализуются ПАО "НК "Роснефть": ООО "РН-Уватнефтегаз" ведет разработку на 11 лицензионных участках на юге Тюменской области (Уватский муниципальный район - Усть-Тегусское и Урненске месторождения) и 7 лицензионных участках в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре; ООО "РН-Юганскнефтегаз" ведет геологоразведку и разработку месторождений на 35 лицензионных участках; АО "РН-Няганьнефтегаз" ведет добычу на Красноленинском своде месторождений, обладая крупнейшими остаточными трудноизвлекаемыми запасами нефти в Западной Сибири, АО "Тюменнефтегаз" (ПАО "НК "Роснефть") занимается разработкой месторождения "Русское" (Тазовский район Ямало-Ненецкого автономного округа). Отличительной особенностью развития промышленного производства Тюменской энергосистемы является дальнейшая диверсификация и уход от ярко выраженного моноструктурного характера экономики. Это обеспечивается, прежде всего, развитием мощностей в обрабатывающих производствах - на электрометаллургическом мини-заводе ООО "УГМК-Сталь", на предприятиях по переработке углеводородного сырья - к крупнейшим проектам относятся предприятия ООО "ЗапСибНефтехим" по глубокой переработке побочных продуктов нефтегазодобычи, в том числе попутного нефтяного газа, и ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс" по комплексной переработке смесевого углеводородного газа и продуктов его первичной обработки. Динамика потребления электрической энергии в Тюменской энергосистеме (36,6% от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Урала на уровне 2025 года) в значительной мере определяет динамику соответствующих показателей по ОЭС Урала в целом.

Во второй по величине энергосистеме Свердловской области объем потребления электрической энергии на уровне 2025 года прогнозируется в объеме 45,388 , что соответствует среднегодовому приросту 0,6% за период 2019 - 2025 годов. Крупные инвестиционные проекты связаны с развитием профилирующих ВЭД: "Добыча полезных ископаемых, кроме ТЭР" - АО "ЕВРАЗ Качканарский ГОК" (разработка месторождений титаномагнетитовых железных руд и выпуск агломерата с содержанием примесей ванадия) и "Металлургическое производство" - развитие прокатного производства на Каменск-Уральском металлургическом заводе в городе Каменск-Уральский (ОАО "КУМЗ"). Доля энергосистемы Свердловской области в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Урала составила 16,7% в 2018 году и снизится до 16,1% в 2025 году.

Уровень потребления электрической энергии в энергосистеме Челябинской области в 2025 году прогнозируется в объеме 38,143 со среднегодовым приростом 1,0% за период 2019 - 2025 годов. Динамика спроса на электрическую энергию определяется развитием профилирующего металлургического производства с реконструкцией и модернизацией крупных металлургических предприятий - ПАО "Магнитогорский металлургический комбинат", ПАО "Челябинский электрометаллургический комбинат", что обеспечит повышение энергоэффективности основных производственных процессов. В числе новых потребителей: АО "Томинский ГОК" - проект АО "Русская медная компания" по добыче медной руды (28 млн тонн) и производству медного концентрата (500 тыс. тонн). Доля энергосистемы Челябинской области в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Урала сохраняется неизменной (13,6% в 2018 году и в 2025 году).

2.7 ОЭС Сибири

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2018 году составил 210,147 , что на 2,1% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири прогнозируется на уровне 232,305 (среднегодовой темп прироста за период 1,4%) (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири на период до 2025 года

Преобладающая часть (около 90%) общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири обусловлена планируемым ростом производства алюминия и формируется в энергосистемах Иркутской области, Красноярского края и Республики Тыва.

На энергосистему Иркутской области приходится 46,4% прироста спроса на электрическую энергию ОЭС Сибири. Объем спроса на электрическую энергию по энергосистеме Иркутской области увеличится на 10,275 и в 2025 году составит 65,332 при среднегодовом приросте 2,5% за 2019 - 2025 годы. Прогнозируемый до 2025 года прирост спроса на электрическую энергию в энергосистеме будет определяться, наряду с предполагаемым значительным увеличением производства алюминия, вводом новых крупных потребителей, модернизацией и реконструкцией действующих производств. Доминирующий вклад в перспективный прирост потребления электрической энергии на территории энергосистемы (по оценке более 80%) ожидается в результате поэтапного ввода в эксплуатацию с 2020 года Тайшетского алюминиевого завода. В ближайшие годы в Братске планируется строительство электрометаллургического завода (ЗАО "СЭМЗ"), на Братском заводе ферросплавов продолжится модернизация производства. Развитие существующих золотодобывающих предприятий и освоение новых перспективных месторождений на территории Иркутской области существенно увеличат спрос на электрическую энергию в Бодайбинском районе (АО "Витимэнерго"). Существенное увеличение потребности в электрической энергии будет связано с реализацией масштабного проекта по реконструкции инфраструктуры и расширению, в том числе на территории Иркутской области, Транссибирской и Байкало-Амурской железнодорожных магистралей. В рамках программы расширения пропускной способности нефтяной трубопроводной системы "ВСТО" (далее - НС "ВСТО") на участке от головной нефтеперекачивающей станции (далее - НПС) "Тайшет" до НПС "Сковородино" ООО "Транснефть-Восток" на территории Иркутской области в предстоящий период будет выполнено строительство новых НПС-2, НПС-5 и НПС-7.

Во второй по величине энергосистеме Красноярского края и Республики Тыва прогнозируется увеличение объема потребления электрической энергии на
8,288 , которое в 2025 году составит 53,548 . Более высокие темпы прироста прогнозируются в 2019, 2020 и 2024 годах, что связано с ростом потребления электрической энергии на 2019 - 2025 годы ЗАО "БоАЗ" - крупнейшего существующего на территории Красноярского края промышленного предприятия, введенного в эксплуатацию в 2015 году.

Прирост потребления электрической энергии связан с расширением и модернизацией ряда промышленных предприятий: Ачинского нефтеперерабатывающего завода (АО "АНПЗ ВНК"), ООО "РН-Ванкор" за счет освоения новых нефтегазоконденсатных месторождений в Туруханском районе, золотодобывающих предприятий на месторождениях АО "Полюс Красноярск" и ООО "Соврудник", филиала ООО "Группа Магнезит" в пгт Раздолинск, ФГУП "НО РАО".

В период до 2025 года дополнительный прирост потребления электрической энергии будет связан с предполагаемым строительством в Енисейском районе электрохимического комплекса ООО "Сибирский лес".

В энергосистеме Кемеровской области объем спроса на электрическую энергию в 2025 году составит 32,628 при низком среднегодовом приросте за 2019 - 2025 годы 0,3%. В результате доля энергосистемы к концу прогнозного периода снизится до 14,1%. Рост потребления электрической энергии будет обусловлен увеличением потребления электрической энергии на АО "Кузнецкие ферросплавы", АО "СУЭК-Кузбасс", обогатительной фабрике ООО ОФ "Талдинская", вводом ГОК "Жерновский -1", объектов ООО "Регионстрой", а также в связи с предполагаемым созданием на территории области трех индустриальных парков, в т.ч. в моногороде Калтан.

Прогнозный спрос на электрическую энергию в энергосистеме Новосибирской области к 2025 году составит 16,795 при среднегодовом темпе прироста 0,2%. Основной прирост спроса на электрическую энергию и мощность прогнозируется в связи со строительством жилых массивов и инфраструктурных объектов.

Аналогичная динамика темпов прироста потребления электрической энергии прогнозируется по энергосистеме Омской области (среднегодовой темп - 0,6%). Большая часть прогнозируемого прироста будет связана с планируемым осуществлением технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Газпромнефть-ОНПЗ".

Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию в энергосистеме Забайкальского края составит 2,0%, что приведет к увеличению спроса на электрическую энергию на 1,171 , который к 2025 году составит 9,132 . Большая часть прироста потребности в электрической энергии в энергосистеме до 2025 года будет связана с осуществлением проектов по освоению месторождений полиметаллических руд - набору нагрузки Быстринского ГОК с 2019 года и первого этапа строительства Удоканского горнометаллургического комбината (ООО "Байкальская горная компания").

Прогноз спроса на электрическую энергию в энергосистеме Красноярского края и Республики Тыва характеризуется максимальными темпами прироста по ОЭС Сибири в 5,6%. Высокий среднегодовой темп прироста связан с вводом крупных промышленных потребителей.

2.8 ОЭС Востока

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Востока составил в 2018 году 34,198 , что на 2,9% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока прогнозируется на уровне 45,863 (среднегодовой прирост за период - 4,3% (рисунок 2.9).

Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2019 - 2025 годов учитывает изменения в территориальной структуре энергозоны Востока в 2019 году - присоединение Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока.

Спрос на электрическую энергию по ОЭС Востока без учета присоединения Центрального и Западного энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) на уровне 2025 года в рассматриваемом варианте оценивается в объеме 40,208 со среднегодовым приростом за период 2019 - 2025 годов 2,3%, при соответствующем показателе по ЕЭС России 1,07%.

Рисунок 2.9 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Востока на период до 2025 года

Темпы прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока в период 2019 - 2025 годов определяются экономическим развитием региона - динамикой промышленного производства, строительством объектов транспортной и социальной инфраструктуры.

В самой крупной энергосистеме ОЭС Востока - энергосистеме Приморского края, на долю которой приходится 39,2% суммарного потребления электрической энергии ОЭС Востока, к концу прогнозного периода рост спроса прогнозируется до уровня 14,639 в 2025 году, что соответствует среднегодовому приросту 1,3% за период 2019 - 2025 годов. В числе крупных транспортных проектов: ООО "Морской порт "Суходол" - специализированный грузовой порт в районе бухты Суходол (Штоковский район), ООО "Восточная Стивидорная Компания" - оператор крупнейшего контейнерного терминала в порту "Восточный". Рост спроса со стороны промышленных предприятий связан с развитием судостроительных предприятий на базе Дальневосточного центра судостроения и судоремонта, основными направлениями которого являются модернизация судоремонтных производств и создание новых мощностей для реализации проектов по выпуску современной морской техники. Согласно прогнозу, доля энергосистемы Приморского края в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Востока существенно снижается с 39,2% в 2018 году до 31,9% в 2025 году.

В энергосистеме Хабаровского края и Еврейской автономной области потребление электрической энергии прогнозируется на уровне 11,291 в 2025 году со среднегодовым приростом 1,5% за период 2019 - 2025 годов. Рост спроса на электрическую энергию связан с развитием основного профилирующего производства - переработки нефти на Комсомольском НПЗ с учетом подключения к НС "ВСТО"; развитием оптовой торговли лесоматериалами, строительными материалами, пищевыми продуктами, санитарно-техническим оборудованием (ООО "Дальпромснаб"). В числе транспортных проектов: АО "Ванинский морской торговый порт" - стивидорная компания, предоставляющая погрузочно-разгрузочные и сопутствующие транспортно-экспедиционные услуги; строительство транспортно-перегрузочного комплекса для перевалки угля в бухте Мучка (ООО "Сахатранс"). Согласно прогнозу, доля энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области в суммарном объеме потребления электрической энергии ОЭС Востока снижается с 29,8% в 2018 году до 24,6% в 2025 году.

В энергосистеме Амурской области потребление электрической энергии прогнозируется на уровне 10,857 в 2025 году со среднегодовым приростом 3,7% за период 2019 - 2025 годов. В рассматриваемой перспективе планируются к реализации такие крупные промышленные проекты, как строительство комплекса по переработке нефти "Амурский нефтеперерабатывающий завод" (поселок Березовка, Ивановский район) и газохимического комплекса с мощностью по производству этилена в объеме 1,5 млн тонн в год с дальнейшей переработкой в полиэтилен. В числе транспортных проектов планируется строительство НПС-23 и НПС-26 и модернизация НПС-20 и НПС-21 в рамках расширения пропускной способности НС "ВСТО" (ООО "Транснефть-Восток"); сооружение компрессорных станций КС-6 "Сковороднинская" и КС-7 "Сивакинская" на магистральном газопроводе "Сила Сибири" (ООО "Газпром Трансгаз Томск"). Согласно прогнозу доля энергосистемы Амурской области в суммарном объеме потребления электрической энергии ОЭС Востока также снижается с 24,7% в 2018 году до 23,7% в 2025 году.

В Южно-Якутском энергорайоне энергосистемы Республики Саха (Якутия) потребление электрической энергии прогнозируется на уровне 3,421 в 2025 году со среднегодовым приростом 6,6% за период 2019 - 2025 годов. При этом с учетом присоединения Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока потребление электрической энергии в энергосистеме Республики Саха (Якутия) составит 9,076 в 2025 году (среднегодовой прирост за период 2019 - 2025 годов - 3,5%). В рассматриваемой перспективе планируются к реализации такие крупные проекты, как добыча угля на Эльгинском месторождении (ООО "Эльгауголь"). С магистральным газопроводом "Сила Сибири" связаны работы по сооружению компрессорных станций (ООО "Газпром Трансгаз Томск"), с расширением НС "ВСТО" - реконструкция НПС-15, НПС-16, НПС-17, НПС-18, НПС-19 (ООО "Транснефть-Восток").

В целом, с учетом присоединения изолированных энергорайонов к централизованной зоне электроснабжения, доля энергосистемы Республики Саха (Якутия) в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Востока существенно возрастает - до 19,8% в 2025 году (доля Южно-Якутского энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) в потреблении электрической энергии ОЭС Востока в 2018 году составляет 6,4%), что в свою очередь приведет к снижению доли других энергосистем ОЭС Востока.

Выводы:

1. Прогноз сформирован на основе информации о поданных заявках и утвержденных технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям с учетом базового сценария социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года, разработанного Министерством экономического развития Российской Федерации (октябрь 2018 года) во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 07.05.2018 N 204 "О национальных целях и стратегических задач развития Российской Федерации на период до 2024 года".

2. Объем спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1143,053 , что больше объема потребления электрической энергии 2018 года на 87,495 . Превышение уровня 2018 года составит в 2025 году 8,3% при среднегодовых темпах прироста за период 1,14%.

3. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Востока Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1137,398 при среднегодовых темпах прироста 1,07%.

4. Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России ожидаются в 2019 - 2020 годах. Основными факторами увеличения потребления электрической энергии в эти годы является существенный прирост объема потребления электрической энергии в ОЭС Востока за счет присоединения Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) и ввода новых производственных мощностей алюминиевых заводов на территории ОЭС Сибири.

5. Территориальная структура потребления электрической энергии по ОЭС, отражающая сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших из них - Центра, Урала и Сибири, их доля от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России составит в 2018 году 67,6%, в 2025 году - 67,5%. Прогнозируемые тенденции региональной динамики потребления электрической энергии приведут к изменениям в территориальной структуре потребления электрической энергии в сторону увеличения доли ОЭС Сибири, ОЭС Востока и уменьшения доли ОЭС Северо-Запада и ОЭС Средней Волги.

III. Прогноз максимального потребления мощности и характеристики режимов потребления ЕЭС России, ОЭС и по территориям субъектов Российской Федерации на 2019 - 2025 годы

3.1 ЕЭС России

В соответствии с прогнозным спросом на электрическую энергию, а также с учетом развития и расширения существующих и вводом новых объектов спрогнозированы максимумы потребления мощности ОЭС и ЕЭС России.

Одним из определяющих факторов, который оказывает влияние на величину максимума потребления мощности энергосистемы, является температура наружного воздуха.

Таблица 3.1 - Динамика потребления электрической энергии и мощности ЕЭС России

Наименование показателя	2014	2015	2016	2017	2018
Потребление электрической энергии,	1013,9	1008,3	1026,9	1039,9	1055,6
% к прошлому году	0,41%	-0,55%	1,85%	1,27%	1.51%
	ОЗП	ОЗП	ОЗП	ОЗП	ОЗП
	2013- 2014	2014- 2015	2015- 2016	2016- 2017	2017- 2018
Максимум потребления мощности, МВт	154709	148847	149246	151170	151615
% к прошлому ОЗП	-1,7%	-3,8%	0,3%	1,3%	0,3%
t°C в день прохождения максимума	-23,2	-14,4	-16,6	-17,9	-17,2

Примечание: ОЗП - осенне-зимний период

В таблице 3.1 выполнен сравнительный анализ динамики изменения годовых объемов потребления электрической энергии и максимумов потребления мощности в ОЗП по ЕЭС России.

Годовые объемы потребления электрической энергии в большей степени определяют объективную динамику потребления электрической энергии и мощности, преимущественно обусловленную макроэкономическими факторами, поскольку на годовом интервале климатические факторы в основном нивелированы.

Неустойчивый характер изменения фактических максимумов потребления мощности демонстрирует определяющее влияние температурного фактора на величину данного показателя. Динамика максимумов потребления мощности не может быть описана непрерывной функцией единственного параметра (годовое потребление электрической энергии). При этом очевидно, что изменение от года к году максимумов потребления в схожих температурных условиях не имеет скачкообразного характера.

Помимо значения температуры наружного воздуха в день прохождения максимума на величину потребления мощности большое влияние оказывает и эффект продолжительности периода устойчивых низких температур. Так, в ОЗП 2013-2014 годов в ЕЭС России продолжительность такого периода с температурой ниже -20°С составила 7 суток, что предопределило более высокое значение максимума потребления в сравнении с предыдущим и последующим ОЗП, когда такие продолжительные периоды не наблюдались.

Формирование долгосрочного прогноза потребления электрической мощности осуществляется в условиях отсутствия метеорологических прогнозов для рассматриваемого периода прогнозирования. Статистический анализ фактических периодов максимальных нагрузок энергосистем позволяет сделать вывод, что максимум потребления мощности достигается в ОЗП при существенном снижении температуры наружного воздуха относительно среднемноголетних значений.

