Приказ Министерства энергетики РФ от 30.06.2020 N 508 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы"

ГАРАНТ:

См. схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2021-2027 гг., утвержденные приказом Минэнерго России от 26 февраля 2021 г. N 88

I. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на 2020-2026 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 2020-2026 годы

2.1 ЕЭС России

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на 2020-2026 годы (среднегодовой темп прироста потребления электрической энергии по ЕЭС России за прогнозный период 2020-2026 годов - 1,12%) сформирован в рамках основных параметров обновленного макроэкономического прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2020-2023 годы, подготовленного Министерством экономического развития Российской Федерации (май 2020 года) с учетом возможных масштабных последствий эпидемиологической ситуации в стране для предстоящего экономического развития. На перспективу после 2023 года приняты параметры прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года (утвержден Правительством Российской Федерации 22.11.2018, протокол N 34, раздел II, пункт 2). В базовый сценарий заложена предпосылка успешной реализации структурных мер экономической политики, направленных на достижение национальных целей развития, установленных Указом Президента Российской Федерации от 07.05.2018 N 204 "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года" (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария социально-экономического развития России до 2026 года*

Показатели	годовые темпы прироста, %
Показатели	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Валовый внутренний продукт	-5,0	2,8	3,0	3,1	3,3	з,з	3,4
Объем промышленного производства	-5,4	3,3	3,3	3,4	3,1	3,2	3,1
Производство продукции сельского хозяйства	1,7	1,8	1,9	2,1	2,3	2,5	2,4
Инвестиции в основной капитал	-12,0	4,9	5,6	5,7	5,3	5,2	4,7
Оборот розничной торговли	-5,2	4,0	2,5	2,6	2,7	2,8	2,8
Объем платных услуг населению	-10,0	5,6	2,3	2,7	3.0	3,0	3,0
Цена на нефть, долларов за баррель	31,1	35,4	42,2	45,6	53,0	53,0	52,5

______________________________

* Источники: Данные обновленного макропрогноза социально-экономического развития РФ, представленные Минэкономразвития России 21.05.2020; Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года, утвержденный Правительством Российской Федерации 22.11.2018, протокол N 34, раздел II, пункт 2.

Согласно базовому сценарию предстоящего социально-экономического развития Российской Федерации по итогам 2020 года прогнозируется снижение показателя валового внутреннего продукта (далее - ВВП) на 5,0%. Ожидаемая динамика изменения ВВП в течение года, следующая: 1 квартал - рост на 1,6%, 2 квартал - спад на 9,5%, 3 квартал - снижение на 6,3%, 4 квартал - снижение на 5,2%. В 2021 году прогнозируется восстановительный рост экономики Российской Федерации (на 2,8%) преимущественно за счет осуществления мероприятий общенационального плана восстановления. Среднегодовые темпы прироста промышленного производства в базовом сценарии составят за период 2020-2026 годов 1,95% при росте промышленного производства в 2019 году на 2,4%. В течение прогнозного периода темпы роста ускоряются за счет опережающего развития обрабатывающих производств. К 2026 году промышленное производство в целом увеличится по сравнению с 2019 годом на 14,5%.

При разработке прогноза спроса на электрическую энергию учтены фактические итоги социально-экономического развития России за 2019 год, приведенные в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Изменение основных показателей развития экономики, % к предыдущему году*

Показатели	2018 год	2019 год
ВВП (первая оценка)	102,5	101,3
Промышленное производство, в т.ч.:	102,9	102,4
Добыча полезных ископаемых	104,1	103,1
Обрабатывающие производства, из них:	102,6	102,3
производство пищевых продуктов	104,9	103,4
металлургическое производство	101,7	100,6
производство химических веществ и химических продуктов	102,7	103,4
производство кокса и нефтепродуктов	101,8	101,4
производство бумаги и бумажных изделий	112,6	103,6
Производство продукции сельского хозяйства	99,8	104,0
Инвестиции в основной капитал	105,1	101,7
Объем работ по виду экономической деятельности "Строительство"	106,3	100,6
Ввод в эксплуатацию жилых домов	95,5	104,9
Оборот розничной торговли	102,8	101,6
Объем платных услуг населению	101,4	99,1

______________________________

* по информации о социально-экономическом положении России за 2019 год, Росстат

Рост ВВП страны за 2019 год по первой оценке Минэкономразвития России составил к уровню 2018 года 101,3%, инвестиций в основной капитал - 100,7%.

Рост промышленного производства за 2019 год составил 102,4% относительно того же периода 2018 года, в том числе добычи полезных ископаемых - 103,1%; в обрабатывающем секторе - 102,3%. Наблюдается рост в ряде промышленных производств: производстве бумаги и бумажных изделий (103,6%), производстве химических веществ и химических продуктов (103,4%), а также в производстве пищевых продуктов (103,4%).

Объем производства продукции сельского хозяйства вырос по итогам 2019 года относительно предыдущего года на 4,0%.

Социально-экономическое развитие России в 2020 году на фоне ограничительных мер в связи с эпидемиологической обстановкой, а также существенных изменений котировок нефти на мировых рынках характеризуется значительным снижением ряда показателей. В таблице 2.3 приведена опубликованная оперативная информация Росстата о социально-экономическом положении страны за январь-апрель текущего года.

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

Показатели	1 квартал 2020 г.	апрель 2020 г.	январь-апрель 2020 г.
ВВП	1,6	-12,0	н.д.
Объем платных услуг	-0,4	-37,9	-10,3
Оборот розничной торговли	4,3	-23,4	-2,8
Строительство	1,1	-2,3	0,1
Сельское хозяйство	3,0	3,1	3,0
Промышленное производство	1,5	-6,6	-0,6
Добыча полезных ископаемых	0,0	-3,2	-0,8
Обрабатывающие производства, из них:	3,8	-10,0	0,1
производство пищевых продуктов	8,5	3,7	8,3
производство химических веществ и химических продуктов	7,8	2,4	5,6
производство кокса и нефтепродуктов	4,8	0,7	3,8
производство строительных материалов	5,0	-13,7	-0,4
металлургическое производство	2,2	-12,8	-1,6
производство машин и оборудования	-0,5	-34,3	-15,1
обеспечение электроэнергией, газом и паром	-2,4	-1,9	-2,3
водоснабжение и водоотведение	-1,2	-11,4	-3,7

Источник: Информация о социально-экономическом положении России за январь-апрель 2020 год, Росстат

Наибольший спад в апреле пришелся на виды экономической деятельности, непосредственно связанные с потребительским спросом (платные услуги, розничная торговля). В промышленности наиболее значительное сокращение наблюдается в отраслях, ориентированных на инвестиционный спрос (машиностроение) и производство потребительских товаров, не относящихся к товарам первой необходимости. Фактические показатели потребления электрической энергии в 2019 году определяются динамикой основных показателей социально-экономического развития страны. Объем потребления электрической энергии по ЕЭС России в целом за 2019 год составил 1059,362 млрд , что на 0,36% выше аналогичного показателя 2018 года.

В 2020 году объем потребления электрической энергии по ЕЭС России прогнозируется на уровне 1037,147 млрд , что на 2,1% меньше 2019 года. За январь-апрель 2020 года снижение потребления электрической энергии в годовом выражении составило 1,6%, в т.ч. за апрель - 2,9%.

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 2019 году составила 67,4% от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России (рисунок 2.1).

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2020-2026 годов, разработанный в рамках базового сценария социально-экономического развития России с учетом изменения макроэкономических показателей за 2019 год и прогнозируемым снижением в 2020 году, приведен на рисунке 2.2.

Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1145,135 млрд , что больше объема потребления электрической энергии 2019 года на 85,773 млрд . Превышение уровня 2019 года составит в 2026 году 8,1% при среднегодовом приросте за период - 1,1%.

Относительно высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2021-2022 годах. Повышенный темп прироста в 2021 году спрогнозирован с учетом осуществления мероприятий общенационального плана восстановления экономики (проект вынесен на согласование Правительством РФ).

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 сетевыми организациями технических условиях, а также заключенных договорах об осуществлении технологического присоединения 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 к схеме и программе ЕЭС России.

При разработке 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 2,8%, 1,4%, 1,4% 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 2019 и 2026 годах.

Таблица 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период до 2026 года, млрд

	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
ОЭС Северо-Запада	94,959	93,054	95,438	97,001	97,795	99,020	99,284	99,879
годовой темп прироста, %	-0,07	-2,01	2,56	1,64	0,82	1,25	0,27	0,60	0,72
ОЭС Центра	241,946	240,159	244,970	248,579	250,775	253,340	254,986	257,945
годовой темп прироста, %	-0,26	-0,74	2,00	1,47	0,88	1,02	0,65	1,16	0,92
ОЭС Средней Волги	109,085	104,528	109,712	112,322	113,528	114,855	115,057	115,599
годовой темп прироста, %	-1,01	-4,18	4,96	2,38	1,07	1,17	0,18	0,47	0,83
ОЭС Юга	101,283	99,174	104,036	106,269	108,258	110,447	110,984	111,766
годовой темп прироста, %	-0,98	-2,08	4,90	2,15	1,87	2,02	0,49	0,70	1,42
ОЭС Урала	260,357	249,505	256,234	265,725	270,717	274,888	276,441	278,330
годовой темп прироста, %	-0,30	-4,17	2,70	3,70	1,88	1,54	0,56	0,68	0,96
ОЭС Сибири	211,423	209,701	216,190	223,301	225,548	230,774	231,402	232,608
годовой темп прироста, %	0,61	-0,81	3,09	3,29	1,01	2,32	0,27	0,52	1,37
ОЭС Востока	40,308	41,026	41,271	42,116	43,239	44,915	46,650	49,008
годовой темп прироста, %	17,87*	1,78	0,60	2,05	2,67	3,88	3,86	5,05	2,83
ЕЭС России	1059,362	1037,147	1067,851	1095,313	1109,860	1128,239	1134,804	1145,135
годовой темп прироста, %	0,36	-2,10	2,96	2,57	1,33	1,66	0,58	0,91	1,12

______________________________

* с учетом присоединения к ЕЭС России Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) с 2019 года

Таблица 2.5 - Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии по ОЭС в соответствии с прогнозом потребления электрической энергии на 2026 год

Наименование	2019 год, факт		2026 год, прогноз
Наименование	млрд	%	млрд	%
ОЭС Северо-Запада	94,959	9,0	99,879	8,7
ОЭС Центра	241,946	22,8	257,945	22,5
ОЭС Средней Волги	109,085	10,3	115,599	10,1
ОЭС Юга	101,283	9,6	111,766	9,8
ОЭС Урала	260,357	24,6	278,330	24,3
ОЭС Сибири	211,423	20,0	232,608	20,3
ОЭС Востока	40,308	3,8	49,008	4,3
ЕЭС России	1059,362	100,0	1145,135	100,0

2.2 ОЭС Северо-Запада

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Северо-Запада в 2019 году составил 94,959 млрд , что ниже уровня предыдущего года на 0,1%. К 2026 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада прогнозируется на уровне 99,879 млрд (рисунок 2.3). Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию за период 2020-2026 годов составит 0,7%.

Добыча полезных ископаемых, производство нефтепродуктов, продукции целлюлозно-бумажной и деревообрабатывающей промышленности, машиностроения, строительных материалов, а также развитие транспорта - 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.

Ожидаемый рост добычи нефти на территории Тимано-Печерской нефтегазовой провинции, в том числе на Харьягинском месторождении (Ненецкий автономный округ), предполагает внедрение методов повышения нефтеотдачи. Рост добычи нефти на территории ОЭС Северо-Запада и увеличение поставок нефти по нефтепроводам "Балтийской трубопроводной системы-2" способствуют росту объема и глубины нефтепереработки.

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 ориентировано на расширение и модернизацию существующих 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 и направлено на совершенствование 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 в процессе 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.

Более 70,0% прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада за период 2020-2026 годов формируется в энергосистеме города Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Город Санкт-Петербург и Ленинградская область остаются субъектами, обеспечивающими основной экономический и инновационный потенциал Северо-Западного региона. В 2019 году на долю энергосистемы города Санкт-Петербурга и Ленинградской области приходится 49,4% всего потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада. В 2026 году этот показатель вырастет до 50,5% с учетом опережающих темпов прироста потребления электрической энергии. При этом объем спроса на электрическую энергию возрастет в 2026 году на 7,5% до 50,450 млрд при 46,917 млрд в 2019 году.

Рост спроса на электрическую энергию в энергосистеме города Санкт-Петербурга и Ленинградской области в первую очередь связан с планируемым крупномасштабным жилищным строительством, строительством торгово-досуговых и бизнес-центров, технопарков в области информационных технологий, туристско-рекреационных и гостиничных комплексов, осуществляемых крупнейшими фирмами Северо-Запада (ООО "ЛСР Недвижимость-Северо-Запад", ООО "Главстрой-СПб", ООО "Сэтл Сити" и другие). Рост спроса на электрическую энергию в производственном секторе определяется развитием существующих предприятий обрабатывающего производства (ООО "Тихвинский ферросплавный завод", ООО ПО "КИНЕФ" ОАО "Сургутнефтегаз", ООО "Балтийский карбамидный завод") и предприятий транспорта (ООО "Транснефть-Балтика"), дальнейшим оснащением и расширением многофункционального морского перегрузочного комплекса "Бронка" ООО "Феникс", и развитием 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 спрос на электрическую энергию в энергосистеме Калининградской области вырастет относительно 2019 года на 5,0% до 4,673 млрд в 2026 году при среднегодовых темпах прироста 0,7%. Перспективный рост потребления электрической энергии в регионе определяется развитием производственного сектора, созданием индустриальных парков ("Храброво", "Черняховск") и реализацией проекта ООО "К-Поташ Сервис" - строительства рудника и обогатительной фабрики по добыче калийно-магниевых солей.

2.3 ОЭС Центра

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Центра в 2019 году составил 241,946 млрд , что на 0,3% ниже уровня предыдущего года. К 2026 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра прогнозируется на уровне 257,945 млрд (рисунок 2.4). Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию за период 2020-2026 годов составит 0,9%.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Центра является энергосистема города 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 2020-2026 годов 0,8%. Объем потребления к 2026 году прогнозируется на уровне 113,591 млрд при объеме потребления электрической энергии в 2019 году - 107,694 млрд . 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 городе Москве. 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 городу Москве, 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).

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 6,6% и 5,6% соответственно.

В энергосистеме Белгородской области прогнозируемый рост спроса на электрическую энергию объясняется расширением существующих предприятий. К их числу относятся один из крупнейших российских производителей железорудного сырья АО "Стойленский ГОК"; ООО "Корпанга" - разработка Яковлевского месторождения железной руды подземным способом; производитель синтетического сапфира для высокотехнологичных применений в электронной и оптоэлектронной промышленности - ООО "БЗС "Монокристалл"; производитель цемента - ЗАО "Осколцемент" и ГК "ЭФКО" - аграрно-промышленная компания по производству пищевых ингредиентов. Осуществляется реализация крупнейшего инвестиционного проекта - тепличный комплекс ООО "Гринхаус", к моменту завершения строительства общие производственные площади тепличного косплекса достигнут 108 га, а объемы получаемой продукции составят не менее 95 тыс. тонн в год.