С учетом изложенного, формирование прогнозного максимума потребления мощности для учета показателя в Схеме и программе развития ЕЭС России осуществляется для средних температурных условий прохождения максимума потребления мощности в базовом периоде (несколько лет, предшествующих дате формирования прогноза). Это позволяет сформировать статистически корректные прогнозные значения максимумов потребления мощности энергосистемы.

В таблицах 3.2 и 3.3 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2019 - 2025 годы с учетом ОЭС Востока и без нее соответственно. Спрос на электрическую энергию в нижеприведенных таблицах представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС).

Таблица 3.2 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
		1039,880	1055,558	1073,235	1092,153	1104,093	1114,955	1125,622	1138,949	1143,053
		2,768	2,708	2,708	2,708	2,708	2,708	2,708	2,708	2,708
		1037,112	1052,850	1070,527	1089,445	1101,385	1112,247	1122,914	1136,241	1140,345
	МВт	151170	151877	158743	161329	163447	165156	166605	168106	168983
	час/год	6861	6932	6744	6753	6738	6734	6740	6759	6748

- годовое потребление электрической энергии;

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

- число часов использования максимума потребления мощности.

Снижение прогнозируемого в период 2019 - 2025 годов числа часов использования максимальной электрической нагрузки ЕЭС России относительно фактических величин в период 2017 - 2018 годов обусловлено температурным фактором (фактическая температура превысила уровень используемых при прогнозировании среднемноголетних значений температуры).

Рисунок 3.1 - Прогнозные значения максимума потребления мощности ЕЭС России

Максимальное потребление мощности ЕЭС России в 2018 году составило 151 877 МВт. В 2019 году максимальное потребление мощности ЕЭС России прогнозируется на уровне 158 743 МВт. К 2025 году максимальное потребление мощности прогнозируется на уровне 168 983 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста максимумов потребления мощности за период 2019 - 2025 годов 1,5%.

Разница в прогнозируемых среднегодовых темпах приростов потребления электрической энергии (1,14%) и мощности (1,5%) объясняется двумя факторами.

Для первого года прогнозирования определяющим является температурный фактор. Прогноз потребления мощности на каждый год семилетнего периода прогнозирования формируется для среднесуточной температуры прохождения максимума потребления мощности, усредненной за 10 предшествующих ОЗП (-19°С), которая не соответствует фактической температуре прохождения максимума периода ОЗП, предшествующего первому году прогнозирования.

Для последующих лет периода прогнозирования определяющим фактором различия в среднегодовых темпах прироста потребления электрической энергии и мощности становится особенность учета времени ввода новых потребителей. Как правило, ввод нового потребителя учитывается не с начала года, что приводит к тому, что в конкретном году прогнозирования прирост по мощности учитывается в полном объеме, а по электрической энергии лишь частично.

Таким образом, накапливается опережающий по годам прирост потребления мощности (в процентах) относительно прирост потребления электрической энергии (в процентах).

Таблица 3.3 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России без учета ОЭС Востока

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт					Прогноз
		2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
		1006,643	1021,36	1032,771	1050,193	1061,118	1071,190	1080,987	1093,513	1096,904
		2,768	2,708	2,708	2,708	2,708	2,708	2,708	2,708	2,708
		1003,875	1018,652	1030,063	1047,485	1058,41	1068,482	1078,279	1090,805	1094,196
	МВт	146631	146954	152982	155386	157369	158970	160335	161766	162547
	час/год	6846	6932	6734	6742	6727	6723	6727	6745	6734

3.2 ОЭС Северо-Запада

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Северо-Запада от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году составит 9,2%. К 2025 году этот показатель немного снизится и прогнозируется на уровне 9,0%. В 2019 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 14 960 МВт. К 2025 году максимум потребления мощности составит 15 684 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста за период 2019 - 2025 годов 1,2%.

В таблице 3.4 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.

Таблица 3.4 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
		93,899	95,030	95,614	96,695	97,077	98,114	98,545	99,356	99,474
	МВт	14111	14404	14960	15158	15247	15441	15526	15627	15684
	час/год	6654	6597	6391	6379	6367	6354	6347	6358	6342
	МВт	14043	14220	14541	14734	14820	15009	15091	15189	15245
	час/год	6687	6683	6575	6563	6550	6537	6530	6541	6525

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2019 - 2025 годов представлено на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Северо-Запада

3.3 ОЭС Центра

В 2019 году доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Центра от максимума потребления мощности ЕЭС России составит 24,2%. К 2025 году этот показатель немного снизится до 24,0%. В 2019 году собственный максимум потребления мощности ОЭС прогнозируется на уровне 38 709 МВт. К 2025 году максимум потребления мощности достигнет значения 40 846 МВт. Среднегодовые темпы прироста потребления мощности за 2019 - 2025 годы прогнозируются на уровне 1,3%.

В таблице 3.5 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра, спрос на электрическую энергию в таблице представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд Загорской ГАЭС.

Таблица 3.5 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт					Прогноз
		2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
		238,558	242,565	244,678	248,060	250,420	251,453	254,567	257,340	257,911
		2,622	2,563	2,563	2,563	2,563	2,563	2,563	2,563	2,563
		235,936	240,002	242,115	245,497	247,857	248,890	252,004	254,777	255,348
	МВт	37917	37396	38709	39254	39673	39970	40336	40648	40846
	час/год	6222	6418	6255	6254	6248	6227	6248	6268	6251
	МВт	37686	36453	38346	38898	39327	39621	39990	40311	40510
	час/год	6261	6584	6314	6311	6302	6282	6302	6320	6303

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.3 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Центра

3.4 ОЭС Средней Волги

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Средней Волги от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году оценивается в 10,7%. К 2025 году ожидается ее незначительное снижение до 10,3%. В 2019 году собственный максимум потребления мощности составит 17 309 МВт. К 2025 году - увеличится до 17 817 МВт при среднегодовых темпах прироста за 2019 - 2025 годы 1,2%.

В таблице 3.6 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.

Таблица 3.6 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
		108,016	110,198	111,042	112,241	112,722	113,331	113,610	114,394	114,586
	МВт	16872	16388	17309	17436	17548	17637	17675	17745	17817
	час/год	6402	6724	6415	6437	6424	6426	6428	6447	6431
	МВт	16019	16115	16963	17087	17197	17284	17322	17390	17461
	час/год	6743	6838	6546	6569	6555	6557	6559	6578	6562

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.4 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Средней Волги

3.5 ОЭС Юга

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Юга в 2019 году составит 10,2% от максимума потребления мощности ЕЭС России. К 2025 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России практически останется на уровне 2019 года. В 2019 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 17 248 МВт. К 2025 году максимум потребления мощности составит 18 440 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за 2019 - 2025 годы на уровне 2,2%.

В таблице 3.7 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга. Спрос на электрическую энергию в таблице 3.7 представлен без учета и с учетом потребления электрической энергии на заряд Кубанской ГАЭС и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС.

Таблица 3.7 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт		Прогноз
		2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
		99,094	102,281	104,220	106,259	107,733	108,996	109,903	111,150	111,765
		0,146	0,145	0,145	0,145	0,145	0,145	0,145	0,145	0,145
		98,948	102,136	104,075	106,114	107,588	108,851	109,758	111,005	111,620
	МВт	16235	15869	17248	17511	17761	18001	18158	18347	18440
	час/год	6095	6436	6034	6060	6058	6047	6045	6050	6053
	МВт	14495	14863	16213	16461	16696	16922	17070	17247	17335
	час/год	6826	6872	6419	6446	6444	6433	6430	6436	6439

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.5 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Юга

3.6 ОЭС Урала

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Урала от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году составит 23,3%, а к 2025 году повысится до 23,4%. Собственный максимум потребления мощности в 2019 году прогнозируется на уровне 37 399 МВт. К 2025 году этот показатель достигнет уровня 39 949 МВт. При этом среднегодовые темпы прироста максимумов потребления мощности за 2019 - 2025 годы составят 1,4%.

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

Таблица 3.8 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Урала

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт							Прогноз
		2017	2018	2019		2020	2021	2022		2023	2024	2025
		261,200	261,139	264,447		269,378	272,522	275,343		277,346	280,108	281,149
	МВт	36616	36166	37399		37982	38541	39108		39410	39705	39949
	час/год	7133	7221	7071		7092	7071	7041		7037	7055	7038
	МВт	36140	36011	36950		37526	38079	38639		38937	39229	39470
	час/год	7228	7252	7157		7178	7157	7126		7123	7140	7123

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.6 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Урала

3.7 ОЭС Сибири

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Сибири от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году составит 18,9%, и к 2025 году этот показатель повысится до 19,3%. Собственный максимум потребления мощности в 2019 году прогнозируется на уровне 31 218 МВт и к 2025 году - на уровне 33 881 МВт при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления мощности за 2019 - 2025 годы 1,2%.

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

Таблица 3.9 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Сибири

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт			Прогноз
		2017	2018	2019		2020	2021	2022	2023	2024	2025
		205,876	210,147	212,788		217,677	220,885	224,239	227,302	231,452	232,305
	МВт	29564	31199	31218		31958	32552	32807	33255	33750	33881
	час/год	6964	6736	6816		6811	6786	6835	6835	6858	6856
	МВт	28249	29292	29969		30680	31250	31495	31925	32400	32526
	час/год	7288	7174	7100		7095	7068	7120	7120	7144	7142

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.7 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Сибири

3.8 ОЭС Востока

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Востока от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году составит 3,6%, а к 2025 году увеличится до 3,8%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока в 2019 году прогнозируется на уровне 6 810 МВт, в 2025 году - 7 592 МВт. При этом среднегодовые темпы прироста максимума потребления мощности за 2019 - 2025 годы составят 4,4%. Высокие среднегодовые темпы прироста электрической нагрузки обусловлены присоединением Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия).

В таблице 3.10 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

Таблица 3.10 - Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт			Прогноз
		2017	2018	2019		2020	2021	2022	2023	2024	2025
		33,237	34,198	40,446		41,843	42,734	43,479	44,349	45,149	45,863
	МВт	5506	5623	6810		7020	7180	7300	7398	7483	7592
	час/год	6037	6082	5939		5961	5952	5956	5995	6034	6041
	МВт	4539	4923	5761		5943	6078	6186	6270	6340	6436
	час/год	7323	6947	7021		7041	7031	7029	7073	7121	7126

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.8 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Востока

Выводы:

1. Максимальное потребление мощности ЕЭС России к 2025 году ожидается на уровне 168 983 МВт. За период 2019 - 2025 годов среднегодовые приросты нагрузки ЕЭС России составят 1,5%.

2. Наиболее интенсивный среднегодовой рост максимумов потребления мощности в период 2019 - 2025 годов прогнозируется по:

- ОЭС Урала-1,4%;

- ОЭС Юга - 2,2%;

- ОЭС Востока - 4,4% (с учетом присоединения Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия).

3. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по ЕЭС России в 2019 - 2025 годах будет изменяться незначительно в диапазоне 6735-6759 часов.

IV. Прогноз перспективной потребности в мощности на период 2019 - 2025 годов

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

При оценке потребности в мощности для Европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири и Востока - максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, и собственный. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый максимум потребления по ЕЭС России на уровне 2019 года составит 158 743 МВт и возрастет к 2025 году до 168 983 МВт, без учета ОЭС Востока - 152 982 МВт и 162 547 МВт соответственно.

Величина экспорта мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров и предварительных соглашений по данным ПАО "Интер РАО".

Экспортные поставки из ЕЭС России планируются в следующем объеме:

на уровне 2019 года 3391 МВт/14,928 ;

в 2020 году - 3391 МВт/14,984 ;

в 2021 году - 3391 МВт/15,122 ;

в 2022 году - 3391 МВт/15,149 ;

в 2023 году - 3391 МВт/15,276 ;

в 2024 году - 3391 МВт/15,276 ;

в 2025 году - 3391 МВт/15,276 .

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

По планам ПАО "Интер РАО" на период до 2025 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндскую Республику (1300 МВт/5,333-5,482 ), страны Балтии (400 МВт/3,100-3,300 ), Монголию (185 МВт/ 0,400 ). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндской Республикой (76 МВт/0,978 ) и Королевством Норвегия (30 МВт/0,03 ).

Экспортные поставки мощности и электрической энергии в Республику Беларусь предусматриваются в объеме 100 МВт/0,03 в период 2019 - 2025 годов.

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 400 МВт/0,302 в 2019 году, 400 МВт/0,27 в период 2020 - 2025 годов, в Республику Южная Осетия - 40 МВт/0,152-0,170 в период 2019 - 2025 годов.

Экспортные поставки в Республику Казахстан в 2019 - 2025 годы планируются в объеме 360 МВт/1,303-1,316 . Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электрической энергии в КНР в объеме 500 МВт/3,300 .

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

Наименование	2018 (факт)	2019		2020		2021		2022		2023		2024		2025
	Мощность на час максимума ЕЭС	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность
	МВт		МВт		МВт		МВт		МВт		МВт		МВт		МВт
ЕЭС России, всего	1966*	14,928	3391	14,984	3391	15,122	3391	15,149	3391	15,276	3391	15,276	3391	15,276	3391
ОЭС Северо-Запада	895	9,444	1806	9,513	1806	9,646	1806	9,668	1806	9,790	1806	9,790	1806	9,790	1806
Норвегия (приграничный)	0	0,03	30	0,03	30	0,03	30	0,03	30	0,03	30	0,03	30	0,03	30
Финляндия	501	5,333	1300	5,405	1300	5,438	1300	5,46	1300	5,482	1300	5,482	1300	5,482	1300
в т.ч. Финляндия (приграничный)	76	0,978	76	0,978	76	0,978	76	0,978	76	0,978	76	0,978	76	0,978	76
Страны Балтии	318	3,1	400	3,1	400	3,2	400	3,2	400	3,3	400	3,3	400	з,з	400
ОЭС Центра	0	0,03	100	0,03	100	0,03	100	0,03	100	0,03	100	0,03	100	0,03	100
Беларусь	0	0,03	100	0,03	100	0,03	100	0,03	100	0,03	100	0,03	100	0,03	100
ОЭС Средней Волги	75	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10
Казахстан	75	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10
ОЭС Юга	49	0,484	450	0,455	450	0,46	450	0,465	450	0,47	450	0,47	450	0,47	450
Грузия	0	0,302	400	0,27	400	0,27	400	0,27	400	0,27	400	0,27	400	0,27	400
Азербайджан	3	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Южная Осетия	26	0,152	40	0,155	40	0,16	40	0,165	40	0,17	40	0,17	40	0,17	40
Казахстан	20	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10	0,03	10
ОЭС Урала	0	1,133	290	1,146	290	1,146	290	1,146	290	1,146	290	1,146	290	1,146	290
Казахстан	0	1,133	290	1,146	290	1,146	290	1,146	290	1,146	290	1,146	290	1,146	290
ОЭС Сибири	18	0,51	235	0,51	235	0,51	235	0,51	235	0,51	235	0,51	235	0,51	235
Монголия	18	0,4	185	0,4	185	0,4	185	0,4	185	0,4	185	0,4	185	0,4	185
Казахстан	0	0,11	50	0,11	50	0,11	50	0,11	50	0,11	50	0,11	50	0,11	50
ОЭС Востока	323	3,300	500	3,300	500	3,300	500	3,300	500	3,300	500	3,300	500	3,300	500
Китай	323	3,300	500	3,300	500	3,300	500	3,300	500	3,300	500	3,300	500	3,300	500

* - учтен экспорт мощности в энергосистему Украины (606 МВт), начиная с 2019 года экспорт мощности не учитывается.

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

Нормативные значения резерва мощности приняты в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281 (далее - Методические рекомендации).

Нормативные значения резерва мощности по различным ОЭС в процентах от максимума потребления мощности представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Нормативные значения резерва мощности, %

Европейская часть ЕЭС России (ОЭС Центра, ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Урала)					ОЭС Сибири	ОЭС Востока
17,0					12,0	22,0
ОЭС Северо-Запада*	ОЭС Центра*	ОЭС Юга*	ОЭС Средней Волги*	ОЭС Урала*
15,0	32,0	10,0	11,0	32,0

* - распределение в процентах от резерва мощности по Европейской части ЕЭС России.

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2019 года должна составить 25 775 МВт, на уровне 2025 года - 27 422 МВт. Распределение нормативного резерва по ОЭС неравномерно, при этом использование резервов одной ОЭС для покрытия максимумов потребления мощности других ОЭС ограничено в силу недостаточной пропускной способности основной электрической сети ЕЭС России.

Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в период 2019 - 2025 годов представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.1.

Таблица 4.3 - Спрос на мощность, МВт

Наименование показателя	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
ОЭС Северо-Запада
Совмещенный максимум потребления мощности	14541	14734	14820	15009	15091	15189	15245
Нормативный резерв	3137	3180	3216	3251	3274	3299	3316
Экспорт	1806	1806	1806	1806	1806	1806	1806
Спрос на мощность - всего	19484	19720	19842	20066	20171	20294	20367
ОЭС Центра
Совмещенный максимум потребления мощности	38346	38898	39327	39621	39990	40311	40510
Нормативный резерв	6692	6784	6861	6935	6986	7038	7073
Экспорт	100	100	100	100	100	100	100
Спрос на мощность - всего	45138	45782	46288	46656	47076	47449	47683
ОЭС Средней Волги
Совмещенный максимум потребления мощности	16963	17087	17197	17284	17322	17390	17461
Нормативный резерв	2300	2332	2358	2384	2401	2419	2431
Экспорт	10	10	10	10	10	10	10
Спрос на мощность - всего	19273	19429	19565	19678	19733	19819	19902
ОЭС Юга
Совмещенный максимум потребления мощности	16213	16461	16696	16922	17070	17247	17335
Нормативный резерв	2091	2120	2144	2167	2183	2199	2210
Экспорт	450	450	450	450	450	450	450
Спрос на мощность - всего	18754	19031	19290	19539	19703	19896	19995
ОЭС Урала
Совмещенный максимум потребления мощности	36950	37526	38079	38639	38937	39229	39470
Нормативный резерв	6692	6784	6861	6935	6986	7037	7073
Экспорт	290	290	290	290	290	290	290
Спрос на мощность - всего	43932	44600	45230	45864	46213	46556	46833
Европейская часть
Совмещенный максимум потребления мощности	123013	124706	126119	127475	128410	129366	130021
Нормативный резерв	20912	21200	21440	21672	21830	21992	22103
Экспорт	2656	2656	2656	2656	2656	2656	2656
Спрос на мощность - всего	146581	148562	150215	151803	152896	154014	154780
ОЭС Сибири
Совмещенный максимум потребления мощности	29969	30680	31250	31495	31925	32400	32526
Нормативный резерв	3596	3682	3750	3779	3831	3888	3903
Экспорт	235	235	235	235	235	235	235
Спрос на мощность - всего	33800	34597	35235	35509	35991	36523	36664
ОЭС Востока
Совмещенный максимум потребления мощности	5761	5943	6078	6186	6270	6340	6436
Нормативный резерв	1267	1307	1337	1361	1379	1395	1416
Экспорт	500	500	500	500	500	500	500
Спрос на мощность - всего	7528	7750	7915	8047	8149	8235	8352
ЕЭС России
Максимум потребления мощности	158743	161329	163447	165156	166605	168106	168983
Нормативный резерв	25775	26189	26527	26812	27040	27275	27422
Экспорт	3391	3391	3391	3391	3391	3391	3391
Спрос на мощность - всего	187909	190909	193365	195359	197036	198772	199796
ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности	31218	31958	32552	32807	33255	33750	33881
Нормативный резерв	3746	3835	3906	3937	3991	4050	4066
Экспорт	235	235	235	235	235	235	235
Спрос на мощность - всего	35199	36028	36693	36979	37481	38035	38182
ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности	6810	7020	7180	7300	7398	7483	7592
Нормативный резерв	1498	1544	1580	1606	1628	1646	1670
Экспорт	500	500	500	500	500	500	500
Спрос на мощность - всего	8808	9064	9260	9406	9526	9629	9762

Рисунок 4.1- Спрос на мощность в ЕЭС России

Выводы:

1. Основные направления экспорта-импорта электрической энергии и мощности по данным ПАО "Интер РАО" до 2025 года не изменятся.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2019 года должна составлять не менее 25 775 МВт, на уровне 2025 года - не менее 27 422 МВт.

3. При прогнозируемом максимуме потребления, нормативном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 187 909 МВт в 2019 году до 199 796 МВт на уровне 2025 года.

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

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2019 - 2025 годы сформирована с учетом вводов нового генерирующего оборудования в указанный период и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций в соответствии с:

- обязательствами, принятыми производителями электрической энергии по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;

- инвестиционными программами производителей электрической энергии, утвержденными Минэнерго России в 2018 году;

- обязательствами производителей электрической энергии, мощность которых была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности до 2021 года;

- приказами Минэнерго России о согласовании вывода объекта генерации из эксплуатации;

- предложениями производителей электрической энергии (ноябрь-декабрь 2018 года).

Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в 2019 - 2025 годах составляют 12794,7 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 5600 МВт: три энергоблока (N 2, N 3 и N 4) установленной мощностью 1000 МВт каждый на Ленинградской АЭС) в ОЭС Северо-Запада, первый и второй энергоблоки на Курской АЭС (2 энергоблока установленной мощностью 1000 МВт каждый) в ОЭС Центра, третий энергоблок на Белоярской АЭС (600 МВт); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 7178,7 МВт; на гидроэлектростанциях (ГЭС) - 16 МВт.

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

Таблица 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации на электростанциях ЕЭС России, МВт

Наименование	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	Всего за 2019 - 2025
ЕЭС России, всего	1200,2	2769,2	3941,0	532,3	117,0	1635,0	2600,0	12794,7
АЭС		1000,0	1000,0			1000,0	2600,0	5600,0
ГЭС	16,0							16,0
ТЭС	1184,2	1769,2	2941,0	532,3	117,0	635,0		7178,7
ОЭС Северо-Запада, всего	178,0	1018,0					2000,0	3196,0
АЭС		1000,0					2000,0	3000,0
ТЭС	178,0	18,0						196,0
ОЭС Центра, всего	270,8	1217,0	1688,0	532,3	117,0	1000,0		4825,1
АЭС			1000,0			1000,0		2000,0
ТЭС	270,8	1217,0	688,0	532,3	117,0			2825,1
ОЭС Средней Волги, всего	72,0	160,7	25,0					257,7
ТЭС	72,0	160,7	25,0					257,7
ОЭС Юга, всего	16,0		1928,0					1944,0
ГЭС	16,0							16,0
ТЭС			1928,0					1928,0
ОЭС Урала, всего	513,4	253,5					600,0	1366,9
АЭС							600,0	600,0
ТЭС	513,4	253,5						766,9
ОЭС Сибири, всего	25,0	72,0	300,0					397,0
ТЭС	25,0	72,0	300,0					397,0
ОЭС Востока, всего	125,0	48,0				635,0		808,0
ТЭС	125,0	48,0				635,0		808,0

Рисунок 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации на электростанциях ЕЭС России в 2019 - 2025 годах

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 2.

В 2018 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 4792,07 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2018 году приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2018 году

Электростанции	Станционный номер	Марка (тип) генерирующего оборудования	Установленная мощность МВт
ОЭС Северо-Запада			1725,75
Талаховская ТЭС	N 2	6F.03	79,0
Ленинградская АЭС	N 5	ВВЭР-1200	1187,63
Ушаковская ВЭС	N 1-3	ВЭС	5,1
Прегольская ТЭС	N 1-4	ПГУ	454,01
ОЭС Центра			10,06
Клинцовская ТЭЦ	ГПА1	JMS 620 GS-N.L	10,06
ОЭС Средней Волги			386,0
Казанская ТЭЦ-1	N 1-2	ПГУ	236,0
Самарская СЭС-2	1 оч.	ФЭСМ	25,0
Орловгайская СЭС	2 оч.	ФЭСМ	10,0
Новоузенская СЭС		ФЭСМ	15,0
Ульяновская ВЭС-2		ВЭС	50,0
Саровская ТЭЦ	N 8	ПТ-25-90/10	25,0
Самарская СЭС-2	2 оч.	ФЭСМ	25,0
ОЭС Юга			1939,93
Ростовская АЭС	N 4	ВВЭР-1000	1030,27
МГТЭС на ПС Кирилловская	N 1	FT8-3 MOBILEPAC	20,5
СЭС Нива		ФЭСМ	15,0
СЭС Промстройматериалы		ФЭСМ	15,0
СЭС Володаровка		ФЭСМ	15,0
СЭС Енотаевка		ФЭСМ	15,0
Сакская ПГУ-120	N 4-7	ГТА-25	90,04
Балаклавская ТЭС	N 2	ПГУ	249,56
Таврическая ТЭС	N 1	ПГУ	249,56
Грозненская ТЭС	N 1	SGT5-PFC 2000Е	180,0
Фунтовская СЭС	1-4 оч.	ФЭСМ	60,0
ОЭС Урала			590,83
Затонская ТЭЦ	N 1	ПГУ	198,13
Затонская ТЭЦ	N 2	ПГУ	220,0
Аргаяшская ТЭЦ	4	Т-60/65-8,8	61,0
ТЭЦ УЭХК	N 1	Р-4.3-34/2.3	4,3
Мини-ТЭЦ ПСЦМ Уралэлеткромедь	N 1,2	Quanto D1200	2,4
Оренбургская СЭС-1 (Новосергеевская СЭС)		ФЭСМ	45,0
Оренбургская СЭС-3 (Сорочинская СЭС)		ФЭСМ	60,0
ОЭС Востока			139,5
Восточная ТЭЦ	N 1-3	LM 6000 PF Sprint	139,5
ЕЭС России, всего			4792,07

Примечание: ВЭС - ветровая электростанция

ПГУ - парогазовая установка

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

СЭС - солнечная электростанция

АЭС - атомная электростанция

МГТЭС - мобильная газотурбинная электростанция

ТЭС - тепловая электростанция

Из общего объема запланированных вводов генерирующих мощностей выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью реализации соответствующих инвестиционных проектов (далее - вводы с высокой вероятностью реализации), к которым для целей разработки настоящего документа отнесены следующие генерирующие объекты:

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

- генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы АО "Концерн Росэнергоатом", ПАО "РусГидро";

- генерирующие объекты, отобранные по результатам конкурентного отбора мощности до 2021 года.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2019 - 2025 годов предусматриваются в объеме 15160,0 МВт, в том числе на АЭС - 5850,0 МВт, на ГЭС - 506,2 МВт, на ТЭС - 4400,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 4402,9 МВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2019 - 2025 годов представлены в таблице 5.3 и на рисунке 5.2.

Таблица 5.3 - Вводы генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

Наименование	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	Всего за 2019 - 2025
ЕЭС России - всего	4200,9	1835,1	2300,7	1586,9	2126,4	1440,0	1670,0	15160,0
АЭС	1150,0		1150,0		1200,0	1200,0	1150,0	5850,0
ГЭС	416,7	16,0	24,9	24,9	23,7			506,2
ТЭС	1251,9	884,0	225,0	875,0	405,0	240,0	520,0	4400,9
ВЭС, СЭС	1382,3	935,1	900,8	687,0	497,7			4402,9
ОЭС Северо-Запада - всего	114,8	130,0	1351,0	150,0			1150,0	2895,8
АЭС			1150,0				1150,0	2300,0
ГЭС	49,8							49,8
ТЭС	65,0	130,0						195,0
ВЭС, СЭС			201,0	150,0				351,0
ОЭС Центра - всего	1488,0			280,0	1200,0	1200,0		4168,0
АЭС	1150,0				1200,0	1200,0		3550,0
ТЭС	338,0			280,0				618,0
ОЭС Средней Волги - всего	100,0	116,0	250,0	180,0				646,0
ТЭС		25,0		55,0				80,0
ВЭС, СЭС	100,0	91,0	250,0	125,0				566,0
ОЭС Юга - всего	2078,7	1030,1	619,7	369,9	255,9			4354,3
ГЭС	366,9	16,0	24,9	24,9	23,7			456,4
ТЭС	714,6	275,0	225,0					1214,6
ВЭС, СЭС	997,3	739,1	369,8	345,0	232,2			2683,4
ОЭС Урала - всего	123,4	30,0	30,0	17,0	265,5			465,9
ТЭС	8,4							8,4
ВЭС, СЭС	115,0	30,0	30,0	17,0	265,5			457,5
ОЭС Сибири - всего	170,0	369,0	50,0	590,0				1179,0
ТЭС		294,0		540,0				834,0
ВЭС, СЭС	170,0	75,0	50,0	50,0				345,0
ОЭС Востока - всего	126,0	160,0			405,0	240,0	520,0	1451,0
ГЭС
ТЭС	126,0	160,0			405,0	240,0	520,0	1451,0

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2025 года планируется в ОЭС Юга (4354,3 МВт) и ОЭС Центра (4168 МВт).

Рисунок 5.2 - Вводы генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на период 2019 - 2025 годов

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 4.

Развитие атомной энергетики в период 2019 - 2025 годов предусматривается на площадках:

ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 (новые энергоблоки Ленинградской АЭС) в Ленинградской области с вводом двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью по 1150,0 МВт каждый в 2021 и 2025 годах для обеспечения, в том числе замены выводимых из эксплуатации в 2020 и 2025 годах энергоблоков N 2-4 на Ленинградской АЭС;

ОЭС Центра - Нововоронежская АЭС-2 (новый энергоблок Нововоронежской АЭС) в Воронежской области с вводом второго энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1195,4 МВт в 2019 году и Курская АЭС-2 в Курской области с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР мощностью 1200 МВт каждый в 2023 и 2024 годах.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2019 - 2025 годов предусматриваются в объеме 456,4 МВт. В ОЭС Юга планируется завершение строительства Зарамагской ГЭС-1 (Мизурской ГЭС) с вводом двух гидроагрегатов (2x173 МВт) в 2019 году, в период 2019 - 2023 годов в ОЭС Юга на малых ГЭС предполагается ввод в эксплуатацию генерирующих объектов установленной мощностью 110,4 МВт. Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ОЭС Северо-Запада в период 2019 - 2025 годов планируются в объеме 49,8 МВт.

В рассматриваемый перспективный период до 2025 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью выше 200 МВт) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью реализации:

в ОЭС Центра: на Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т);

в ОЭС Юга: на Ударной ТЭС (2хПГУ-225, 2хГТ-25), на Балаклавской ТЭС (ПГУ-235) и Таврической ТЭС (ПГУ-235).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ВЭС (3154,4 МВт в рассматриваемый перспективный период) и СЭС (1248,5 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Северо-Запада (351 МВт), ОЭС Средней Волги (411 МВт), ОЭС Юга (2126,9 МВт), ОЭС Урала (265,5 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (556,5 МВт), ОЭС Сибири (345 МВт) и в ОЭС Урала (192 МВт). В период до 2022 года на СЭС в ОЭС Средней Волги планируется ввести в работу 155 МВт.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Западный и Центральный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия) учтены в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС Востока с 2019 года.

Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий по модернизации и перемаркировке существующего генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации в период 2019 - 2025 годов планируется в объеме 357,8 МВт.

Объемы модернизации и перемаркировке генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2019 - 2025 годов приведены в приложениях N 6 и N 8 соответственно.

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2025 году на 4502,4 МВт (1,9%) по сравнению с 2018 годом и составит 247745,6 МВт. К 2025 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2018 годом снизится доля АЭС с 12,0% до 11,8%, доля ТЭС снизится с 67,7% до 65,7%. Доля ГЭС и ГАЭС возрастет с 19,9% в 2018 году до 20,3% в 2025 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,42% в 2018 году до 2,2% в 2025 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2018 - 2025 годов представлена в таблице 5.4 и на рисунке 5.3. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период 2018 - 2025 годов показана на рисунке 5.4.

Таблица 5.4 - Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

Наименование	2018 факт	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
ЕЭС России	243243,2	248128,7	247291,7	245732,5	246812,6	248848,7	248668,4	247745,6
АЭС	29132,2	30282,2	29282,2	29432,2	29432,2	30632,2	30832,2	29382,2
ГЭС	47165,3	48581,9	48671,9	48752,7	48803,1	48853,5	48868,2	48875,4
ГАЭС	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0
ТЭС	164586,5	165523,1	164661,0	161970,2	162312,9	162600,9	162205,9	162725,9
ВЭС, СЭС	1019,2	2401,5	3336,6	4237,4	4924,4	5422,1	5422,1	5422,1
ОЭС Северо-Запада	24551,8	24488,6	23608,6	24959,6	25109,6	25109,6	25109,6	24259,6
АЭС	5947,6	5947,6	4947,6	6097,6	6097,6	6097,6	6097,6	5247,6
ГЭС	2949,2	2999,0	3007,0	3007,0	3007,0	3007,0	3007,0	3007,0
ТЭС	15648,6	15535,6	15647,6	15647,6	15647,6	15647,6	15647,6	15647,6
ВЭС, СЭС	6,4	6,4	6,4	207,4	357,4	357,4	357,4	357,4
ОЭС Центра	52447,3	53664,5	52457,5	50769,5	50527,2	51610,2	51810,2	51810,2
АЭС	13597,3	14747,3	14747,3	13747,3	13747,3	14947,3	15147,3	15147,3
ГЭС	600,1	600,1	610,1	610,1	620,1	620,1	620,1	620,1
ГАЭС	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0
ТЭС	37049,9	37117,1	35900,1	35212,1	34959,8	34842,8	34842,8	34842,8
ОЭС Средней Волги	27591,8	27642,3	27603,6	27853,3	28039,3	28045,3	28058,8	28064,8
АЭС	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0
ГЭС	6990,5	7013,0	7019,0	7032,5	7038,5	7044,5	7058,0	7064,0
ТЭС	16349,3	16277,3	16141,6	16127,8	16182,8	16182,8	16182,8	16182,8
ВЭС, СЭС	180,0	280,0	371,0	621,0	746,0	746,0	746,0	746,0
ОЭС Юга	23535,9	25614,6	26644,7	25340,9	25715,3	25976,9	25978,1	25979,3
АЭС	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3
ГЭС	5802,9	6169,7	6185,7	6215,1	6244,5	6273,9	6275,1	6276,3
ГАЭС	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0
ТЭС	13025,7	13740,3	14015,3	12312,3	12312,3	12312,3	12312,3	12312,3
ВЭС, СЭС	537,0	1534,3	2273,4	2643,2	2988,2	3220,4	3220,4	3220,4
ОЭС Урала	53614,3	53406,9	53221,5	53266,5	53288,5	53569,0	53569,0	52969,0
АЭС	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	885,0
ГЭС	1871,2	1886,2	1901,2	1916,2	1921,2	1936,2	1936,2	1936,2
ТЭС	50017,5	49680,1	49449,7	49449,7	49449,7	49449,7	49449,7	49449,7
ВЭС, СЭС	240,6	355,6	385,6	415,6	432,6	698,1	698,1	698,1
ОЭС Сибири	51861,1	52011,1	52343,1	52130,0	52720,0	52720,0	52720,0	52720,0
ГЭС	25291,4	25296,4	25331,4	25354,3	25354,3	25354,3	25354,3	25354,3
ТЭС	26514,5	26489,5	26711,5	26425,5	26965,5	26965,5	26965,5	26965,5
ВЭС, СЭС	55,2	225,2	300,2	350,2	400,2	400,2	400,2	400,2
ОЭС Востока	9641,0	11300,7	11412,7	11412,7	11412,7	11817,7	11422,7	11942,7
ГЭС	3660,0	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5
ТЭС	5981,0	6683,2	6795,2	6795,2	6795,2	7200,2	6805,2	7325,2

Рисунок 5.3 - Установленная мощность на электростанциях ЕЭС России

Рисунок 5.4 - Структура установленной мощности на электростанциях ЕЭС России

5.1 Территории ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов с обязательным соблюдением сроков, запланированных собственниками генерирующих объектов

Юго-западный энергорайон энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края

Юго-западный энергорайон энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края (далее - Юго-западный энергорайон) характеризуется летним максимумом потребления мощности. Наиболее критичным с точки зрения режимно-балансовой ситуации является период экстремально высоких температур (ПЭВТ), характеризующийся как дополнительным увеличением потребления мощности, так и дополнительным снижением допустимой токовой нагрузки электросетевых элементов.