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

Объем потребления электрической энергии энергосистемы Липецкой области увеличится по сравнению с 2019 годом на 5,9% до 13,642 млрд к 2026 году при среднегодовых темпах прироста 0,8%. Доля энергосистемы от общего потребления электрической энергии ОЭС Центра на протяжении всего рассматриваемого периода не изменится и останется на уровне 5,3%. 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"). В промышленном производстве предполагается развитие предприятий, входящих в Особую экономическую зону промышленно-производственного типа "Липецк".

Прогноз спроса на электрическую энергию в энергосистеме Воронежской области составит в 2026 году 12,645 млрд , что на 0,929 млрд выше, чем в 2019 году. Доля энергосистемы от общего потребления электрической энергии ОЭС Центра к концу прогнозного периода оценивается на уровне 4,9%. Большая часть прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию будет определяться увеличением потребления электроэнергии на собственные нужды Нововоронежской АЭС и Воронежской ТЭЦ-1 в связи с вводом в эксплуатацию нового генерирующего оборудования, а также развитием промышленных производств. Планируется расширение действующего предприятия АО "Минудобрения" - химического завода минеральных удобрений, специализирующегося на производстве аммиачных и азотных удобрений, модернизация производства на АО "Воронежсинтезкаучук", а также реализацией масштабного проекта по строительству тепличного комплекса 5-го поколения по производству плодоовощной продукции в закрытом грунте - ГК "Родина".

Среди субъектов Российской Федерации, экономика которых ориентирована на промышленное производство, наибольший прирост спроса на электрическую энергию за рассматриваемый прогнозный период ожидается в энергосистемах Калужской и Тульской областей.

Прирост потребления электрической энергии в энергосистеме Калужской области составит к 2026 году 17,9% при среднегодовом приросте за 2020-2026 годы - 2,4%. Доля энергосистемы от общего потребления электрической энергии ОЭС Центра к 2026 году увеличится до 3,1% при 2,8% в 2019 году. Прогнозируемое увеличение спроса на электрическую энергию будет определяться появлением 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 Особую экономическую зону промышленно-производственного типа "Калуга", завода ООО "ФОЛЬКСВАГЕН Груп Рус", расширяющего свои производственные площадки.

В энергосистеме Тульской области прирост потребления электрической энергии составит к 2026 году 19,2% при среднегодовом приросте за 2020-2026 годы - 2,5%. Доля энергосистемы от общего потребления электрической энергии ОЭС Центра к 2026 году увеличится до 4,8% при 4,3% в 2019 году. К числу крупных предприятий, по которым ожидается расширение производственных мощностей, относятся: ПАО "Тулачермет" - ведущий российский производитель товарного чугуна; Объединенная химическая компания ООО "Щекиноазот" - производство промышленной химии; АО НАК "Азот" - производитель азотных удобрений и аммиака. 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. К концу прогнозного периода ожидается ввод на полную мощность нового металлургического завода по выпуску изделий из легированной стали на основе жидкого чугуна с низким содержанием примесей - ООО "Тулачермет-Сталь".

Таким образом, направлениями, формирующими 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 2019 году составил 109,085 млрд , что на 1,0% ниже уровня предыдущего года. В 2026 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Средней Волги прогнозируется на уровне 115,599 млрд (рисунок 2.5). Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию за период 2020-2026 годов составит 0,8%.

На долю четырех крупных энергосистем ОЭС Средней Волги - энергосистемы Республики Татарстан, Самарской, Нижегородской и Саратовской областей приходится 80,5% суммарного электропотребления ОЭС к концу рассматриваемого периода (при 80,1% в 2019 году).

Энергосистема Республики Татарстан является крупнейшей энергосистемой ОЭС Средней Волги. Объем спроса на электрическую энергию в 2026 году прогнозируется на уровне 32,246 млрд при объеме потребления в 2019 году - 30,590 млрд , со среднегодовым приростом (0,8%) за период 2020-2026 годов. Прирост электропотребления определяется ростом спроса со стороны таких крупных промышленных потребителей как АО "ТАНЕКО" (переработка нефти), ПАО "КАМАЗ", так и развитием жилищного сектора, предприятий сферы услуг. Рост потребности в электрической энергии связан с развитием Особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Алабуга" на территории Елабужского района, где основными резидентами являются предприятия по крупноузловой сборке автомобилей, по производству автокомпонентов, строительных материалов, товаров массового потребления. При этом доля энергосистемы в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Средней Волги к концу прогнозного периода составит 27,9%.

В энергосистеме Самарской области объем спроса на электрическую энергию в 2026 году прогнозируется на уровне 24,580 млрд при объеме потребления в 2019 году - 23,263 млрд со среднегодовым приростом за период 2020-2026 годов - 0,8%. Прогнозируемый прирост потребления электрической энергии будет обусловлен развитием промышленных производств, в том числе по профилирующим направлениям - химическое производство, строительство, сельскохозяйственное производство (в том числе ООО "Агроинвест").

В энергосистеме Нижегородской области объем спроса на электрическую энергию в 2026 году прогнозируется на уровне 22,539 млрд при объеме потребления в 2019 году - 20,898 млрд со среднегодовым приростом за период 2020-2026 годов 1,1%. При этом доля энергосистемы от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к концу прогнозного периода оценивается на уровне 19,5% (19,2% в 2019 году). Рост спроса на электрическую энергию связан с расширением производственных мощностей АО "Выксунский металлургический завод" (строительство литейно-прокатного комплекса), с деятельностью строительных компаний, среди которых компания ООО "Инградстрой", осуществляющая полный цикл работ в сфере коммерческой и жилой недвижимости от концептуальной разработки до строительства и последующего управления объектами, ООО "ПСК" и ООО "К.С.Регион" - строительство жилых и нежилых зданий. Осуществляется реализация инвестиционного проекта по строительству завода по углубленной переработке тяжелых нефтяных остатков - АО "НПП "Макстон-Дзержинск".

В энергосистеме Саратовской области объем спроса на электрическую энергию в 2026 году прогнозируется на уровне 13,674 млрд при объеме потребления в 2019 году - 12,676 млрд со среднегодовым приростом за период 2020-2026 годов 1,1%. При этом доля энергосистемы от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к концу прогнозного периода несколько возрастает - до 11,8% (при 11,6% в 2019 году). Рост спроса на электрическую энергию будет определяться развитием действующего металлургического мини-завода по производству сортового проката строительного назначения - АО "Металлургический завод Балаково", деятельностью в сфере управления арендным и собственным нежилым недвижимым имуществом - ООО "Русресурс", а также увеличением нагрузки со стороны железнодорожного транспорта (филиал ОАО "РЖД" Юго-Восточная железная дорога).

2.5 ОЭС Юга

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2019 году составил 101,283 млрд , что на 1,0% ниже уровня предыдущего года. К 2026 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируется на уровне 111,766 млрд (рисунок 2.6). Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию за период 2020-2026 годов составит 1,4%.

Суммарная доля пяти наиболее крупных энергосистем - Республики Адыгея и Краснодарского края, Волгоградской и Ростовской областей, Ставропольского края и Республики Крым и г. Севастополь - увеличивается к 2026 году в общем потреблении электрической энергии в ОЭС Юга до 80,4%.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Юга является энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края, величина спроса на электрическую энергию, которой на уровне 2026 года составит 32,282 млрд при 27,628 млрд в 2019 году. К концу прогнозного периода доля энергосистемы в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Юга увеличится и составит 28,9%. Прогнозируемое снижение потребления электрической энергии в 2020 году составит 1,8%. В последующие годы прогнозируются относительно высокие темпы роста потребления электрической энергии до 2024 года с замедлением в 2025-2026 годах. Перспективная динамика изменения потребности в электрической энергии обусловлена особенностями социально-экономического развития территории энергосистемы в предстоящие годы.