Электроснабжение потребителей Юго-западного энергорайона осуществляется по контролируемому сечению "Юго-Запад", состоящему из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 500 кВ Кубанская - Центральная;

- ВЛ 500 кВ Кубанская - Тихорецк;

- ВЛ 220 кВ Кубанская - Афипская;

- ВЛ 220 кВ Афипский НПЗ - Кирилловская с отпайками;

- ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская,

а также по ВЛ 110 кВ, не входящим в указанное контролируемое сечение.

Юго-западный энергорайон является дефицитным в единичной ремонтной схеме на протяжении всего рассматриваемого периода.

В утвержденных схемах и программах развития ЕЭС России на 2012-2018, 2013-2019, 2014-2020, 2015-2021, 2016-2022, 2017-2023, 2018-2024 годы Юго-западный энергорайон включался в перечень территорий ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников генерирующих объектов.

В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.12.2017 N 2903-р проведен долгосрочный конкурентный отбор мощности генерирующих объектов в Юго-западном энергорайоне. По результатам отбора осуществляется реализация проекта по строительству Ударной ТЭС с располагаемой мощностью 465 МВт при температуре наружного воздуха +35,5°С на этапе 2021 года, в связи с чем Юго-западный энергорайон исключен из перечня территорий ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников генерирующих объектов.

Анализ режимно-балансовой ситуации в Юго-западном энергорайоне показывает необходимость реализации проекта по строительству Ударной ТЭС установленные по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности сроки.

Выводы:

1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2019 - 2025 годы сформирована с учетом планов по вводу новых генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций.

2. Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2019 - 2025 годы составляют 12794,7 МВт, в том числе на АЭС - 5600 МВт, ГЭС - 16 МВт, ТЭС - 7178,7 МВт.

3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2019 - 2025 годов предусматриваются в объеме 15160 МВт, в том числе на АЭС - 5850,0 МВт, на ГЭС - 506,2 МВт, на ТЭС - 4400,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 4402,9 МВт.

4. При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2025 году на 4502,4 МВт (1,9%) по сравнению с 2018 годом и составит 247745,6 МВт, в том числе: АЭС - 29382,2 МВт, ГЭС - 48875,4 МВт, ГАЭС - 1340 МВт, ТЭС - 162725,9 МВт и ВЭС, СЭС - 5422,1 МВт.

5. При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) к 2025 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2018 годом снизится доля АЭС с 12,0% до 11,8%, доля ТЭС снизится с 67,7% до 65,8%. Доля ГЭС и ГАЭС возрастет с 19,9% в 2018 году до 20,3% в 2025 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,42% в 2018 году до 2,2% в 2025 году.

VI. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2019 - 2025 годы

6.1. Балансы мощности

Перспективные балансы мощности по ОЭС сформированы на час прохождения совмещенного максимума потребления мощности ЕЭС России. По ОЭС Сибири и ОЭС Востока дополнительно рассмотрены перспективные балансы мощности на час прохождения собственного максимума ОЭС. В сводном балансе мощности по ЕЭС России максимум потребления ОЭС Сибири и ОЭС Востока соответствует совмещенному максимуму потребления ЕЭС России.

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится со 187 909 МВт в 2019 году до 199 796 МВт на уровне 2025 года.

Балансы мощности разработаны для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации (согласно приложениям N 2, N 4, N 6 и N 8).

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей в 2019 - 2025 годах возрастет с фактической величины 243 243,2 МВт в 2018 году на 4 502,4 МВт и составит 247 745,6 МВт в 2025 году. В структуре установленной мощности доля АЭС снизится относительно фактических 12,0% в 2018 году до прогнозных 11,8% в 2025 году, доля ТЭС снизится с 67,7% до 65,7%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) возрастет с 19,9% в 2018 году до 20,3% в 2025 году, доля мощности ВЭС, СЭС возрастет с 0,42% до 2,2%.

В балансах мощности учтены следующие факторы снижения использования установленной мощности электростанций:

- ограничения установленной мощности действующих электростанций всех типов в период зимнего максимума потребления;

- неучастие в покрытии максимума потребления мощности оборудования, введенного после прохождения максимума потребления мощности;

- наличие невыпускаемых резервов мощности (далее - невыпускаемая мощность) в ряде энергосистем;

- отсутствие гарантии использования мощности ветровых и солнечных электростанций в час максимума потребления мощности.

Ограничения установленной мощности на ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования (сооружений) 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.

Ограничения установленной мощности ГЭС связаны с техническим состоянием оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за проектной сезонной сработки водохранилища, ледового подпора, незавершенностью строительных мероприятий по нижнему бьефу отдельных ГЭС.

Прогнозные объемы вводов генерирующих мощностей после прохождения зимнего максимума в 2019 - 2025 годах составляют максимально 1 728,0 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыпускаемой мощности. В период до 2025 года прогнозируется наличие невыпускаемой мощности в ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми, Архангельской и Мурманской областей), ОЭС Урала (энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов), ОЭС Сибири (энергосистемы Иркутской области, Республики Бурятия, Забайкальского края и восточной части энергосистемы Красноярского края и Республики Тыва). Величина невыпускаемой мощности с ростом потребления электрической энергии, выводом из эксплуатации генерирующего оборудования и развитием электрических связей снижается с 6 613,2 МВт в 2019 году до 2 734,0 МВт в 2025 году.

Величина располагаемой мощности ГЭС, учитываемая в прогнозных балансах мощности, принята на уровне усредненной располагаемой мощности ГЭС за декабрь последних 5 лет.

Располагаемая мощность электростанций промышленных предприятий учтена исходя из их средней нагрузки за декабрь 2018 года.

Располагаемая мощность ветровых и солнечных электростанций в период прохождения максимума потребления мощности принимается равной нулю.

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе мощности на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 29 046,7 - 30 827,5 МВт (11,7-12,4% от установленной мощности электростанций ЕЭС России).

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в объеме 217 523,6 МВт на уровне 2019 года и 217 672,9 МВт на уровне 2025 года, что превышает спрос на мощность на 17 876,9 - 29 614,6 МВт в рассматриваемый период.

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2025 года складывается с избытком нормативного резерва мощности в размере 15 059,3 - 26 185,0 МВт.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2019 - 2025 годах складывается с избытком нормативного резерва мощности в объеме 12 567,9 - 23 465,9 МВт.

В приложении N 10 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 годы.

Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации представлены в таблицах 6.1-6.3.

В приложении N 11 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2019 - 2025 годы.

Таблица 6.1 - Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Наименование показателя	Ед. измер.	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
СПРОС
Максимум потребления	МВт	158743,0	161329,0	163447,0	165156,0	166605,0	168106,0	168983,0
Экспорт мощности	МВт	3391,0	3391,0	3391,0	3391,0	3391,0	3391,0	3391,0
Нормативный резерв мощности	МВт	25775,0	26189,0	26527,0	26812,0	27040,0	27275,0	27422,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2
ИТОГО спрос на мощность	МВт	187909,0	190909,0	193365,0	195359,0	197036,0	198772,0	199796,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	248128,7	247291,7	245732,5	246812,6	248848,7	248668,4	247745,6
АЭС	МВт	30282,2	29282,2	29432,2	29432,2	30632,2	30832,2	29382,2
ГЭС	МВт	49921,9	50011,9	50092,7	50143,1	50193,5	50208,2	50215,4
ТЭС	МВт	165523,1	164661,0	161970,2	162312,9	162600,9	162205,9	162725,9
ВЭС, СЭС	МВт	2401,5	3336,6	4237,4	4924,4	5422,1	5422,1	5422,1
Ограничения установленной мощности на максимум нагрузки	МВт	22264,0	23298,2	24067,4	25001,5	25646,9	25661,6	25668,8
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	1728,0	325,0	1259,9	426,9	1533,0	1200,0	1670,0
Невыпускаемая мощность	МВт	6613,2	5423,5	4927,9	4352,5	3647,6	2939,4	2734,0
ИТОГО покрытие спроса	МВт	217523,6	218245,0	215477,3	217031,7	218021,3	218867,5	217672,9
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов	МВт	29614,6	27336,0	22112,3	21672,7	20985,3	20095,5	17876,9

Таблица 6.2 - Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Наименование показателя	Ед. измер.	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
СПРОС
Максимум потребления	МВт	152982,0	155386,0	157369,0	158970,0	160335,0	161766,0	162547,0
Экспорт мощности	МВт	2891,0	2891,0	2891,0	2891,0	2891,0	2891,0	2891,0
Нормативный резерв мощности	МВт	24508,0	24882,0	25190,0	25451,0	25661,0	25880,0	26006,0
Нормативный резерв в% к максимуму	%	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
ИТОГО спрос на мощность	МВт	180381,0	183159,0	185450,0	187312,0	188887,0	190537,0	191444,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	236828,0	235879,0	234319,8	235399,9	237031,0	237245,7	235802,9
АЭС	МВт	30282,2	29282,2	29432,2	29432,2	30632,2	30832,2	29382,2
ГЭС	МВт	45304,4	45394,4	45475,2	45525,6	45576,0	45590,7	45597,9
ТЭС	МВт	158839,9	157865,8	155175,0	155517,7	155400,7	155400,7	155400,7
ВЭС, СЭС	МВт	2401,5	3336,6	4237,4	4924,4	5422,1	5422,1	5422,1
Ограничения установленной мощности на максимум нагрузки	МВт	22046,8	23081,1	23850,2	24784,3	25393,7	25408,4	25415,6
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	1602,0	165,0	1259,9	426,9	1200,0	1200,0	1150,0
Невыпускаемая мощность	МВт	6613,2	5423,5	4927,9	4352,5	3647,6	2939,4	2734,0
ИТОГО покрытие спроса	МВт	206566,0	207209,4	204281,8	205836,2	206789,7	207697,9	206503,3
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов	МВт	26185,0	24050,4	18831,8	18524,2	17902,7	17160,9	15059,3

Таблица 6.3 - Баланс мощности Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Наименование показателя	Ед. измер.	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
СПРОС
Максимум потребления	МВт	123013,0	124706,0	126119,0	127475,0	128410,0	129366,0	130021,0
Экспорт мощности	МВт	2656,0	2656,0	2656,0	2656,0	2656,0	2656,0	2656,0
Нормативный резерв мощности	МВт	20912,0	21200,0	21440,0	21672,0	21830,0	21992,0	22103,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0
ИТОГО спрос на мощность	МВт	146581,0	148562,0	150215,0	151803,0	152896,0	154014,0	154780,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года	МВт	184816,9	183535,9	182189,8	182679,9	184311,0	184525,7	183082,9
АЭС	МВт	30282,2	29282,2	29432,2	29432,2	30632,2	30832,2	29382,2
ГЭС	МВт	20008,0	20063,0	20120,9	20171,3	20221,7	20236,4	20243,6
ТЭС	МВт	132350,4	131154,3	128749,5	128552,2	128435,2	128435,2	128435,2
ВЭС, СЭС	МВт	2176,3	3036,4	3887,2	4524,2	5021,9	5021,9	5021,9
Ограничения установленной мощности на максимум нагрузки	МВт	9335,4	10200,7	11051,9	11713,0	12272,4	12287,1	12294,3
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	1547,0	25,0	1209,9	59,9	1200,0	1200,0	1150,0
Невыпускаемая мощность	МВт	3887,6	3306,7	3257,0	2878,8	2562,0	2414,8	2290,7
ИТОГО покрытие спроса	МВт	170046,9	170003,5	166670,9	168028,1	168276,6	168623,8	167347,9
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов	МВт	23465,9	21441,5	16455,9	16225,1	15380,6	14609,8	12567,9

6.2. Балансы электрической энергии

Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих расчетных условий:

- развитие генерирующих мощностей соответствует варианту с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке, имеющими высокую вероятность реализации;

- потребность в электрической энергии по ЕЭС России определяется прогнозируемой величиной потребления электрической энергии и объемов экспорта и импорта электрической энергии (сальдо экспорта-импорта);

- выработка электрической энергии ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и ОЭС Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет для условий маловодного года;

- выработка АЭС определена с учетом предложений АО "Концерн Росэнергоатом" по объемам выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2019 - 2025 годах, а также действующих Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем;

- объем производства электрической энергии на планируемых к вводу в эксплуатацию ВЭС и СЭС определен исходя из числа часов использования установленной мощности вновь вводимых ВЭС - 2000 часов/год, СЭС - 1800 часов/год; по действующим ВЭС и СЭС величина производства электрической энергии в рассматриваемый перспективный период принята по фактически достигнутому значению (на уровне 2017 - 2018 годов).

Структура производства электрической энергии ЕЭС России и ОЭС приведена в таблице 6.4.

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2018 года (1 070,922 ) возрастет на 86,297 (до 1 157,219 ) в 2025 году.

Таблица 6.4 - Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России

Наименование	Ед. измер.	ПРОГНОЗ
		2019					2025
		АЭС	ГЭС	ТЭС	ВЭС, СЭС	Всего	АЭС	ГЭС	ТЭС	ВЭС, СЭС	Всего
ОЭС Северо-Запада		38,231	12,682	59,869	0,012	110,795	32,858	12,629	63,005	0,712	109,204
	%	34,51	11,45	54,04	0,01	100	30,09	11,56	57,69	0,65	100
ОЭС Центра		93,620	3,347	143,841		240,808	102,230	3,409	157,302		262,941
	%	38,88	1,39	59,73		100	38,88	1,30	59,82		100
ОЭС Средней Волги		29,300	20,658	58,380	0,334	108,672	28,300	20,310	62,266	1,440	112,316
	%	26,96	19,01	53,72	0,31	100	25,20	18,08	55,44	1,28	100
ОЭС Юга		31,640	20,475	52,203	0,811	105,129	28,212	22,120	53,158	6,046	109,535
	%	30,10	19,48	49,65	0,77	100	25,76	20,19	48,53	5,52	100
ОЭС Урала		10,018	5,220	250,989	0,334	266,560	7,257	4,965	269,815	1,238	283,275
	%	3,76	1,96	94,16	0,13	100	2,56	1,75	95,25	0,44	100
Европейская часть ЕЭС		202,809	62,382	565,283	1,490	831,964	198,856	63,433	605,546	9,436	877,271
	%	24,38	7,50	67,94	0,18	100	22,67	7,23	69,03	1,08	100
ОЭС Сибири			91,080	119,832	0,086	210,998		107,377	122,452	0,686	230,515
	%		43,17	56,79	0,04	100		46,58	53,12	0,30	100
ОЭС Востока			15,150	28,866		44,016		16,480	32,953		49,433
	%		34,42	65,58		100		33,34	66,66		100
ЕЭС России, всего		202,809	168,612	713,980	1,576	1086,978	198,856	187,290	760,951	10,122	1157,219
	%	18,66	15,51	65,68	0,15	100	17,18	16,18	65,76	0,87	100

Укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период приведена в таблице 6.5 и рисунке 6.1.

Таблица 6.5 - Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России

Наименование	Ед. измер.	Выработка электрической энергии
		2018 Факт	Изменение за 2019 - 2025 годы	2025 прогноз
Всего, в т.ч.		1070,922	86,297	1157,219
	%	100		100
АЭС		204,357	-5,501	198,856
	%	19,08		17,18
ГЭС		183,759	3,531	187,290
	%	17,16		16,18
ТЭС		681,830	79,121	760,951
	%	63,67		65,76
ВЭС, СЭС		0,976	9,146	10,122
	%	0,09		0,87

Рисунок 6.1- Укрупненная структура производства электрической энергии на электростанциях ЕЭС России

В прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС снизится с 19,1% в 2018 году до 17,2% в 2025 году, доля ГЭС снизится с 17,2% в 2018 году до 16,2% в 2025 году, доля ТЭС возрастет с 63,7 % до 65,8%, доля ВЭС и СЭС возрастет с 0,09% до 0,87%.

По ОЭС прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2018 по 2025 год:

- в ОЭС Северо-Запада доля АЭС снизится с 34,5% в отчетном 2018 году до 30,1% в 2025 году с соответствующим ростом доли ТЭС с 53,8% до 57,7%;

- в ОЭС Центра доля АЭС снизится с 41,0% в отчетном 2018 году до 38,9% в 2025 году, доля ГЭС снизится с 1,6% до 1,3%, доля ТЭС увеличится с 57,4% до 59,8 %;

- в ОЭС Средней Волги доля АЭС снизится с 28,1% в 2018 году до 25,2% в 2025 году, доля ГЭС с 21,7% до 18,1%. Доля ТЭС увеличится с 50,1% в 2018 году до 55,4% в 2025 году. Долевое участие ВЭС и СЭС увеличится с 0,10% до 1,28%;

- в ОЭС Юга доля АЭС снизится с 28,0% в 2018 году до 25,8% в 2025 году, долевое участие ГЭС снизится с 21,0% до 20,2% и доля ТЭС - с 50,3% до 48,5%. Доля ВЭС и СЭС увеличится с 0,59% до 5,5% в 2025 году;

- в ОЭС Урала доля АЭС снизится с 3,4% в 2018 году до 2,56% в 2025 году с соответствующим увеличением доли ТЭС с 94,3% до 95,3%. Доля ВЭС и СЭС в 2025 году оценивается величиной 0,44%;

- в ОЭС Сибири долевое участие ГЭС снизится с 49,6% в 2018 году до 46,6% в 2025 году, доля ТЭС увеличится с 50,4% до 53,1%. Доля ВЭС и СЭС в 2025 году оценивается величиной 0,3%;

- в ОЭС Востока рост выработки прогнозируется на 11,788 (с 37,645 в 2018 году до 49,433 в 2025 году). Доля выработки ТЭС на уровне 2025 года оценивается 66,7%, ГЭС - 33,3%.

Дополнительно разработаны балансы электрической энергии для условий маловодного года, учитывающие снижение относительно среднемноголетних значений выработки ГЭС ОЭС Сибири, оцениваемое в 12 , и ГЭС ОЭС Востока - 4 . Это потребует дополнительной выработки соответствующих объемов электрической энергии на тепловых электростанциях.

В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в 2019 - 2025 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.6).

Таблица 6.6 - Прогнозное число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации и среднемноголетней величины выработки ГЭС

Наименование	Годовое число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России
	ФАКТ						ПРОГНОЗ
	2013	2014	2015	2016	2017	2018		2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
АЭС	6820	6855	7195	7030	7270	7015		6697	6777	6789	6700	6414	6529	6768
ТЭС	4380	4280	4190	4205	4124	4143		4313	4350	4477	4539	4593	4651	4676

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2025 года изменяется в диапазоне 4313 - 4676 часов/год.

В ОЭС число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять: в ОЭС Северо-Запада - 3854 - 4027 часов/год, в ОЭС Центра - 3875 - 4544 часов/год, в ОЭС Юга - 3799 - 4378 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3587 - 3848 часов/год, в ОЭС Урала - 5052 - 5456 часов/год, в ОЭС Сибири (для условий среднемноголетней величины выработки ГЭС) - 4048 - 4541 часов/год и в ОЭС Востока (для условий среднемноголетней величины выработки ГЭС) - 4258 - 4737 часов/год.

Перспективные балансы электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС на 2019 - 2025 годы представлены в приложении N 12, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 6.7. В приложении N 13 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2019 - 2025 годы.

Таблица 6.7 - Баланс электрической энергии ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации и среднемноголетней величины выработки ГЭС

Наименование	Ед. измер.	ПРОГНОЗ
		2019	2020	2021		2022		2023		2024		2025
Потребление электрической энергии		1073,235	1092,153		1104,093		1114,955		1125,622		1138,949		1143,053
в том числе заряд ГАЭС		2,708	2,708	2,708		2,708		2,708		2,708		2,708
Экспорт		14,928	14,984	15,122		15,149		15,276		15,276		15,276
Импорт		1,185	1,110	1,110		1,110		1,110		1,110		1,110
Потребность		1086,978	1106,027	1118,105		1128,994		1139,788		1153,115		1157,219
Производство электрической энергии - всего		1086,978	1106,027	1118,105		1128,994		1139,788		1153,115		1157,219
ГЭС		168,612	186,965	187,017		187,115		187,256		187,290		187,290
АЭС		202,809	198,456	199,827		197,206		196,482		201,309		198,856
ТЭС		713,980	716,260	725,123		736,771		746,841		754,394		760,951
ВЭС, СЭС		1,576	4,345	6,138		7,902		9,209		10,122		10,122
Установленная мощность - всего	МВт	248128,7	247291,7	245732,5		246812,6		248848,7		248668,4		247745,6
ГЭС	МВт	49921,9	50011,9	50092,7		50143,1		50193,5		50208,2		50215,4
АЭС	МВт	30282,2	29282,2	29432,2		29432,2		30632,2		30832,2		29382,2
ТЭС	МВт	165523,1	164661,0	161970,2		162312,9		162600,9		162205,9		162725,9
ВЭС, СЭС	МВт	2401,5	3336,6	4237,4		4924,4		5422,1		5422,1		5422,1
Число часов использования установленной мощности	час/год	4381	4473	4550		4574		4580		4637		4671
АЭС	час/год	6697	6777	6789		6700		6414		6529		6768
ТЭС	час/год	4313	4350	4477		4539		4593		4651		4676
ВЭС, СЭС	час/год	656	1302	1448		1605		1698		1867		1867

Выводы:

1. Баланс мощности ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации в рассматриваемый перспективный период складывается с превышением нормативного резерва мощности на 17 876,9 - 29 614,6 МВт.

2. Баланс мощности на период до 2025 года показывает наличие избытков нормативного резерва мощности по ОЭС. Имеющий место дефицит нормативного резерва мощности в ОЭС Северо-Запада на уровне 2025 года покрывается за счет перетоков по электрическим связям из соседних ОЭС. Тем не менее, в территориальном разрезе сохраняются проблемные энергоузлы (энергорайоны) для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, в которых требуется реализация мер по строительству сетевых и генерирующих объектов, приводимых в схеме и программе ЕЭС России.

3. Наличие существенных избытков мощности связано с условиями замедления прогнозного роста потребления электрической энергии и продолжением ввода в эксплуатацию генерирующих объектов, проектирование которых в силу инерционности строительства осуществлялось несколько лет назад при более высоких прогнозах роста потребления электрической энергии, при относительно малых заявленных собственниками объемах вывода из эксплуатации устаревших и неэффективных генерирующих мощностей.

Реализация уже начатого строительства объектов электроэнергетики позволяет производителям электрической энергии рассматривать планы по более интенсивному обновлению производственных фондов и выводу из эксплуатации устаревшего и неэффективного генерирующего оборудования.

4. Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2018 года (1 070,922 ) возрастет на 86,297 (до 1 157,219 ) в 2025 году.

5. Доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России снизится с 19,1% в 2018 году до 17,2% в 2025 году, доля ГЭС снизится с 17,2% в 2018 году до 16,2% в 2025 году, доля ТЭС возрастет с 63,7% до 65,8%, доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,09% до 0,87% в 2025 году.

6. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2025 года для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации изменяется в диапазоне 4313 - 4676 часов/год.

7. Число часов использования установленной мощности ТЭС в энергообъединениях европейской части ЕЭС России (без ОЭС Урала) будет составлять 3802-4251 часов/год: в ОЭС Урала - 5052 - 5456 часов/год, в ОЭС Сибири - 4048 - 4541 часов/год и в ОЭС Востока - 4258 - 4737 часов/год.

VII. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) на 2019 - 2025 годы

Прогноз потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России представлен для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

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

Оценка потребности ТЭС ЕЭС России в органическом топливе формируется исходя из намечаемых уровней производства электрической энергии (таблица 7.1).

Таблица 7.1 - Производство электрической энергии на ТЭС ЕЭС России в 2019 - 2025 годах

Наименование показателя	ПРОГНОЗ
	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Выработка электрической энергии,	713,980	716,260	725,123	736,771	746,841	754,394	760,951
Выработка электрической энергии при маловодных условиях*,	713,980	731,974	740,829	752,485	762,555	770,108	776,665

* вариант с гарантированной выработкой на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока при маловодных условиях.

Изменение потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России для рассматриваемого варианта представлено в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Потребность ТЭС ЕЭС России в органическом топливе на период 2019 - 2025 годов

Наименование	ПРОГНОЗ
	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Потребность ТЭС в топливе, тыс. т.у.т.	295 705	295 727	298 449	302 047	305 191	307 391	309 504
из них: газ	208 853	212 908	215 155	218 680	220 328	221 262	222 541
нефтетопливо	1 312	1 283	1 281	1 309	1 310	1 309	1 315
уголь	74 402	70 392	70 848	70 644	71 640	72 685	73 500
прочее топливо	11 138	11 144	11 165	11 414	11 913	12 135	12 148
Потребность ТЭС в топливе, %	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00
из них газ	70,63	72,00	72,09	72,40	72,20	71,98	71,90
нефтетопливо	0,44	0,43	0,43	0,43	0,43	0,42	0,42
уголь	25,16	23,80	23,74	23,39	23,47	23,65	23,75
прочее топливо	3,77	3,77	3,74	3,78	3,90	3,95	3,93

Динамика изменения потребности в топливе ТЭС определяется общим уровнем потребления электрической энергии и долей электростанций различных типов в его покрытии. Доля ТЭС в прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России за рассматриваемый период останется практически без изменений - на уровне 65-66%. Потребность в органическом топливе ТЭС составит 295,7 млн т у.т. в 2019 году и 309,5 млн т у.т. в 2025 году. Помимо принятого уровня выработки электрической энергии на ТЭС на потребность в органическом топливе значительное влияние оказывает изменение состава генерирующих мощностей. Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию снижается с 311,2 в 2019 году до 310,4 в 2025 году.

Структура используемого топлива на весь рассматриваемый период изменится незначительно: доля газа возрастет с 70,6% до 71,9%, доля угля снизится с 25,2% до 23,7%, доля нефтетоплива и прочего топлива сохранится на уровне 4,2 - 4,3%.

При маловодных условиях с гарантированной выработкой на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока потребуется дополнительное топливо для покрытия прогнозируемого уровня потребления электрической энергии до 5 млн т.у.т.

Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Потребность ТЭС в органическом топливе по ОЭС на период 2019 - 2025 годы, тыс. т.у.т.

ОЭС	Годы	Расход условного топлива, всего	в том числе
			Газ	Нефте-топливо	Прочее топливо	Уголь
ОЭС Северо-Запада	2019	26465	21850	514	2138	1962
	2020	26877	22122	520	2141	2093
	2021	27130	22299	518	2135	2179
	2022	27180	22322	526	2147	2185
	2023	27201	22337	527	2147	2190
	2024	27484	22583	528	2150	2222
	2025	27539	22630	528	2156	2226
ОЭС Центра	2019	60290	53515	136	4023	2616
	2020	61911	55018	144	4030	2719
	2021	62068	55295	146	4031	2596
	2022	63553	56479	153	4205	2716
	2023	64554	57260	158	4343	2793
	2024	64148	56932	155	4336	2725
	2025	64141	56943	154	4335	2709
ОЭС Средней Волги	2019	28186	27818	137	231	0
	2020	28559	28194	136	230	0
	2021	28557	28192	135	230	0
	2022	29168	28765	138	264	0
	2023	29230	28834	133	263	0
ОЭС Юга	2019	19111	16299	57	6	2748
	2020	19538	16644	58	82	2754
	2021	19451	17215	57	82	2097
	2022	18589	18137	60	82	311
	2023	18727	18274	57	82	314
	2024	18823	18368	57	82	315
	2025	18958	18501	57	82	318
ОЭС Урала	2019	92274	79416	170	1983	10704
	2020	93604	80464	173	1987	10980
	2021	94570	81177	176	1995	11223
	2022	97245	83137	185	2006	11917
	2023	96073	82258	181	2004	11630
	2024	96726	82839	182	2004	11700
	2025	98026	83788	187	2007	12043
ОЭС Сибири	2019	55732	4757	253	2757	47965
	2020	51604	5157	216	2673	43558
	2021	52692	5368	212	2693	44418
	2022	53868	5419	216	2715	45518
	2023	54838	5419	217	3074	46128
	2024	56245	5431	221	3272	47321
	2025	56544	5435	222	3278	47608
ОЭС Востока	2019	13647	5195	44	0	8407
	2020	13634	5310	37	0	8287
	2021	13981	5610	37	0	8335
	2022	14248	5744	37	0	8467
	2023	14569	5947	38	0	8584
	2024	14634	6199	33	0	8402
	2025	14900	6271	34	0	8595

Выводы:

При заданных уровнях потребления электрической энергии потребность в органическом топливе тепловых электростанций ЕЭС России составит 295,7 млнт.у.т. в 2019 году и 309,5 млнт.у.т. в 2025 году. Структура топлива на прогнозируемый период 2019 - 2025 годы не меняется, основную его долю составляет газ (71 - 72%). Удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться в среднем по ЕЭС России с 311,2 в 2019 году до 310,4 в 2025 году.

VIII. Развитие магистральных и распределительных сетей с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2019 - 2025 годы

Развитие электрической сети напряжением 220 кВ и выше ЕЭС России в период 2019 - 2025 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на улучшение технической и экономической эффективности функционирования ЕЭС России:

- обеспечение внешнего электроснабжения новых крупных потребителей, а также обеспечение возможности увеличения роста нагрузок существующих потребителей за счет расширения производственных мощностей и (или) естественного роста нагрузок на перспективу;

- обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей;

- выдача мощности новых электростанций;

- снятие сетевых ограничений в существующей электрической сети, а также исключение возможности появления "узких" мест в перспективе из-за изменения структуры сети и строительства новых электростанций;

- развитие межсистемных электрических связей для обеспечения эффективной работы ЕЭС России в целом;

- решение проблем, связанных с регулированием напряжения в электрической сети и обеспечением уровней напряжения в допустимых пределах;

- обновление силового оборудования, связанное с физическим и моральным старением основных фондов.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше на период 2019 - 2025 годов сформированы на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в ЕЭС России на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС и отдельных территориальных энергосистем, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и предложений АО "СО ЕЭС" и ПАО "ФСК ЕЭС", учитывающих экспертную оценку по срокам выполнения работ по проектированию, новому строительству и реконструкции электросетевых объектов.

При определении объемов вводимого электросетевого хозяйства в период 2019 - 2025 годов за основу приняты материалы Федеральных целевых программ (ФЦП), инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС", а также инвестиционных программ иных сетевых организаций, которые предусматривают ввод в эксплуатацию электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше.

В ЕЭС России в период 2019 - 2025 годы планируется вывод из эксплуатации следующих объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 220 кВ и выше:

- 1 и 2 система шин распределительного устройства Серовской ГРЭС в 2020 году;

- ВЛ 220 кВ Витязь - Иртыш (в габаритах 500 кВ) в 2019 году.

8.1. Развитие электрических сетей для выдачи мощности АЭС

8.1.1. ОЭС Северо-Запада

Для выдачи мощности энергоблока N 6 Ленинградской АЭС предполагается следующее строительство (реконструкция) электросетевых объектов:

- строительство ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС - Ленинградская N 2;

- реконструкция ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС - Ленинградская N 1, включающую в себя строительство нового участка ВЛ ориентировочной протяженностью 5,1 км;

- строительство KBЛ 330 кВ Ленинградская АЭС - Копорская с установкой токоограничивающего реактора;

- установка AT 750/330 кВ (4АТ) мощностью 1000 МВА на ОРУ 750 кВ Ленинградская АЭС с кабельным заходом 330 кВ ориентировочной протяженностью 5 км в КРУЭ 330 кВ ПС 750 кВ Копорская, а также двух шунтирующих реакторов мощностью 35 Мвар каждый на низкой стороне AT 750/330 кВ (4AT);

- установка двух шунтирующих реакторов (ШР) 750 кВ мощностью 3х110 Мвар каждый в ОРУ 750 кВ Ленинградской АЭС.

Для выдачи мощности энергоблока N 7 Ленинградской АЭС предполагается сооружение ЛЭП 330 кВ от энергоблока N 7 Ленинградской АЭС к распределительному устройству 330 кВ Ленинградской АЭС.

8.1.2. ОЭС Центра

Для выдачи мощности энергоблока N 7 Нововоронежской АЭС (энергоблока N 2 Нововоронежской АЭС-2) предполагается сооружение ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол и ВЛ 220 кВ Донская - Бутурлиновка со строительством ПС 220 кВ Бутурлиновка.

Для выдачи мощности энергоблока N 1 Курской АЭС-2 предполагается реконструкция ВЛ 750 кВ Курская АЭС - Новобрянская, строительство заходов ВЛ 330 кВ Курская АЭС - Железногорская в КРУЭ 330 кВ Курской АЭС-2, строительство заходов ВЛ 330 кВ 2 AT в КРУЭ 330 кВ Курская АЭС-2 и реконструкция ВЛ 330 кВ Курская АЭС - Стройплощадка N 1 с организацией ее перезавода из существующего ОРУ Курской АЭС в КРУЭ 330 кВ Курской АЭС-2.

Перечень мероприятий для выдачи мощности энергоблока N 2 Курской АЭС-2 будет определен по результатам выполнения отдельной внестадийной работы.

8.2. Развитие электрических сетей для выдачи мощности ТЭС

8.2.1. ОЭС Юга

Для обеспечения выдачи мощности Ударной ТЭС предполагается сооружение заходов ВЛ 220 кВ Тамань - Славянская и ВЛ 220 кВ Бужора - НПС-8 (участок между ПС 220 кВ Киевская и ПС 220 кВ Чекон) на РУ 220 кВ Ударной ТЭС.

8.2.2. ОЭС Центра

Для обеспечения выдачи мощности ТЭС на альтернативном виде топлива (ООО "Альтернативная генерирующая компания-1") в районе г. Наро-Фоминска предполагается сооружение ПС 220 кВ Заводская с заходами ВЛ 220 кВ Котово - Бугры.

8.2.3. ОЭС Востока

Для обеспечения выдачи мощности Артемовской ТЭЦ-2 в 2024 году предполагается сооружение заходов ВЛ 220 кВ Владивосток - Суходол на РУ 220 кВ Артемовской ТЭЦ-2 и сооружение ВЛ 220 кВ Артемовская ТЭЦ-2 -Звезда.

8.3. Развитие электрических сетей для выдачи мощности ГЭС

8.3.1. ОЭС Северо-Запада

Строительство ПС 220 кВ Белый Порог (РУ 220 кВ Белопорожской ГЭС) с заходами ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - ПС Костомукшский ГОК N 1 и 2 - для выдачи мощности Белопорожской ГЭС установленной мощностью 49,8 МВт.

8.3.1. ОЭС Юга

Для выдачи мощности Мизурской ГЭС (Зарамагской ГЭС-1) предполагается сооружение заходов ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на РУ 330 кВ Мизурской ГЭС мощностью 346 МВт.