Значительная часть прогнозируемого прироста потребления электрической энергии будет определяться дальнейшим развитием существующих на территории энергосистемы предприятий, в первую очередь, промышленных. Увеличение потребления электрической энергии в промышленном производстве будет обусловлено планируемой с 2022 года реализацией проектов по модернизации и расширению предприятий нефтепереработки (ООО "Афипский НПЗ", ООО "Ильский НПЗ", ООО "РН-Туапсинский НПЗ"); проекта по строительству пятой очереди на Абинском электрометаллургическом заводе (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 в связи с реализацией крупнейшего инвестиционного проекта по созданию на Таманском полуострове "Портово-индустриального парка ОТЭКО", включающего терминалы по перегрузке зерна и навалочных грузов, базу крупногабаритных и тяжеловесных грузов, а также химические и нефтехимические производства, будет способствовать повышению доли потребления электрической энергии на транспорте.

Дополнительный спрос на электрическую энергию будет формироваться в сельском хозяйстве Краснодарского края за счет строительства на его территории тепличных комплексов (ООО "Тепличный комплекс "Зеленая линия").

Во второй по величине энергосистеме Ростовской области в 2020 году ожидается значительное снижение объема потребления электрической энергии (на 6,3%). За семь лет спрос на электрическую энергию вырастет на 5,5% до 19,925 млрд при среднегодовых темпах прироста 0,8%, что существенно ниже среднего по ОЭС Юга. Соответственно, доля энергосистемы в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга снижается до 17,8% в 2026 году.

На территории энергосистемы Ростовской области не предусматривается реализация крупных инвестиционных проектов.

Объем спроса на электрическую энергию в энергосистеме Волгоградской области увеличится к 2026 году на 6,3% до 17,254 млрд при среднегодовых темпах прироста 0,9%. 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 15,4% в 2026 году.

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Ставропольского края увеличится за прогнозный период на 8,2% и составит 11,203 млрд к 2026 году при среднегодовых темпах прироста 1,1%. Доля энергосистемы в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга незначительно снижается к 2026 году относительно 2019 года (до 10,0%). Большая часть прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию будет определяться предполагаемым строительством тепличных комплексов в Изобильненском (ООО "Солнечный дар") и Грачевском районах (ООО "Интер-Юг").

Объем спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Крым и г. Севастополь увеличится относительно 2019 года на 17,6% и составит в 2026 году 9,222 млрд . Среднегодовой темп прироста по энергосистеме выше среднегодового прироста по ОЭС Юга в 1,6 раза. Соответственно доля энергосистемы в общем объеме потребления электрической энергии ОЭС Юга увеличится к концу прогнозного периода до 8,3% (в 2019 году - 7,7%). Абсолютный прирост потребления электрической энергии относительно 2019 года к концу прогнозного периода составит 1,379 млрд . Значительная его часть будет определяться реализацией проектов по созданию индустриальных парков ("Бахчисарай", "Евпатория", в г. Феодосия), вводом гостиничных комплексов и других объектов курортной инфраструктуры, развитием тепличных комплексов (ООО ТК "Белогорский", ООО ТК "Солнечный") и строительством цементного завода (ООО "Альтцем").

2.6 ОЭС Урала

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Урала составил в 2019 году 260,357 млрд , что на 0,3% ниже уровня предыдущего года. В 2026 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала прогнозируется на уровне 278,330 млрд (рисунок 2.7). Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию за период 2020-2026 годов составит 1,0%.

Прогнозируемые темпы прироста спроса несколько ниже средних показателей по ЕЭС России и определяются развитием экономики и, прежде всего, особенностями развития профилирующих производств нефте-, газодобычи и металлургии. Развитие нефтегазового комплекса связано c увеличением объемов добычи и переработки углеводородного сырья. В числе крупных потребителей энергии предприятия по добыче и переработке нефти и газа - структуры ПАО "НК "Роснефть" (ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "РН-Уватнефтегаз", АО "РН-Няганьнефтегаз"), АО "Славнефть-Мегионнефтегаз", ООО "Соровскнефть", ПАО "Сургутнефтегаз", ООО "ЗапСибНефтехим" (крупнейший современный нефтехимический комплекс в России, входящий в пятерку самых масштабных мировых инвестиционных проектов нефтехимической отрасли).

В числе потребителей электрической энергии, формирующих перспективный спрос в металлургии с увеличением объемов производства, рассматриваются следующие крупные предприятия - АО "КУМЗ" (Каменск-Уральский металлургический завод"), АО "НЛМК-Урал" (Свердловская область), ПАО "Магнитогорский металлургический комбинат", ПАО "Челябинский металлургический комбинат" (Челябинская область), Металлоинвест АО "Уральская Сталь" (город Новотроицк, Оренбургская область).

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Урала в 2026 году доля трех энергосистем - Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов Свердловской и Челябинской областей сохраняется на высоком уровне - 66,7% (66,1% в 2019 году).

В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию, энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов характеризуется сравнительно высокими среднегодовыми темпами прироста потребления электрической энергии в период 2020-2026 годов - 1,4% с объемом потребления электрической энергии на уровне 2026 года - 103,280 млрд .

Наиболее крупные проекты, обеспечивающие прирост потребления электрической энергии, связаны с добычей и переработкой нефти и газа (ПАО "Сургутнефтегаз", ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "РН-Уватнефтегаз", АО "Славнефть-Мегионнефтегаз"), а также подготовкой нефти к сдаче в магистральный нефтепровод "Заполярье-Пурпе". В числе крупных потенциальных потребителей - газоперерабатывающий комплекс Майский в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Ключевая задача проекта - повышение эффективности монетизации газа, добываемого на месторождениях Нефтеюганского района, утилизация попутного нефтяного газа и создание продуктов с высокой добавленной стоимостью. Динамика потребления электрической энергии в энергосистеме Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов (37,1% от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Урала на уровне 2026 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 2026 года прогнозируется в объеме 45,016 млрд , что соответствует среднегодовому приросту 0,6% за период 2020-2026 годов. Крупные инвестиционные проекты связаны с развитием металлургии - в первую очередь, на АО "КУМЗ", АО "НЛМК-Урал", АО "РУСАЛ Урал" с филиалами "РУСАЛ Краснотурьинск" и "РУСАЛ Каменск-Уральский", предприятий машиностроения - ПАО "Машиностроительный завод им. М.И. Калинина", промышленности строительных материалов, в том числе АО "Известь Сысерти", сельскохозяйственного производства (выращивание однолетних культур - АО "Зеленая Долина"). Доля энергосистемы Свердловской области в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Урала незначительно снижается - до 16,2% в 2026 году при 16,5% в 2019 году.

Потребление электрической энергии в энергосистеме Челябинской области в 2026 году прогнозируется в объеме 37,263 млрд со среднегодовым приростом 0,7% за период 2020-2026 годов. Динамика спроса на электрическую энергию определяется развитием профилирующего металлургического производства с реконструкцией и модернизацией крупных металлургических предприятий - ПАО "Магнитогорский металлургический комбинат", ПАО "Челябинский металлургический комбинат", ПАО "Челябинский цинковый завод"; развитием ядерного оружейного комплекса - ФГУП "ПО "Маяк".