8.4. Развитие электрических сетей для выдачи мощности ВЭС, СЭС

ОЭС Юга

Для обеспечения выдачи мощности Кочубеевской ВЭС (210 МВт) в 2019 году предусматривается сооружение ПС 330 кВ Барсуки с двумя ЛЭП 330 кВ Невинномыск - Барсуки.

В рамках обеспечения выдачи мощности Адыгейской ВЭС (150 МВт) предполагается строительство ПС 220 кВ Ветропарк с заходами ВЛ 220 кВ Армавир - Центральная.

Для обеспечения выдачи мощности Азовской ВЭС предполагается выполнение реконструкции на ПС 220 кВ А-30 с установкой AT 220/110 кВ мощностью 63 МВА.

8.5. Развитие электрических сетей 500 кВ

Сооружение новых линий электропередачи 500 кВ будет связано с необходимостью обеспечения выдачи мощности крупных электростанций (в том числе атомных), технологического присоединения энергопринимающих устройств крупных потребителей и усиления основной электрической сети в ОЭС Центра, ОЭС Юга, ОЭС Урала, ОЭС Сибири и ОЭС Востока.

В прогнозируемый период предполагается сооружение следующих основных электросетевых объектов напряжением 500 кВ:

8.5.1. ОЭС Центра

Для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "ЭнергоСоюз" предполагается сооружение ПС 500 кВ Горки с заходами КВЛ 500 кВ Западная - Очаково. В целях обеспечения технологического присоединения новых потребителей в северной части Калужской области запланировано сооружение ПС 500 кВ Обнинская.

Также в ОЭС Центра предполагается выполнение комплексного перевооружения и реконструкции ПС 500 кВ Трубино, ПС 500 кВ Чагино, ПС 500 кВ Ногинск, ПС 500 кВ Пахра, ПС 500 кВ Череповецкая и реконструкции ПС 220 кВ Ярцево со строительством распределительного устройства 500 кВ с установкой двух автотрансформаторных групп 500/220 кВ и строительством заходов ВЛ 500 кВ Конаково-Трубино.

8.5.2. ОЭС Юга

Для усиления электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга в 2019 году предполагается завершение строительства ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок (Алания). Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Ростовской области и приведения к проектной схеме - сооружение ВЛ 500 кВ Ростовская - Шахты.

Для обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей Тихорецкого энергоузла, а также исключения перегрузки AT 500/220 кВ на ПС 500 кВ Тихорецк на уровне 2025 года предполагается увеличение трансформаторной мощности 500/220 кВ на ПС 500 кВ Тихорецк.

8.5.3. ОЭС Урала

Для обеспечения технологического присоединения новых потребителей западного энергорайона Оренбургской области запланировано строительство ПС 500 кВ Преображенская с заходами ВЛ 500 кВ Газовая - Красноармейская.

8.5.4. ОЭС Сибири

Для обеспечения технологического присоединения новых потребителей энергосистемы Иркутской области, Республики Бурятия и Байкало-Амурской железнодорожной магистрали предполагается сооружение ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская.

Для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Иркутская нефтяная компания" (ПС 220 кВ ЗНХ) в 2020 году предусматривается перевод ВЛ 220 кВ Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут N 2 на номинальное напряжение 500 кВ (с установкой СКРМ 180 Мвар).

Для обеспечения технологического присоединения Тайшетского алюминиевого завода в период 2019-2021 годов на ПС 500 кВ Озерная будет выполнена установка трех AT 500/220 кВ мощностью по 501 МВА каждый.

8.5.5. ОЭС Востока

Для обеспечения технологического присоединения ООО "Амурский газохимический комплекс" предлагается сооружение ПП 500 кВ Химкомбинат с заходами ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская N 1, N 2, ПС 500 кВ АГХК, а также ЛЭП между ПП 500 кВ Химкомбинат и ПС 500 кВ АГХК.

8.6. Развитие электрических сетей 330 кВ

Электрическая сеть 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности электростанций в ОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра и ОЭС Юга.

В прогнозируемый период предполагается сооружение следующих основных электросетевых объектов напряжением 330 кВ:

8.6.1. ОЭС Центра

Для обеспечения надежности электроснабжения существующих и технологического присоединения новых потребителей электрической энергии Белгородской области предполагается выполнение комплексного технического перевооружения и реконструкции ПС 330 кВ Белгород.

8.6.2. ОЭС Северо-Запада

Сооружение транзита 330 кВ Лоухи - РП Путкинский - РП Ондский - Петрозаводская - Тихвин-Литейный - для уменьшения невыпускаемой мощности Кольской АЭС, обеспечения надежности электроснабжения потребителей энергосистем Республики Карелия и г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, повышения пропускной способности транзита Кольская энергосистема - энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

Сооружение ПС 330 кВ Ручей для электроснабжения Бабиновской промзоны в Чудовском районе Новгородской области.

Для обеспечения технологического присоединения потребителей Ломоносовского района Ленинградской области предполагается сооружение ПС 330 кВ Ломоносовская.

Для обеспечения надежности электроснабжения северных районов Мурманской области и обеспечения технологического присоединения новых потребителей в 2019 году ожидается реализация первого этапа сооружения ПС 330 кВ Мурманская с установкой одного AT 330/150 кВ, установка второго AT 330/150 кВ предполагается в 2025 году.

8.6.3. ОЭС Юга

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей юга энергосистемы Республики Дагестан и возможности технологического присоединения новых потребителей в 2020 году ожидается ввод в работу ВЛ 330 кВ Артем - Дербент.

В целях исключения перегрузки АТ-1 330/110 кВ мощностью 125 MBА на ПС 330 кВ Артем и повышения надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Республики Дагестан в 2020 году предусматривается установка АТ-2 330/110 кВ мощностью 125 МВА на ПС 330 кВ Артем. Данное мероприятие включено в приказ Минэнерго России от 28.11.2017 N 1125 "Об утверждении перечня энергосистем и энергорайонов, характеризующихся режимом с высокими рисками нарушения электроснабжения в 2017-2022 годах, и перечня мероприятий по снижению рисков нарушения электроснабжения в таких энергосистемах и энергорайонах".

Для обеспечения технологического присоединения АО "Агрокомплекс СУНЖА" предполагается строительство ПС 330 кВ Тихая с заходами ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный.

8.7. Развитие электрических сетей 220 кВ

В рассматриваемый период намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

8.7.1. ОЭС Северо-Запада

Для исключения ограничения потребителей в зимний максимум потребления мощности в энергосистеме Республики Коми и Котласском энергоузле в послеаварийных режимах и уменьшения невыпускаемой мощности Печорской ГРЭС предлагается сооружение второй ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта с образованием второй цепи транзита ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь.

8.7.2. ОЭС Центра

Для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройства АО "Тульская региональная корпорация развития" предполагается реконструкция ПС 220 кВ Северная (Тула) с установкой AT 220/110 кВ мощностью 200 МВА. В энергосистеме Тульской области для обеспечения технологического присоединения ООО "Агрохолдинг "Суворовский" предполагается сооружение ПС 220 кВ Агрокомплекс с ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Агрокомплекс, для технологического присоединения ООО "Тепличный комплекс "Тульский" - строительство ПС 220 кВ с заходами ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Тула N 2 с отпайками на ПС Яснополянская.

Сооружение тяговых подстанций 220 кВ (ПС 220 кВ N 1 Вишняково, ПС 220 кВ N 2 Черепаново, ПС 220 кВ N 3 Петушки ВСМ, ПС 220 кВ N 4 Владимир ВСМ, ПС 220 кВ N 5 Ковров ВСМ, ПС 220 кВ N 6 Гороховец ВСМ) для обеспечения электроснабжения участка высокоскоростной железнодорожной магистрали "Москва - Казань - Екатеринбург".

Для обеспечения технологического присоединения потребителей в северной части Калужской области предполагается сооружение двух ВЛ 220 кВ Обнинская - Созвездие.

8.7.3. ОЭС Юга

Для обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей г. Краснодара, с целью исключения ввода графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) в ремонтных схемах в объеме до 90 МВт предполагается сооружение ПС 220 кВ Новая с одним AT 220/110 кВ мощностью 125 МВА и ВЛ 220 кВ Новая - Яблоновская.

Для электрификации участка "разъезд 9 км - Юровский - Анапа" Северо-Кавказской железной дороги и увеличения грузоперевозок в связи с развитием морских портов Азово-Черноморского бассейна на территории Таманского полуострова предполагается строительство тяговых подстанций (ПС 220 кВ Чекон, ПС 220 кВ Киевская, ПС 220 кВ Гостагаевская).

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Республики Крым и г. Севастополя в 2019 году предполагается выполнение заходов и переустройство ВЛ 330 кВ Джанкой - Каховская в ОРУ 220 кВ ПС 330 кВ Джанкой и ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Титан в ячейку присоединения ВЛ 220 кВ Титан - Каховская.

В целях исключения перегрузки AT 220/110 кВ на ПС 220 кВ Брюховецкая на уровне 2022 года предполагается реконструкция подстанции с установкой 3-го AT 220/110 кВ мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности на подстанции до 375 МВА.

Для подключения новых потребителей ООО "КЭСК" г. Ростов предполагается сооружение ПС 220 кВ Генеральская с ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь.

8.7.4. ОЭС Средней Волги

Для обеспечения технологического присоединения ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" предполагается строительство заходов ВЛ 220 кВ Кудьма - Бобыльская в РУ 220 кВ вновь сооружаемой ПС 220 кВ ГПП N 6.

С целью увеличения допустимых перетоков мощности в контролируемом сечении "СЭС - ОЭС" предполагается установка управляемого фазоповоротного устройства в энергосистеме Самарской (Саратовской) области. Место установки и технические характеристики управляемого фазоповоротного устройства будут определены по результатам выполнения технико-экономического обоснования.

8.7.5. ОЭС Урала

Для присоединения объектов НПС нефтепровода Заполярье - Пурпе предполагается строительство ПС 220 кВ Славянская и двух одноцепных ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1,2.

Для технологического присоединения объектов ПАО "НК "Роснефть" предполагается сооружение надстройки 220 кВ на ПП ПО кВ Угутский (ПС 220 кВ Угутская) и двухцепной ВЛ 220 кВ Святогор - Угутская.

Для обеспечения технологического присоединения ООО "РН-Уватнефтегаз" выполняется строительство ПС 220 кВ Пихтовая, ПС 220 кВ Лянтинская, ПС 220 кВ Протозановская и ВЛ 220 кВ Демьянская - Пихтовая I, II цепь, ВЛ 220 кВ Пихтовая - Лянтинская, ВЛ 220 кВ Протозановская - Лянтинская, ВЛ 220 кВ Пихтовая - Протозановская.

Сооружение ПС 220 кВ Тасу Ява и ВЛ 220 кВ Ермак - Тасу Ява 1, 2 необходимо для технологического присоединения объектов АО "Тюменнефтегаз".

Для технологического присоединения Томинского ГОКа предполагается сооружение ПС 220 кВ Медная с заходами ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол.

В целях повышения надежности электроснабжения существующих потребителей Златоустовско-Миасского энергорайона энергосистемы Челябинской области предполагается сооружение ПС 220 кВ с AT 220/110 кВ мощностью 250 МВА и подключением AT новой ПС 220 кВ к существующему РУ 110 кВ ПС 110 кВ Сатка, а также ВЛ 220 кВ от строящейся ПС 220 кВ до ПС 220 кВ Чебаркуль.

Для обеспечения возможности вывода из эксплуатации генерирующего оборудования ПЭС Уренгой предполагается реализация компенсационных мероприятий по строительству ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная.

Для обеспечения возможности вывода из эксплуатации РУ Серовской ГРЭС предполагается реализация компенсационных мероприятий по строительству ПС 220 кВ в Серово-Богословском энергоузле.

8.7.6. ОЭС Сибири

Для обеспечения электроснабжения месторождений золота и снятия ограничений на технологическое присоединение новых потребителей в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах Иркутской области, внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы "ВСТО" и обеспечения надежности электроснабжения потребителей Северо-Байкальского участка Байкало-Амурской железнодорожной магистрали ОАО "РЖД" запланирована достройка двухцепного транзита 220 кВ Усть-Кут - Пеледуй - Мамакан - Таксимо, строительство одноцепной ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут N 2.

Для увеличения пропускной способности тягового транзита ОАО "РЖД" предполагается сооружение транзита 220 кВ Минусинская-опорная - Курагино-тяговая - Кошурниково-тяговая - Крол-тяговая - Кравченко-тяговая - Саянская-тяговая - Камала-1.

8.7.7. ОЭС Востока

Для обеспечения внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы "ВСТО" предполагается сооружение ПС 220 кВ НПС-23, ПС 220 кВ НПС-26, ПС 220 кВ НПС-32.

Для обеспечения технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири" предполагается сооружение ПП 220 кВ Амга, ПС 220 кВ КС-3, ПП 220 кВ Нагорный, ПС 220 кВ КС-5, ПП 220 кВ Зея, ПС 220 кВ КС-7а. ПС 220 кВ КС-1. Технологическое присоединение энергопринимающих устройств и объектов генерации Чаяндинского месторождения (ООО "Газпром добыча Ноябрьск") к электрическим сетям осуществляется за счет сооружения ПС 220 кВ Чаянда и ПП 220 кВ Нюя, заходов ВЛ 220 кВ Городская - Пеледуй с отпайкой на ПС НПС-11 в РУ 220 кВ ПП 220 кВ Нюя и двухцепной ВЛ Чаянда - Нюя.

Для повышения надежности электроснабжения Ванинского района и г. Советская Гавань в 2019 году ожидается ввод в работу ВЛ 220 кВ Комсомольская - Советская Гавань.

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей юга Приморского края в ремонтных схемах электрической сети предполагается сооружение ВЛ 220 кВ Лесозаводск - Спасск - Дальневосточная.

Для увеличения пропускной способности контролируемого сечения "ОЭС - Запад Амурэнерго" с целью исключения ввода графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) в объеме до 71 МВт в нормальной схеме при отключении генерирующего оборудования на Нерюнгринской ГРЭС в 2023 году предполагается сооружение ВЛ 220 кВ в контролируемом сечении "ОЭС - Запад Амурэнерго".

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и выше, выполнение которых с учетом результатов использования перспективной расчетной модели ЕЭС России необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) в ЕЭС России, предусмотренного программой развития ЕЭС России, надежности функционирования ЕЭС России и качества электрической энергии в ней, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, а также для обеспечения снижения влияния технологических и системных ограничений на цены, складывающиеся на рынках электрической энергии, и для выполнения требований к обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2019 - 2025 годы приведен в приложении N 14.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и выше, выполнение которых с учетом результатов использования перспективной расчетной модели ЕЭС России необходимо для обеспечения технологического присоединения объектов по производству электрической энергии к единой национальной (общероссийской) электрической сети, на период 2019 - 2025 годов приведен в приложении N 15.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и выше, выполнение которых с учетом результатов использования перспективной расчетной модели ЕЭС России необходимо для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к единой национальной (общероссийской) электрической сети, на период 2019 - 2025 годов приведен в приложении N 16.

Перечень мероприятий по реновации основных фондов сетевых организаций с учетом их технического состояния приведен в приложении N 17.

Перечень объектов электросетевого хозяйства, находящихся под напряжением, но не введенных в эксплуатацию, приведен в приложении N 18.

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше представлены в приложении N 19.

Информация в отношении объектов реконструкции и реновации, а также объектов схемы выдачи мощности электрических станций и технологическом присоединении потребителей приводится справочно в соответствии с перечнем объектов, включенных в инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 годы, утвержденную приказом Минэнерго России от 27.12.2017 N 31, и инвестиционные программы иных сетевых организаций.

Всего за период 2019 - 2025 годов намечается ввод в эксплуатацию ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 11 542,3 км, трансформаторной мощности 67 941,7 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 539 740,5 млн руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (20%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2025 года.

Карты-схемы размещения линий электропередачи, ПС напряжением 220 кВ и выше и электростанций по ОЭС на 2019 - 2025 годы (с выделением энергосистем г. Москвы и Московской области, г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, Тюменской области, Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов, Восточной Сибири, Республики Крым и г. Севастополя) представлены в разделе 11.

Ниже, в таблице 8.1, приведены целевые показатели надежности и качества оказываемых услуг по передаче электрической энергии в отношении организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью на 2017 - 2019 годы, определенные приказом ФСТ России от 09.12.2014 N 297-э/3 "Об утверждении тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, оказываемые ПАО "ФСК ЕЭС", на долгосрочный период регулирования 2015 - 2019 годы и долгосрочных параметров регулирования для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью на 2015 - 2019 годы".

Таблица 8.1 - Показатели надежности и качества оказываемых услуг по передаче электрической энергии

Наименование	2017	2018	2019
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)	0,03495	0,03442	0,03391
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения (Птпр)	1,2019	1,18415	1,16639

Выводы:

1. Реализация намеченных планов по развитию электрической сети обеспечит надежное функционирование ЕЭС России в рассматриваемый перспективный период, выдачу мощности намеченных к сооружению новых электростанций, повысит эффективность функционирования ЕЭС России за счет ликвидации "узких мест", развития межсистемных связей, обновления силового оборудования, имеющего высокий физический и моральный износ.

2. Всего за период 2019 - 2025 годов намечается ввод ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 11 542,3 км, трансформаторной мощности 67 941,7 МВА.

3. Реализация намеченных планов по развитию электросетевого комплекса потребует инвестиции в объеме 539 740,5 млн руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (20%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2025 года.