В числе новых крупных потребителей региона: АО "Томинский горно-обогатительный комбинат" (переработка медно-порфировых руд); ООО "Троицкий металлургический завод" (производство металлического марганца), ООО "Индустриальный парк "Станкомаш" (площадка высокотехнологичных производств). Доля энергосистемы Челябинской области в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Урала снижается с 13,7% в 2019 году до 13,4% в 2026 году.

В энергосистеме Республики Башкортостан при среднегодовом темпе роста 0,7% за период 2020-2026 годов, прогнозируемый уровень спроса на электрическую энергию составит 28,868 млрд , что на 5,2% выше уровня 2019 года. Увеличение электропотребления связано с развитием территориальных химических и нефтехимических производств (ПАО АНК "Башнефть", АО "ПОЛИЭФ", АО "Башкирская содовая компания"), а также с наращиванием объемов производства продукции ООО "Башкирская медь", входящей в состав Уральской горно-металлургической компании.

2.7 ОЭС Сибири

Величина потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2019 году составила 211,423 млрд , что на 0,6% выше уровня предыдущего года. К 2026 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири прогнозируется на уровне 232,608 млрд (рисунок 2.8). Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию за период 2020-2026 годов составит 1,4%.

Преобладающая часть (более 80,0%) общего прогнозируемого прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири обусловлена его ожидаемым увеличением в энергосистемах Иркутской области, Красноярского края и Кемеровской области.

Иркутская область является регионом - лидером роста валового регионального продукта и промышленного производства в прогнозный период. На долю энергосистемы Иркутской области приходится 45,0% прироста спроса на электрическую энергию ОЭС Сибири. Объем спроса на электрическую энергию по энергосистеме Иркутской области увеличится на 9,587 млрд и в 2026 году составит 65,068 млрд при среднегодовом приросте 2,3% за 2020-2026 годы (среднегодовой прирост по ОЭС Сибири 1,4%). Прогнозируемый до 2026 года прирост спроса на электрическую энергию в энергосистеме будет определяться, наряду с предполагаемым увеличением производства алюминия, вводом новых крупных потребителей, модернизацией и реконструкцией действующих производств. Значительный вклад (более 60,0%) в перспективный прирост потребления электрической энергии на территории энергосистемы ожидается в результате поэтапного ввода в эксплуатацию Тайшетского алюминиевого завода. Иркутская нефтяная компания (ООО "ИНК") реализует на территории области крупный проект по добыче и переработке природного газа на базе Ярактинского и Марковского нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ). В ближайшие годы в городе Усть-Куте в рамках реализации газового проекта будет построен завод по производству полимеров (полиэтилена низкой и высокой плотности), сырьем будет этан, вырабатываемый на построенном ООО "ИНК" Усть-Кутском ГПЗ. Также предполагается строительство завода неорганической химии (ЗНХ).

В городе Братске планируется строительство электрометаллургического завода (ЗАО "СЭМЗ").

Развитие существующих золотодобывающих предприятий и освоение новых перспективных месторождений на территории Иркутской области увеличат спрос на электрическую энергию в Бодайбинском районе (АО "Витимэнерго"). Компания ООО "СЛ Золото", созданная для освоения золоторудного месторождения Сухой Лог, планирует запустить производство к 2026 году. АО "Тонода" осваивает месторождение "Чертово корыто". Существенное увеличение потребности в электрической энергии будет связано с реализацией масштабного проекта по реконструкции и расширению, в том числе на территории Иркутской области, Транссибирской и Байкало-Амурской железнодорожных магистралей. В рамках программы расширения пропускной способности 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 будут введены на полную мощность НПС-2, 3; НПС-5; НПС-7; НПС-8, 9.

Во второй по величине энергосистеме Красноярского края прогнозируется рост потребления электрической энергии на 6,559 млрд до 53,569 млрд в 2026 году (со среднегодовыми темпами за период 1,9%). Высокий темп прироста прогнозируется в 2024 году, что связано со значительным ростом нагрузки ЗАО "Богучанский алюминиевый завод", введенного в эксплуатацию в 2015 году.

Прирост потребления электрической энергии обусловлен также расширением и модернизацией ряда промышленных предприятий: 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 поселке городского типа Раздолинск, ФГУП "НО РАО", Ачинского нефтеперерабатывающего завода (АО "АНПЗ ВНК").

Дополнительный существенный прирост потребления электрической энергии в период до 2026 года будет связан с созданием новых производств на предприятии АО "КрасЛесИнвест" (Богучанский район) и предполагаемым строительством в Енисейском районе электрохимического комплекса ООО "Сибирский лес".

Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Республики Тыва характеризуется повышенными темпами прироста с 2022 года при среднегодовом приросте за период 5,9%. Наиболее высокие приросты прогнозируются в 2023 и 2024 годах, что связано с ожидаемым строительством ГОК на базе крупнейшего Ак-Сугского медно-порфирового месторождения. Строительство Ак-Сугского ГОК (производство медного концентрата) в Республике Тыва и Кингашского ГОК (производство никелево-медного концентрата) в Красноярском крае является частью комплексного проекта "Енисейская Сибирь".

С 2023 года на территории Республики Тыва прогнозируется ввод в эксплуатацию участка железной дороги Элегест - Кызыл - Курагино.

В энергосистеме Кемеровской области объем спроса на электрическую энергию в 2026 году составит 32,479 млрд при среднегодовом приросте за 2020-2026 годы 0,3%. В результате доля энергосистемы к концу прогнозного периода снизится до 14,0% (в 2019 году - 15,0%). Прогнозируемый рост потребления электрической энергии будет обусловлен увеличением потребления электрической энергии на АО "Кузнецкие ферросплавы", АО "СУЭК-Кузбасс", КАО "Азот", обогатительной фабрике ООО ОФ "Талдинская", вводом ГОК "Жерновский - 1", объектов ООО "Регионстрой".

Спрос на электрическую энергию в энергосистеме Новосибирской области в 2026 году составит 16,916 млрд при среднегодовом темпе прироста 0,5%. Основной прирост спроса на электрическую энергию и мощность прогнозируется в связи со строительством жилых массивов и инфраструктурных объектов.

Среднегодовой темп прироста потребления электрической энергии по энергосистеме Омской области прогнозируется на уровне 1,1%. 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 1,187 млрд , который к 2026 году составит 9,333 млрд . Большая часть прироста потребности в электрической энергии в энергосистеме до 2026 года будет связана с осуществлением проектов по освоению месторождений полиметаллических руд - набору нагрузки Быстринского ГОК и Удоканского горно-металлургического комбината (ООО "Байкальская горная компания").

2.8 ОЭС Востока

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Востока составил в 2019 году 40,308 млрд , что на 17,9% выше уровня предыдущего года и обусловлено изменениями в территориальной структуре энергозоны Востока - присоединением с 2019 года Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока. В 2026 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока прогнозируется на уровне 49,008 млрд (рисунок 2.9). Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию за период 2020-2026 годов составит 2,8%.

Темпы прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока в период 2020-2026 годов определяются экономическим развитием региона - динамикой промышленного производства, развитием объектов транспортной и социальной инфраструктуры, масштабами жилищного строительства.

В самой крупной энергосистеме ОЭС Востока - энергосистеме Приморского края, на долю которой приходится 33,1% суммарного потребления электрической энергии ОЭС Востока, к концу рассматриваемого периода уровень спроса на электрическую энергию прогнозируется в объеме 14,667 млрд при 13,346 млрд в 2019 году, что соответствует среднегодовому приросту 1,4% за период 2020-2026 годов. В числе крупных проектов - АО "Дальневосточный центр судостроения и судоремонта" АО "ДВЗ Звезда", ООО "Промышленный парк УССУРИЙСКИЙ", АО "Морской порт "Суходол" - специализированный грузовой порт для обеспечения доступа к портовой инфраструктуре малых и средних угледобывающих предприятий. Проекты АО "Корпорация развития Дальнего Востока" связаны с энергоснабжением промпарка в границах территории опережающего социально-экономического развития (далее - ТОСЭР) Надеждинская (многопрофильная производственно-логистическая площадка типа "гринфилд"), агрокомплекса - ТОСЭР "Михайловский".

В энергосистеме Хабаровского края и Еврейской автономной области потребление электрической энергии прогнозируется на уровне 12,046 млрд в 2026 году со среднегодовым приростом 2,0% за период 2020-2026 годов. Рост спроса на электрическую энергию связан, в первую очередь, с развитием профилирующих производств - переработкой нефти на ООО "РН-Комсомольский НПЗ" и АО "ННК-Хабаровский НПЗ".

В числе крупных проектов - модернизация производства на ООО "Амурский гидрометаллургический комбинат"; освоение крупного Малмыжского месторождения золота и меди в Нанайском районе (ООО "Амур Минералс"). В числе транспортных проектов: АО "Хабаровский аэропорт", ООО "Дальневосточный Ванинский порт", НАО "Прайм", АО "Ванинский морской торговый порт" - стивидорная компания, предоставляющая погрузочно-разгрузочные и сопутствующие транспортно-экспедиционные услуги; ввод в эксплуатацию НПС-32 (Смидовичский район ЕАО), выход на полную мощность НПС-34 и НПС-36 (Хабаровский край). Расширение границ ТОСЭР "Хабаровск" площадка "Ракитное" и ТОСЭР "Комсомольск" площадка "Парус" и появление новых резидентов позволят осуществлять дальнейшее развитие промышленного производства региона. Согласно прогнозу доля энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области в суммарном объеме потребления электрической энергии ОЭС Востока снижается за рассматриваемый период с 26,0% до 24,6%.

В энергосистеме Амурской области потребление электрической энергии прогнозируется на уровне 13,472 млрд в 2026 году со среднегодовым приростом 6,2% за период 2020-2026 годов. В рассматриваемой перспективе планируются к реализации такие крупные промышленные проекты, как комплекс по переработке газа "Амурский газоперерабатывающий завод" и ООО "Амурский газохимический комплекс" (Свободненский район) с мощностью по производству этилена в объеме 1,5 млн тонн в год с дальнейшей переработкой в полиэтилен. В числе транспортных проектов - строительство НПС-23 и НПС-26 в рамках расширения пропускной способности НС "ВСТО" ("Транснефть-Восток"). Согласно прогнозу, доля энергосистемы Амурской области в суммарном объеме потребления электрической энергии ОЭС Востока с учетом ввода энергоемких потребителей и опережающих темпов прироста электропотребления за период 2020-2026 годов существенно возрастает - с 22,0% до 27,5%.

В энергорайонах Республики Саха (Якутия) - Южном, Центральном и Западном - потребление электрической энергии прогнозируется на уровне 8,823 млрд в 2026 году со среднегодовым приростом 2,1% за период 2020-2026 годов. В рассматриваемой перспективе планируются к реализации следующие крупные проекты - АО "ГОК Денисовский" (строящаяся шахта "Восточная Денисовская") и ГОК "Инаглинский (строительство обогатительной фабрики "Инаглинская-2"); разработка Чаяндинского НГКМ (ООО "Газпром добыча Ноябрьск"), являющегося основным при формировании Якутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода "Сила Сибири". Рост спроса на электрическую энергию со стороны трубопроводного транспорта связан с сооружением компрессорных станций на газопроводе "Сила Сибири" (ООО "Газпром Трансгаз Томск"); с расширением НС "ВСТО" - обеспечение бесперебойного электроснабжения с учетом реконструкции и модернизации НПС на территории Западного и Южного энергорайонов (ООО "Транснефтьэнерго"). В целом, доля энергосистемы Республики Саха (Якутия) в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Востока уменьшается за рассматриваемый период с 18,9% до 18,0%.

Выводы:

1. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на 2020-2026 годы (среднегодовой темп прироста потребления электрической энергии по ЕЭС России за прогнозный период 2020-2026 годы - 1,12%) сформирован в рамках основных параметров обновленного макроэкономического прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2020-2023 годы, подготовленного Министерством экономического развития Российской Федерации (май 2020 года) с учетом возможных масштабных последствий эпидемиологической ситуации в стране для предстоящего экономического развития. На перспективу после 2023 года приняты параметры прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года (утвержден Правительством Российской Федерации 22.11.2018, протокол N 34, раздел II, пункт 2). В базовый сценарий заложена предпосылка успешной реализации структурных мер экономической политики, направленных на достижение национальных целей развития, установленных Указом Президента Российской Федерации от 07.05.2018 N 204 "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года".

2. Объем спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1145,135 млрд , что больше объема потребления электрической энергии 2019 года на 85,773 млрд . Превышение уровня 2019 года составит в 2026 году 8,1% при среднегодовых темпах прироста за период 1,12%.

Относительно высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России ожидаются в 2021-2024 годах. Основными факторами увеличения потребления электрической энергии в эти годы является существенный прирост объема потребления электрической энергии в ОЭС Востока и ввода новых производственных мощностей алюминиевых заводов на территории ОЭС Сибири.

3. В таблице 2.6 представлен перечень энергосистем, для которых среднегодовой темп прироста электропотребления за период 2020-2026 годов превышает 2%.

Таблица 2.6 - Перечень энергосистем, среднегодовой темп прироста электропотребления которых превышает 2%

Энергосистема	Среднегодовой темп прироста электропотребления за 2020-2026 гг., %	Потребители, формирующие основную часть прироста электропотребления
Калужской области	2,38	Расширение производственных мощностей на металлургическом заводе ООО "НЛМК-Калуга" и ООО "ФОЛЬКСВАГЕН Групп Рус"; Развитие предприятий, входящих в ОЭЗ ППТ "Калуга", а также в действующих индустриальных парках и технопарках
Тульской области	2,54	Расширение производства на химических предприятиях ООО ОХК "Щекиноазот" и АО НАК "Азот"; ввод на полную мощность нового металлургического завода АО "Тулачермет-Сталь"; строительство тепличного комплекса "Тульский"
Республики Адыгея и Краснодарского края	2,25	Модернизация и расширение существующих предприятий нефтепереработки (ООО "Афипский НПЗ", ООО "Ильский НПЗ", ООО "РН - Туапсинский НПЗ"); расширение производства на предприятии ОАО "Новоросцемент"; реализация проекта Группы компаний ОТЭКО по развитию портово-индустриального парка на Таманском полуострове; строительство тепличного комплекса "Зеленая линия"
Республики Крым и города Севастополя	2,34	Реализация проектов по созданию индустриальных парков ("Бахчисарай", "Евпатория" и в г. Феодосия); ввод тепличных комплексов (ТК "Белогорский", ТК "Солнечный"); строительство цементного завода ООО "Альтцем"; строительство объектов курортно-туристического назначения
Иркутской области	2,30	Строительство и ввод Тайшетского алюминиевого завода; поэтапный набор нагрузки НПС ООО "Транснефть-Восток"; ввод Усть-Кутского завода полимеров ООО "Иркутская нефтяная компания"; развитие существующих и освоение новых золоторудных месторождений ("СЛ Золото", "Чертово корыто")
Республики Тыва	5,90	Строительство ГОК ООО "Голевская ГРК" (производство медного концентрата) на базе Ак-Сугского месторождения; ввод участка железной дороги Элегест - Кызыл - Курагино
Амурской области	6,16	Поэтапный набор нагрузки НПС ООО "Транснефть - Дальний Восток"; рост добычи золота (Покровский и Маломырский рудники); развитие Космического Центра "Восточный"; строительство и ввод объектов Амурского газохимического комплекса и Амурского газоперерабатывающего завода
Республики Саха (Якутия)	2,13	Ввод объектов для освоения Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения; подготовка для транспортировки по газопроводу "Сила Сибири" - ввод в эксплуатацию КС ООО "Газпром трансгаз Томск"; поэтапный набор нагрузки НПС ООО "Транснефтьэнерго"; рост добычи угля (ГОК "Денисовский", УК "Колмар")

4. 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 составляет в 2019 году 67,4%, в 2026 году - снижается до 67,1%. Прогнозируемые тенденции региональной динамики потребления электрической энергии приведут к изменениям в территориальной структуре потребления электрической энергии в сторону увеличения доли ОЭС Сибири, ОЭС Востока, ОЭС Юга и уменьшения доли ОЭС Северо-Запада и ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала.