IX. Требования к развитию релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления

9.1. Принятые сокращения

АВР	-	автоматика включения резервного питания или оборудования;
АДВ	-	автоматическая дозировка воздействия;
АЛАР	-	автоматика ликвидации асинхронного режима;
АОПН	-	автоматика ограничения повышения напряжения;
АОПО	-	автоматика ограничения перегрузки оборудования;
АОПЧ	-	автоматика ограничения повышения частоты;
АПВ	-	автоматическое повторное включение;
АПНУ	-	автоматика предотвращения нарушения устойчивости;
АРВ	-	автоматический регулятор возбуждения;
АРКЗ	-	автоматика разгрузки при коротких замыканиях;
АРПМ	-	автоматика разгрузки при перегрузке по мощности;
АРЧМ	-	автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
АСДУ	-	автоматизированная система диспетчерского управления;
АСТУ	-	автоматизированная система технологического управления;
AT	-	автотрансформатор;
АЧВР	-	автоматический частотный ввод резерва;
АЧР	-	автоматическая частотная разгрузка;
БНН	-	блокировка при неисправности цепей напряжения;
ВЛ	-	воздушная линия электропередачи;
ВН	-	высшее напряжение;
ВОЛС	-	волоконно-оптическая линия связи;
ГРАМ	-	система группового регулирования активной мощности;
ДАР	-	дополнительная автоматическая разгрузка;
ДЗЛ	-	дифференциальная защита линии;
ДЗШ	-	дифференциальная защита сборных шин;
ДФЗ	-	дифференциально-фазная защита;
ДРТ	-	длительная разгрузка турбин энергоблоков;
КВЛ	-	кабельно-воздушная линия электропередачи;
КЗ	-	короткое замыкание;
КЛ	-	кабельная линия электропередачи;
КРТ	-	кратковременная разгрузка турбин энергоблоков;
КРУЭ		комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией;
ЛАПНУ		локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости;
ЛЭП	-	линия электропередачи;
НИР	-	научно-исследовательская работа;
НН	-	низшее напряжение;
ОАПВ	-	однофазное автоматическое повторное включение;
ОГ	-	отключение генераторов;
ОМП	-	определение места повреждения;
ОПРЧ	-	общее первичное регулирование частоты;
ПА	-	противоаварийная автоматика;
ПС	-	подстанция;
РА	-	режимная автоматика;
РАСП	-	регистрация аварийных событий и процессов;
РЗ	-	релейная защита;
РЗА	-	релейная защита и автоматика;
РЗМЗ	-	релейная защита "мертвой зоны";
РУ	-	распределительное устройство;
СА	-	сетевая автоматика;
СМПР	-	система мониторинга переходных режимов в энергосистеме;
СН	-	среднее напряжение;
СОТИАССО		система обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора;
ССПИ	-	система сбора и передачи информации;
ТАПВ	-	трехфазное автоматическое повторное включение;
ТТ	-	трансформатор тока;
Т	-	трансформатор;
ТН	-	трансформатор напряжения;
УПАСК	-	устройство передачи аварийных сигналов и команд;
УРОВ	-	устройство резервирования отказа выключателя;
УСВИ	-	устройство синхронизированных векторных измерений;
УШР	-	управляемый шунтирующий реактор;
ФОБ	-	фиксация отключения блока;
ФОЛ	-	фиксация отключения линии;
ФОТ	-	фиксация отключения трансформатора;
ЦС АРЧМ		централизованная система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;
ЦКС АРЧМ		центральная координирующая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;
ЦСПА	-	централизованная система противоаварийной автоматики;
ЧАПВ	-	частотное автоматическое повторное включение;
ЧДА	-	частотная делительная автоматика;
ШР	-	шунтирующий реактор.

9.2. При строительстве и реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных схемой и программой развития ЕЭС России, обеспечивается повышение надежности функционирования ЕЭС России путем:

- обеспечения наблюдаемости и управляемости технологических режимов работы и эксплуатационного состояния объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;

- создания (модернизации) релейной защиты, противоаварийной, режимной, сетевой автоматики и систем регистрации аварийных событий и процессов;

- разработки проектных решений, разрабатываемых на основании результатов математического моделирования режимов работы энергосистем (в том числе результатов расчетов электроэнергетических режимов, устойчивости, токов кроткого замыкания), выполняемых с использованием расчетных моделей, формируемых на основании соответствующих отраслевым требованиям информационных моделей, и обеспечивающих необходимую точность результатов математического моделирования режимов энергосистем.

9.3. Требования к организации обмена технологической информацией между объектами электроэнергетики, имеющими в своем составе объекты диспетчеризации, с диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС" формализованы в виде технических требований АО "СО ЕЭС" к СОТИАССО (далее - Технические требования):

- систем телефонной связи для оперативных переговоров диспетчерского персонала диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" и оперативного персонала субъектов электроэнергетики (потребителей электрической энергии);

- ССПИ, обеспечивающих сбор и передачу телеметрической информации о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики;

- систем автоматического управления нормальными режимами и автоматического противоаварийного управления режимами;

- систем сбора и передачи информации об аварийных событиях и процессах, в том числе данных СМПР.

Техническими требованиями установлена обязанность владельцев линий электропередачи, объектов электроэнергетики, оборудование и устройства которых относятся к объектам диспетчеризации, по организации и обеспечению круглосуточной работы СОТИАССО, обеспечивающей передачу в режиме реального времени диспетчерских команд (разрешений), команд телеуправления, передачу управляющих воздействий противоаварийной и режимной автоматики, телеметрической информации о технологических режимах работы объектов диспетчеризации, необходимой диспетчерским центрам АО "СО ЕЭС" для управления электроэнергетическим режимом работы энергосистем, в том числе по организации наличия и обеспечению функционирования двух независимых каналов связи между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС".

При этом, не требуется организация телефонной связи для оперативных переговоров диспетчерского персонала с оперативным персоналом подстанций с высшим классом напряжения 110 кВ, присоединенных к линиям электропередачи ответвлениями (отпайками), а также подстанций с высшим классом напряжения 110 кВ, в составе которых отсутствуют объекты диспетчеризации, находящиеся в диспетчерском управлении диспетчерских центров, при условии, что на указанные подстанции организована передача диспетчерских команд и разрешений через центры управления сетями соответствующих сетевых организаций.

Для повышения наблюдаемости и управляемости режимами работы объектов электроэнергетики продолжается работа по планированию в инвестиционных программах производителей электрической энергии, сетевых организаций, в том числе являющихся дочерними обществами ПАО "Россети", ОАО "РЖД" и других субъектов электроэнергетики мероприятий по модернизации и расширению ССПИ.

Модернизация СОТИАССО, в том числе ССПИ, на объектах электроэнергетики производителей электрической энергии, дочерних обществ ПАО "Россети" и других сетевых организаций осуществляется по программам модернизации и расширения СОТИАССО (ССПИ).

ОАО "РЖД" утвержден План поэтапной реализации мероприятий по повышению надежности объектов ОАО "РЖД" с объемами реконструкции первичного оборудования РУ 110-220 кВ, модернизации устройств РЗА и обеспечению наблюдаемости со сроками реализации до 2030 года.

9.4. Реализованные в ЕЭС России проекты дистанционного (теле-) управления оборудованием подстанций из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС", в том числе успешный ввод в промышленную эксплуатацию автоматизированных программ переключений по выводу в резерв (вводу в работу) оборудования ПС 330 кВ Завод Ильич, ПС 330 кВ Василеостровская (ОЭС Северо-Запада), ПС 500 кВ Щелоков (ОЭС Средней Волги) и вывода в ремонт (ввода в работу) КЛ 330 кВ Завод Ильич - Василеостровская (ОЭС Северо-Запада) подтвердили возможность массового применения технологий дистанционного (теле-) управления, в том числе с использованием автоматизированных программ переключений.

В соответствии с решениями совещания между АО "СО ЕЭС" и ПАО "Россети", состоявшегося 15.02.2017, определен перечень подстанций дочерних обществ ПАО "Россети" для реализации до 2021 года проектов дистанционного (теле-) управления оборудованием и устройствами подстанций из центров управления сетями дочерних обществ ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС". В 2018 году указанный перечень актуализирован на период до 2025 года (Таблица 9.1).

Таблица 9.1 - Перечень подстанций сетевых организаций, являющихся дочерними обществами ПАО "Россети", для реализации проектов дистанционного (теле-) управления оборудованием и устройствами подстанций из центров управления сетями дочерних обществ ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" на период до 2025 года

ОЭС	ПС 500 кВ	ПС 330 кВ	ПС 220 кВ	ПС 110 кВ
ОЭС Востока	ПС 500 кВ Владивосток ПС 500 кВ Лозовая		ПС 220 кВ Амур ПС 220 кВ Аэропорт ПС 220 кВ Береговая-2 ПС 220 кВ Звезда ПС 220 кВ Зеленый Угол ПС 220 кВ Майя ПС 220 кВНПС-11 ПС 220 кВ НПС-15 ПС 220 кВ НПС-16 ПС 220 кВ НПС-18 ПС 220 кВ НПС-19 ПС 220 кВ НПС-24 ПС 220 кВ НПС-36 ПС 220 кВ НПС-38 ПС 220 кВ НПС-40 ПС 220 кВНПС-41 ПС 220 кВ Патрокл ПС 220 кВ Русская ПС 220 кВ РЦ ПС 220 кВ Спасск ПС 220 кВ Широкая
ОЭС Сибири	ПС 500 кВ Восход ПС 500 кВ Енисей ПС 500 кВ Кузбасская ПС 500 кВ Ново-Анжерская ПС 500 кВ Усть-Кут		ПС 220 кВ Власиха ПС 220 кВ Горячинская ПС 220 кВ Еланская ПС 220 кВ Жарки ПС 220 кВ КИСК ПС 220 кВ Левобережная ПС 220 кВ Маккавеево ПС 220 кВ Московка ПС 220 кВ Означенное-Районная ПС 220 кВ Приангарская ПС 220 кВ Татаурово ПС 220 кВ Чесноковская	ПС 110 кВ Весенняя ПС 110 кВ Кристалл
ОЭС Урала	ПС 500 кВ Емелино ПС 500 кВ Исеть ПС 500 кВ Преображенская ПС 500 кВ Святогор		ПС 220 кВ Губернская ПС 220 кВ Анна ПС 220 кВ Факел ПС 220 кВ Средний Балык	ПС 110 кВ Южная ПС 110 кВ Союзная
ОЭС Средней Волги	ПС 500 кВ Арзамасская ПС 500 кВ Красноармейская ПС 500 кВ Куйбышевская		ПС 220 кВ Борская ПС 220 кВ Заречная ПС 220 кВ Зелецино ПС 220 кВ Левобережная ПС 220 кВ Пенза-1 ПС 220 кВ Рузаевка ПС 220 кВ Саратовская ПС 220 кВ Ульяновская ПС 220 кВ Чигашево
ОЭС Юга	ПС 500 кВ Кубанская ПС 500 кВ Невинномысск ПС 500 кВ Ростовская	ПС 330 кВ Артем ПС 330 кВ Ильенко ПС 330 кВ Машук	ПС 220 кВ Бужора ПС 220 кВ Витаминкомбинат ПС 220 кВ Восточная промзона ПС 220 кВ Вышестеблиевская ПС 220 кВ Газовая ПС 220 кВ Койсуг ПС 220 кВ НЗБ ПС 220 кВ НПС-7 ПС 220 кВ НПС-8 ПС 220 кВ Поселковая ПС 220 кВ Псоу ПС 220 кВ Р-4 ПС 220 кВ Староминская ПС 220 кВ Черемушки ПС 220 кВ Яблоновская РП 220 кВ Черноморская ПС 220 кВ Порт	ПС 110 кВ Имеретинская ПС 110 кВ Лаура ПС 110 кВ Мзымта ПС 110 кВ Роза Хутор ПС 110 кВ Спортивная ПС 110 кВ Веселое ПС 110 кВ Временная ПС 110 кВ Изумрудная ПС 110 кВ Ледовый дворец
ОЭС Северо-Запада		ПС 330 кВ Волхов-Северная ПС 330 кВ Кингисеппская ПС 330 кВ Колпино ПС 330 кВ Новгородская ПС 330 кВ Парнас ПС 330 кВ Пулковская ПС 330 кВ Ржевская ПС 330 кВ Северная ПС 330 кВ Центральная ПС 330 кВ Чудово ПС 330 кВ Южная	ПС 220 кВ Приморская	ПС 110 кВ Псков (ПС 53) ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283) ПС 110 кВ N 51 ГИПХ ПС 110 кВ Береговая ПС 110 кВ Гумбиннен
ОЭС Центра		ПС 330 кВ Белгород	ПС 220 кВ Вологда-Южная ПС 220 кВ РПП-1 ПС 220 кВ РПП-2 ПС 220 кВ Сколково ПС 220 кВ Союз РП 220 кВ Станы ПС 220 кВ Слобода	ПС 110 кВ Майская ПС 110 кВ Дягилево

В целях внедрения дистанционного (теле-) управления режимами работы и оборудованием солнечных электростанций (СЭС) из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" и формирования общих подходов к его реализации осуществлен пилотный проект по управлению режимами работы Бурибаевской СЭС средствами телеуправления из Филиала АО "СО ЕЭС" Башкирское РДУ.

В 2019 году планируется внедрение дистанционного (теле-) управления режимами работы и оборудованием Исянгуловской СЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" Башкирское РДУ.

9.5. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2019 - 2025 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 330-750 кВ:

- расширение зоны, защищаемой ЦСПА ОЭС Северо-Запада;

- модернизация ЦСПА ОЭС Средней Волги, ЦСПА ОЭС Урала, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА Тюменской энергосистемы с целью их перевода на платформу ЦСПА 3-го поколения;

- модернизация ЦСПА ОЭС Сибири с целью подключения новых низовых устройств и выполнения расчета управляющих воздействий по критерию обеспечения динамической устойчивости;

- подключение АДВ ПС 500 кВ Иркутская и АДВ ПС 500 кВ Озерная к ЦСПА ОЭС Сибири в качестве новых низовых устройств;

- модернизация АДВ ПС 1150 кВ Алтай, УКПТА Усть-Илимской ГЭС, АПНУ ПС 500 кВ Тамань, АПНУ ПС 330 кВ Симферопольская, ЛАПНУ Жигулевской ГЭС, ЛАПНУ Саратовской ГЭС, ЛАПНУ Балаковской АЭС, ЛАПНУ Чебоксарской ГЭС, комплекса ПА Курской АЭС, комплекса ПА Нововоронежской АЭС, комплекса ПА Смоленской АЭС, ЛАПНУ ПС 500 кВ Южная, ЛАПНУ ОРУ 500 кВ Приморской ГРЭС;

- подключение ЛАПНУ Ленинградской АЭС-2 к ЦСПА ОЭС Северо-Запада в качестве низового устройства;

- создание ЦСПА северо-западного района ОЭС Центра на платформе ЦСПА 3-го поколения;

- создание ЛАПНУ на Волжской ГЭС и обеспечение ее работы в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Юга.

9.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2019 - 2025 годы планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности:

- подключение Цимлянской ГЭС к ЦС АРЧМ ОЭС Юга;

- подключение энергоблоков ТЭС по результатам конкурентных отборов поставщиков услуг по обеспечению системной надежности к управлению ЦКС АРЧМ ЕЭС (ЦС АРЧМ ОЭС);

- создание ЦС АРЧМ энергосистемы Республики Саха (Якутия) с подключением к управлению Каскада Вилюйских ГЭС-1,2.

9.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2019 - 2025 годы планируется:

- создание программно-технических комплексов СМПР на Гусиноозерской ГРЭС, Кармановской ГРЭС, Конаковской ГРЭС, Ленинградской АЭС-2, Курской АЭС-2, ТЭЦ-22 ПАО "Мосэнерго", ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго", Невинномысской ГРЭС, ТЭС Сила Сибири, Саратовской ГЭС, Сакской ТЭЦ, Красноярской ГРЭС-2, ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ - ПНОС", Липецкой ТЭЦ-2, Иркутской ГЭС, а также на подстанциях ГУП РК "Крымэнерго" и строящихся подстанциях 500 кВ;

- расширение существующих комплексов СМПР на Белоярской АЭС, Балаковской АЭС, Кольской АЭС, Калининской АЭС, Смоленской АЭС, Ленинградской АЭС, Ростовской АЭС, Курской АЭС, Нововоронежской АЭС, Жигулевской ГЭС, Загорской ГАЭС, Киришской ГРЭС и Рефтинской ГРЭС.

9.8. Одним из нормативных возмущений является отключение электросетевого элемента при различных видах КЗ с отказом выключателя и действием УРОВ. Компоновочные решения РУ ряда электростанций и подстанций связаны с наличием участков РУ (между выключателями и трансформаторами тока), КЗ в которых не могут нормально ликвидироваться действием основных защит и вынужденно ликвидируются действием УРОВ ("мертвая зона"). С учетом возможного отказа выключателя при ликвидации указанного КЗ, что соответствует нормативному возмущению, общая длительность существования КЗ будет превышать двойное время УРОВ, что приведет к рискам отсутствия возможности обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций.

Для ускорения отключения КЗ в "мертвых зонах" РУ объектов электроэнергетики разработана быстродействующая релейная защита РЗМЗ, позволяющая ликвидировать КЗ в "мертвой зоне" с временем действия основных быстродействующих защит электросетевых элементов РУ.

Оценка необходимости применения РЗМЗ для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций проводится на стадии проектирования новых объектов электроэнергетики.

Для действующих электростанций, на которых существует проблема обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования, а также на некоторых смежных с ними объектах электроэнергетики, целесообразно применение РЗМЗ в краткосрочной перспективе. Среди первоочередных действующих объектов, на которых необходимо реализовать мероприятие являются:

- Балаковская АЭС;

- Смоленская АЭС;

- Калининская АЭС;

- Кольская АЭС;

- Псковская ГРЭС;

- Рязанская ГРЭС;

- Нововоронежская АЭС;

- Костромская ГРЭС;

- Нижнекамская ГЭС;

- Усть-Илимская ГЭС;

- Березовская ГРЭС (РУ ПС 1150 кВ Итатская);

- Назаровская ГРЭС;

- ПС 330 кВ Княжегубская;

- ПС 330 кВ Лоухи;

- Курская АЭС;

- ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго";

- Череповецкая ГРЭС.