III. Прогноз максимального потребления мощности и характеристики режимов потребления ЕЭС России, ОЭС и по территориям субъектов Российской Федерации на 2020-2026 годы

3.1 ЕЭС России

В соответствии с прогнозным спросом на электрическую энергию, а также с учетом развития и расширения существующих и вводом новых потребителей 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.

В таблице 3.1 выполнен сравнительный анализ динамики изменения годовых объемов потребления электрической энергии и максимумов потребления мощности в осенне-зимний период (далее - 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.

Помимо значения температуры наружного воздуха в день прохождения максимума на величину потребления мощности большое влияние оказывает и эффект продолжительности периода устойчивых низких температур.

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 (среднеарифметическое значение среднесуточных температур наружного воздуха, зафиксированных в сутки прохождения максимума потребления мощности энергосистемы за 10 предшествующих дате формирования прогноза ОЗП). 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 2020-2026 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).

Снижение электропотребления в 2020 году по отношению к 2019 году вызвано эффектом глубокого снижения электропотребления во 2-3 кварталах 2020 года в связи с ограничениями в период пандемии COVID-19. При этом к концу 2020 года ожидается восстановление экономической деятельности, оказавшей наибольший эффект на снижение электропотребления в период пандемии COVID-19, в связи с чем, прогнозное значение максимума потребления мощности в 2020 году прогнозируется выше уровня 2019 года.

Снижение прогнозируемого в период 2020-2026 годов числа часов использования максимальной электрической нагрузки ЕЭС России относительно фактических величин в период 2018-2019 годов обусловлено температурным фактором (фактическая температура наружного воздуха (-15,5°С) превысила уровень используемых при прогнозировании среднемноголетних значений температуры).

Изменение прогнозных значений потребления мощности ЕЭС России на период 2020-2026 годов представлено на рисунке 3.1.

Максимальное потребление мощности ЕЭС России в 2019 году составило 151661 МВт. В 2020 году максимальное потребление мощности ЕЭС России прогнозируется на уровне 155003 МВт. К 2026 году максимальное потребление мощности прогнозируется на уровне 168024 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста максимумов потребления мощности за период 2020-2026 годов 1,5%.

Таблица 3.1 - Динамика потребления электрической энергии и мощности ЕЭС России

Наименование показателя	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Потребление электрической энергии, млрд	989,0	1000,1	1015,7	1009,8	1013,9	1008,3	1026,9	1039,9	1055,6	1059,4
% к прошлому году	4,5%	1,1%	1,6%	-0,6%	0,4%	-0,6%	1,8%	1,3%	1,5%	0,4%
	ОЗП 2009-2010	ОЗП 2010-2011	ОЗП 2011-2012	ОЗП 2012-2013	ОЗП 2013-2014	ОЗП 2014-2015	ОЗП 2015-2016	ОЗП 2016-2017	ОЗП 2017-2018	ОЗП 2018-2019
Максимум потребления мощности, МВт	150012	148861	155226	157425	154709	148847	149246	151170	151615	151877
% к прошлому ОЗП	6,2%	-0,8%	4,3%	1,4%	-1,7%	-3,8%	0,3%	1,3%	0,3%	0,2%
Дата прохождения максимума потребления мощности	17.12.2009	20.12.2010	02.02.2012	21.12.2012	31.01.2014	03.12.2014	25.01.2016	09.01.2017	25.01.2018	24.12.2018
Среднесуточная температура наружного воздуха на день прохождения максимума, t°C	-22,6	-17,0	-23,4	-22,5	-23,2	-14,4	-16,6	-17,9	-17,2	-15,5

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

Наименование показателя	Ед. изм.	Факт		Прогноз
Наименование показателя	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
	млрд	1055,559	1059,362	1037,147	1067,851	1095,313	1109,860	1128,239	1134,804	1145,135
	млрд	2,707	2,593	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777
	млрд	1052,851	1056,769	1034,370	1065,074	1092,536	1107,083	1125,462	1132,027	1142,358
	МВт	151877	151661	155003	157543	161058	162975	165372	166866	168024
	час/год	6932	6968	6673	6761	6783	6793	6806	6784	6799

- годовое потребление электрической энергии;

- годовое потребление электрической энергии на заряд ГАЭС;

- годовое потребление электрической энергии без учета потребления на заряд ГАЭС;

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

- число часов использования максимума потребления мощности.

Разница в прогнозируемых среднегодовых темпах приростов потребления электрической энергии (1,1%) 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 (-19,0°С), которая (является более низкой) ниже фактической температуры 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 в декабре каждого прогнозного года учитывается в полном объеме, а по электрической энергии лишь частично.

Таким образом, накапливается опережающий по годам прирост потребления мощности (в процентах) относительно прироста 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
Наименование показателя	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
	млрд	1021,360	1019,053	996,121	1026,580	1053,197	1066,621	1083,324	1088,154	1096,127
	млрд	2,707	2,593	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777
	млрд	1018,653	1016,460	993,344	1023,803	1050,420	1063,844	1080,547	1085,377	1093,350
	МВт	146954	145886	149226	151614	154985	156761	158937	160225	161237
	час/год	6932	6967	6657	6753	6778	6786	6799	6774	6781

3.2 ОЭС Северо-Запада

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Северо-Запада от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2020 году составит 9,2%. К 2026 году этот показатель немного снизится и прогнозируется на уровне 9,0%. В 2020 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 14860 МВт. К 2026 году максимум потребления мощности составит 15640 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста за период 2020-2026 годов 0,8%.

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

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2020-2026 годов представлено на рисунке 3.2.

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

Наименование Показателя	Ед. изм.	Факт		Прогноз
Наименование Показателя	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
	млрд	95,030	94,959	93,054	95,438	97,001	97,795	99,020	99,284	99,879
	МВт	14404	14833	14860	14960	15170	15263	15453	15548	15640
	час/год	6597	6402	6262	6380	6394	6407	6408	6386	6386
	МВт	14220	14227	14332	14429	14631	14721	14904	14996	15085
	час/год	6683	6675	6493	6614	6630	6643	6644	6621	6621

3.3 ОЭС Центра

В 2020 году доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Центра от максимума потребления мощности ЕЭС России составит 24,8%. К 2026 году этот показатель незначительно снизится до 24,2%. В 2020 году собственный максимум потребления мощности ОЭС прогнозируется на уровне 38383 МВт. К 2026 году максимум потребления мощности достигнет значения 40743 МВт. Среднегодовые темпы прироста потребления мощности за 2020-2026 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
Наименование Показателя	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
	млрд	242,565	241,946	240,159	244,970	248,579	250,775	253,340	254,986	257,945
	млрд	2,563	2,438	2,622	2,622	2,622	2,622	2,622	2,622	2,622
	млрд	240,002	239,508	237,537	242,348	245,957	248,153	250,718	252,364	255,323
	МВт	37396	37189	38383	38757	39373	39652	40093	40491	40743
	час/год	6418	6440	6189	6253	6247	6258	6253	6233	6267
	МВт	36453	36958	38383	38757	39373	39652	40093	40491	40743
	час/год	6584	6481	6189	6253	6247	6258	6253	6233	6267

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2020-2026 годов.