9.9. При включении ЛЭП при опробовании или ТАПВ на междуфазное КЗ существуют риски нарушения динамической устойчивости генерирующего оборудования электрических станций. Кроме того, при неуспешном ТАПВ или опробовании на ЛЭП 500-750 кВ в отключаемом токе (неповрежденных фаз) возникает апериодическая составляющая, обусловленная подключенными шунтирующими реакторами, которая в условиях, близких к 100% степени компенсации емкостного тока, может привести к отсутствию перехода через нулевое значение тока выключателя на неповрежденной фазе. При этом существует высокая вероятность повреждения выключателя.

При строительстве (реконструкции, модернизации) электростанций, подстанций в распределительных устройствах напряжением 110-750 кВ предусматриваются технические решения, обеспечивающие недопущение повреждения элегазовых выключателей при отключении ЛЭП, оснащенных средствами компенсации реактивной мощности, после неуспешного АПВ или неуспешного включения ЛЭП по причине возникновения апериодической составляющей тока в неповрежденных фазах.

В том числе для исключения включения ЛЭП на междуфазное КЗ и уменьшения вероятности включения ЛЭП на однофазное КЗ при опробовании разработан и апробирован на цифровой модели программно-аппаратного комплекса RTDS алгоритм функционирования устройств поочередного включения фаз ЛЭП при осуществлении ТАПВ и опробовании ВЛ (далее - Автоматика опробования ЛЭП 500-750 кВ). Опытный образец устройства Автоматики опробования ЛЭП 500-750 кВ испытан на цифровых моделях ЛЭП 500-750 кВ и действующем объекте электроэнергетики - КВЛ 500 кВ Саяно-Шушенская ГЭС - Новокузнецкая N 1.

В 2019 - 2020 годах планируется установка устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ на ВЛ 750 кВ Курская АЭС - Новобрянская в качестве мероприятия по успешной коммутации элегазовых выключателей.

Оценка необходимости применения Автоматики опробования ЛЭП 500-750 кВ в качестве одного из мероприятий по обеспечению успешной коммутации элегазовых выключателей реактированных ЛЭП проводится на стадии проектирования при создании (модернизации) объектов электроэнергетики.

9.10. В связи с неправильной работой устройств РЗ в переходных режимах, связанной с насыщением ТТ апериодической составляющей тока КЗ и наличием остаточного намагничивания его сердечников, ставшей причиной каскадного развития аварии на Ростовской АЭС с отделением ОЭС Юга на изолированную работу 04.11.2014.

В рамках выполнения НИР проведены функциональные испытания устройств РЗ различных производителей, используемых на объектах электроэнергетики ЕЭС России, с участием АО "СО ЕЭС", крупнейших сетевых и генерирующих компаний, а также основных фирм-производителей устройств РЗ - ООО НПП "ЭКРА", ООО "Релематика", ООО "АББ Силовые и Автоматизированные Системы", ООО "Сименс", ООО "ДжиИ Рус".

Испытания показали, что типовые алгоритмы РЗ в ряде режимов не обеспечивают правильное функционирование защит в условиях насыщения ТТ (излишнее и замедленное срабатывание), в связи с чем принято решение о продолжении работ по дальнейшему совершенствованию алгоритмов устройств РЗ.

9.11. При создании (модернизации) РЗА выполняются "Требования к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики и принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики", утвержденные приказом Минэнерго России от 13.02.2019 N 101 и "Требования к каналам связи для функционирования релейной защиты и автоматики", утвержденные приказом Минэнерго России от 13.02.2019 N 97.

X. Оценка прогнозных объемов капитальных вложений в сооружение генерирующих мощностей, объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше на 2019 - 2025 годы

Объемы капитальных вложений в сооружение электроэнергетических объектов на перспективу определены в соответствии с намечаемыми вводами и структурой генерирующих мощностей электростанций.

Оценка капитальных вложений в электростанции и электросетевые объекты в разрезе ОЭС проведена в прогнозных ценах с учетом НДС (20%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2025 года.

Прогнозные цены рассчитывались:

- на период 2019-2024 года на основе значения индексов-дефляторов, представленных в документе "Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года" (Минэкономразвития России, октябрь 2018);

- на период 2024-2025 года на основе индексов-дефляторов, представленных в документе "Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года" (Минэкономразвития России, ноябрь 2018).

Оценка необходимых объемов капитальных вложений в строительство электростанций выполнена исходя из анализа инвестиционных программ генерирующих компаний, а также нормативных документов.

В строительство электросетевых объектов, намечаемых схемой и программой развития ЕЭС России, в том числе сооружаемых за счет иных инвесторов, капитальные вложения принимались по материалам инвестиционных программ отдельных субъектов электроэнергетики (или их проектам), по проектам-аналогам, а также по "Укрупненным нормативам цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электросетевого хозяйства", утвержденным приказом Минэнерго России от 08.02.2016 N 75.

Сроки сооружения электросетевых объектов принимались по стандарту ПАО "ФСК ЕЭС" "Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции ПС и линий электропередачи" (утверждены Советом директоров ПАО "ФСК ЕЭС" 01.06.2012).

Суммарные объемы капиталовложений в развитие электроэнергетики России за период 2019 - 2025 годов оцениваются в 2 119 755,5 млн руб., в том числе по генерирующим объектам 1 580 015,0 млн руб. и электрическим сетям 220 кВ и выше 539 740,5 млн руб.

Прогнозные объемы инвестиций в строительство электростанций в разрезе ОЭС и по типам станций, а также сводные показатели по капитальным вложениям в сооружение электрических сетей напряжением 220 кВ и выше представлены в таблице 10.1.

В таблице 10.2 представлены сводные показатели по прогнозным капитальным вложениям в объекты электросетевого хозяйства по классам напряжения 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2019 - 2025 годы.

Таблица 10.1 - Прогнозные объемы инвестиций в развитие ЕЭС России на период 2019 - 2025 годов в прогнозных ценах

ОЭС	Тип станции	Инвестиции, млн руб. (в прогнозных ценах с НДС)							Итого за 2019 - 2025 годы
		2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
ОЭС Северо-Запада		54299,1	66153,3	56148,5	32225,9	35464,8	39897,9	28076,3	312265,8
	АЭС	35464,8	39897,9	42853,2	29554,0	35464,8	39897,9	28076,3	251208,9
	ВИЭ	6721,1	17280,2	13295,3	2671,9	0,0	0,0	0,0	39968,5
	ТЭС	10471,0	8975,2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	19446,2
	ГЭС и МГЭС	1642,2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1642,2
ОЭС Центра		58496,0	62697,4	123714,0	124070,0	83646,3	26148,1	0,0	478771,8
	АЭС	50763,9	62697,4	86246,6	99091,8	83646,3	26148,1	0,0	408594,1
	ТЭС	7732,1	0,0	37467,4	24978,2	0,0	0,0	0,0	70177,7
ОЭС Средней Волги		16652,1	25362,9	22467,4	8371,6	0,0	0,0	0,0	72854,0
	ВИЭ	15548,5	23707,4	15107,7	3465,2	0,0	0,0	0,0	57828,8
	ТЭС	1103,6	1655,5	7359,7	4906,4	0,0	0,0	0,0	15025,2
ОЭС Юга		143725,5	79675,3	48942,6	23621,2	3808,7	0,0	0,0	299773,3
	ВИЭ	104579,8	55049,7	40681,5	21391,6	2817,5	0,0	0,0	224520,1
	ГЭС и МГЭС	6467,8	6223,8	3715,3	2229,6	991,2	0,0	0,0	19627,7
	ТЭС	32677,9	18401,8	4545,8	0,0	0,0	0,0	0,0	55625,5
ОЭС Урала		11620,1	5340,1	8653,5	12984,9	3221,5	0,0	0,0	41820,1
	ВИЭ	11029,8	5340,1	8653,5	12984,9	3221,5	0,0	0,0	41229,8
	ТЭС	590,3	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	590,3
ОЭС Сибири		32684,8	30173,6	79226,8	51621,3	0,0	0,0	0,0	193706,5
	ВИЭ	18506,5	8906,1	6968,3	3449,0	0,0	0,0	0,0	37829,9
	ТЭС	14178,3	21267,5	72258,5	48172,3	0,0	0,0	0,0	155876,6
ОЭС Востока		20617,3	12605,9	6201,3	33971,9	43978,5	41909,9	21538,7	180823,5
	ТЭС	20617,3	12605,9	6201,3	33971,9	43978,5	41909,9	21538,7	180823,5
ИТОГО		338094,9	282008,5	345354,1	286866,8	170119,8	107955,9	49615,0	1580015,0
	АЭС	86228,7	102595,3	129099,8	128645,8	119111,1	66046,0	28076,3	659803,0
	ВИЭ	156385,7	110283,5	84706,3	43962,6	6039,0	0,0	0,0	401377,1
	ГЭС и МГЭС	8110,0	6223,8	3715,3	2229,6	991,2	0,0	0,0	21269,9
	ТЭС	87370,5	62905,9	127832,7	112028,8	43978,5	41909,9	21538,7	497565,0
Эл.сети 220 кВ и выше		130742,4	134427,9	133436,6	67267,3	43232,8	26177,3	4456,2	539740,5
Всего с учетом сетей 220 кВ и выше		468837,3	416436,4	478790,7	354134,1	213352,6	134133,2	54071,2	2119755,5

Таблица 10.2 - Сводные показатели по прогнозным капитальным вложениям в объекты электросетевого хозяйства по классам напряжения 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2019 - 2025 годы в прогнозных ценах, млн руб.

		2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	Итого за 2019 - 2025 годы
ОЭС Северо-Запада		8098,2	14047,8	21123,6	3464,0	845,7	0,0	433,1	48012,5
	750 кВ	0,0	3477,6	3836,0	0,0	0,0	0,0	0,0	7313,6
	330 кВ	2771,3	6623,5	11638,6	2666,8	845,7	0,0	433,1	24979,0
	220 кВ	5327,0	3946,8	5648,9	797,2	0,0	0,0	0,0	15719,9
ОЭС Центра		16719,3	14555,9	21656,8	19751,5	12563,2	17649,3	0,0	102896,1
	750 кВ	0,0	0,0	0,0	30,2	74,8	0,0	0,0	105,0
	500 кВ	4504,0	3238,5	4648,9	4852,4	1717,8	0,0	0,0	18961,6
	330 кВ	67,9	806,6	0,0	207,9	2851,8	0,0	0,0	3934,2
	220 кВ	12147,3	10510,9	17007,9	14661,0	7918,9	17649,3	0,0	79895,3
ОЭС Юга		23227,9	13841,3	8132,3	5487,3	4035,6	1412,2	644,9	56781,5
	500 кВ	3682,7	3240,0	3170,6	0,0	0,0	617,8	644,9	11355,9
	330 кВ	4673,9	3674,4	1026,6	941,4	845,1	0,0	0,0	11161,4
	220 кВ	14871,4	6926,9	3935,1	4545,8	3190,5	794,4	0,0	34264,1
ОЭС Средней Волги		1295,8	707,2	4991,4	7132,7	1349,2	2281,6	1563,8	19321,7
	500 кВ	0,0	705,2	2453,8	1787,9	0,0	0,0	0,0	4947,0
	220 кВ	1295,8	2,0	2537,5	5344,8	1349,2	2281,6	1563,8	14374,7
ОЭС Урала		27985,3	16552,1	14860,6	4631,7	3051,1	1216,5	747,7	69045,0
	500 кВ	1426,4	2484,1	1086,8	523,4	500,0	500,0	508,5	7029,2
	220 кВ	26558,9	14068,0	13773,8	4108,3	2551,1	716,5	239,2	62015,8
ОЭС Сибири		35589,6	56475,3	42876,8	5649,2	4470,4	159,2	0,0	145220,47
	500 кВ	9100,7	21636,7	13279,0	0,0	0,0	0,0	0,0	44016,5
	220 кВ	26488,9	34838,5	29597,8	5649,2	4470,4	159,2	0,0	101204,0
ОЭС Востока		17826,3	18248,2	19795,2	21151,0	16917,5	3458,5	1066,7	98463,3
	500 кВ	0,0	0,0	5817,2	7181,9	10624,5	0,0	0,0	23623,6
	220 кВ	17826,3	18248,2	13978,0	13969,1	6293,0	3458,5	1066,7	74839,7
ИТОГО		130742,4	134427,9	133436,6	67267,3	43232,8	26177,3	4456,2	539740,5
	750 кВ	0,0	3477,6	3836,0	30,2	74,8	0,0	0,0	7418,6
	500 кВ	18713,8	31304,6	30456,4	14345,7	12842,3	1117,8	1153,4	109934,0
	330 кВ	7513,1	11104,4	12665,2	3816,1	4542,6	0,0	433,1	40074,5
	220 кВ	104515,5	88541,3	86479,0	49075,3	25773,1	25059,5	2869,7	382313,4

Вывод:

Суммарные капиталовложения в развитие ЕЭС России на период 2019 - 2025 годов прогнозируются в объеме 2 119 755,5 млн руб., в том числе в части генерирующих мощностей электрических станций - 1 580 015,0 млн руб., объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше - 539 740,5 млн руб.

XI. Схема развития ЕЭС России

Схема развития ЕЭС России включает в себя существующие, планируемые к строительству, в том числе по результатам проведенных процедур конкурентного отбора мощности и по результатам конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей, а также выводу из эксплуатации электрические станции, установленная мощность которых превышает 25 МВт и существующие, планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции, проектный номинальных класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше, межгосударственные линии электропередачи, а также линии электропередачи 110 кВ и выше, обеспечивающие выдачу мощности существующих и планируемых к строительству электрических станций, установленная мощность которых превышает 25 МВт, и состоит из следующих карт-схем:

1. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Северо-Запада на 2019 - 2025 годы;

2. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2019 - 2025 годы (по городу Санкт-Петербург);

3. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2019 - 2025 годы (по Ленинградской области);

4. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Центра на 2019 - 2025 годы;

5. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы г. Москвы и Московской области на 2019 - 2025 годы;

6. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Средней Волги на 2019 - 2025 годы;

7. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Юга на 2019 - 2025 годы;

8. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Республики Крым и г. Севастополя на 2019 - 2025 годы;

9. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Урала на 2019 - 2025 годы;

10. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Тюменской области на 2019 - 2025 годы;

11. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ямало-Ненецкого автономного округа на 2019 - 2025 годы;

12. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа на 2019 - 2025 годы;

13. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Сибири на 2019 - 2025 годы;

14. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Восточной Сибири на 2019 - 2025 годы;

15. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Востока на 2019 - 2025 годы.

Карта-схема размещения линий электропередачи подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Северо-Запада на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Ленинградской энергосистемы на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2019 - 2025 годы (по городу Санкт-Петербург)

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Центра на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Москвы и Московской области на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Юга на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Республики Крым и города Севастополь на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Средней Волги на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Урала на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Тюменской области на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Ямало-Ненецкого автономного округа на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Сибири на 2019 - 2025 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Восточной Сибири на 2019 - 2025 годы

Приложение N 1
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 гг.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС ЕЭС России на период 2019 - 2025 годов

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 2
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 гг.

Объемы вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 3
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 гг.

Информация
о планах собственников по выводу из эксплуатации генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 4
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 гг.

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 5
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 гг.

Информация
о планах собственников по строительству генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 6
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 гг.

Объемы и структура
модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 7
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 гг.

Информация
о планах собственников по модернизации генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 8
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 гг.

Объемы и структура
перемарировки генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 9
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Объемы и структура
перемарировки генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 10
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России с учетом вводов, мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 11
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Региональная структура
перспективных балансов мощности с учётом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 12
к Схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Перспективные балансы электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России с учетом вводов с высокой вероятностью реализации на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 13
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Региональная структура
перспективных балансов электрической энергии с учётом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации на 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 14
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Перечень
реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 220 Кв и выше, выполнение которых с учетом результатов использования перспективной расчетной модели ЕЭС России необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) в ЕЭС России, предусмотренного программой развития ЕЭС россии, надежности функционирования еэс россии и качества электрической энергии в ней, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, а также для обеспечения снижения влияния технологических и системных ограничений на цены, складывающиеся на рынках электрической энергии, и для выполнения требований к обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на период 2019 - 2025 годов по ОЭС Северо-Запада

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 15
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Перечень
реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 220 Кв и выше, выполнение которых с учетом результатов использования перспективной расчетной модели ЕЭС России необходимо для обеспечения технологического присоединения объектов по производству электрической энергии к Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2019 - 2025 годов по ОЭС Северо-Запада

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 16
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Перечень
реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 220 Кв и выше, выполнение которых с учетом результатов использования перспективной расчетной модели ЕЭС России необходимо для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2019 - 2025 годов по ОЭС Северо-Запада

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 17
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Перечень
реализуемых и перспективных проектов по реновации объектов электросетевого хозяйства Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2019 - 2025 годов по ОЭС Северо-Запада

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 18
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Перечень
реализованных проектов по развитию Единой национальной (общероссийской) электрической сети, находящихся под напряжением и по которым планируется ввод в эксплуатацию в 2019 - 2025 годы по ОЭС Северо-Запада

См. приложение в редакторе Adobe Reader

Приложение N 19
к cхеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2019 - 2025 годы

Сводные показатели
вводов линий электропередачи и трансформаторного оборудования по классам напряжения 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2019 - 2025 годы

См. приложение в редакторе Adobe Reader