3.4 ОЭС Средней Волги

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Средней Волги от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2020 году оценивается в 10,6%. К 2026 году ожидается ее незначительное снижение до 10,5%. В 2020 году собственный максимум потребления мощности составит 16735 МВт. К 2026 году он увеличится до 17990 МВт при среднегодовых темпах прироста за 2020-2026 годы - 1,0%.

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
Наименование Показателя	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
	млрд	110,198	109,085	104,528	109,712	112,322	113,528	114,855	115,057	115,599
	МВт	16388	16760	16735	17002	17417	17617	17795	17904	17990
	час/год	6724	6509	6246	6453	6449	6444	6454	6426	6426
	МВт	16115	16760	16417	16679	17086	17282	17457	17564	17648
	час/год	6838	6509	6367	6578	6574	6569	6579	6551	6550

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2020-2026 годов.

3.5 ОЭС Юга

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Юга в 2020 году составит 10,0% от максимума потребления мощности ЕЭС России, к 2026 году этот показатель увеличится до 10,2%. В 2020 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 16509 МВт. К 2026 году максимум потребления мощности составит 18135 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за 2020-2026 годы 2,3%.

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
Наименование Показателя	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
	млрд	102,281	101,283	99,174	104,036	106,269	108,258	110,447	110,984	111,766
	млрд	0,145	0,155	0,155	0,155	0,155	0,155	0,155	0,155	0,155
	млрд	102,136	101,128	99,019	103,881	106,114	108,103	110,292	110,829	111,611
	МВт	15869	15511	16509	16986	17331	17574	17872	18036	18135
	час/год	6436	6520	5998	6116	6123	6151	6171	6145	6154
	МВт	14863	14923	15538	15987	16312	16537	16818	16972	17065
	час/год	6872	6777	6373	6498	6505	6537	6558	6530	6540

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2020-2026 годов.

3.6 ОЭС Урала

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Урала от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2020 году составит 22,7%, к 2026 году данный показатель немного повысится и составит 22,9%. Собственный максимум потребления мощности в 2020 году прогнозируется на уровне 35567 МВт. К 2026 году этот показатель достигнет уровня 38972 МВт. При этом среднегодовые темпы прироста максимумов потребления мощности за 2020-2026 годы составят 0,9%.

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
Наименование Показателя	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
	млрд	261,139	260,357	249,505	256,234	265,725	270,717	274,888	276,441	278,330
	МВт	36166	36569	35567	35947	37221	37904	38343	38691	38972
	час/год	7221	7120	7015	7128	7139	7142	7169	7145	7142
	МВт	36011	35230	35140	35516	36774	37449	37883	38227	38504
	час/год	7252	7390	7100	7215	7226	7229	7256	7232	7229

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2020-2026 годов.

3.7 ОЭС Сибири

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Сибири от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2020 году составит 19,0%, и к 2026 году этот показатель повысится до 19,2%. Собственный максимум потребления мощности в 2020 году прогнозируется на уровне 30931 МВт, а к 2026 году - на уровне 33756 МВт при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления мощности за 2020-2026 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
Наименование Показателя	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
	млрд	210,147	211,423	209,701	216,190	223,301	225,548	230,774	231,402	232,608
	МВт	31199	31015	30931	31771	32366	32677	33343	33532	33756
	час/год	6736	6817	6780	6805	6899	6902	6921	6901	6891
	МВт	29292	27788	29416	30246	30809	31120	31782	31975	32192
	час/год	7174	7608	7129	7148	7248	7248	7261	7237	7226

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2020-2026 годов.

3.8 ОЭС Востока

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Востока от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2020 году составит 3,7%, а к 2026 году увеличится до 4,0%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока в 2020 году прогнозируется на уровне 6812 МВт, в 2026 году - 7985 МВт. При этом среднегодовые темпы прироста максимума потребления мощности за 2020-2026 годы составят 2,5%. Значительный прирост электрической нагрузки ОЭС Востока в 2019 году был обусловлен 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
Наименование Показателя	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
	млрд	34,198	40,308	41,026	41,271	42,116	43,239	44,915	46,650	49,008
	МВт	5623	6709	6812	6992	7161	7328	7588	7825	7985
	час/год	6082	6008	6023	5903	5881	5901	5919	5962	6138
	МВт	4923	5775	5777	5929	6073	6214	6435	6641	6787
	час/год	6947	6980	7102	6961	6935	6958	6980	7025	7221

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2020-2026 годов.

Выводы:

1. Максимальное потребление мощности ЕЭС России к 2026 году ожидается на уровне 168024 МВт. За период 2020-2026 годов среднегодовые приросты максимума потребления мощности ЕЭС России составят 1,5%.

2. Наиболее интенсивный среднегодовой рост максимумов потребления мощности в период 2020-2026 годов прогнозируется по:

- ОЭС Востока - 2,5%;

- ОЭС Юга - 2,3%;

- ОЭС Центра - 1,3% .

3. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по ЕЭС России в 2020-2026 годах относительно последних отчетных лет уменьшится и будет находиться в диапазоне 6670-6800 часов.

В таблице 3.11 представлен перечень энергосистем, для которых изменение числа часов использования максимума потребления мощности в прогнозный период составляет более 200 часов в связи с вводом крупных потребителей. Изменение числа часов использования максимума потребления мощности приведено для периода 2021-2026 годов в связи с тем, что:

- сравнение прогнозных значений числа часов использования максимума потребления мощности с соответствующими фактическими показателями, зафиксированными в 2019 году, некорректно ввиду различия между расчетными в периоде прогнозирования и фактическими температурными условиями в сутки регистрации максимума потребления мощности;

- снижение прогнозного значения числа часов использования максимума потребления мощности в 2020 году относительно показателей прогнозного периода 2021-2026 годов связано с глубоким снижением электропотребления во 2-3 кварталах 2020 года в связи с ограничениями в период пандемии COVID-19 и прогнозируемым снижением влияния данного фактора на величину максимума потребления мощности к декабрю 2020 года.

Таблица 3.11 - Энергосистемы, для которых изменение числа часов использования максимума потребления мощности в прогнозный период составляет более 200 часов в связи с вводом крупных потребителей

Энергосистема	Прогнозное число часов использования максимума потребления мощности, час					Факторы, влияющие на изменения числа часов использования максимума потребления мощности
Энергосистема	2019 (факт)	2020	2021	2026	(2026-2021)
Псковской области	5354	5353	5424	5223	-201	Технологическое присоединение объектов ОАО "ОЭЗ ППТ "Моглино" с заявленным средним значением ЧЧИ на уровне 1900 часов
Иркутской области	6769	6661	6658	6938	280	Ввод потребителя ООО "РУСАЛ Тайшет" с ЧЧИ 8500 часов
Республики Тыва	5234	5031	5074	5399	325	Ввод потребителя ООО "Голевская ГРК" с заявленным ЧЧИ порядка 6900 часов
Амурской области	6042	6035	5912	6565	653	Ввод крупных потребителей ООО "ГЭХ Инжиниринг" (Амурский ГПЗ) с заявленным ЧЧИ 7650 часов и ООО "Амурский Газохимический комплекс" ЧЧИ 8200 часов

IV. Прогноз перспективной потребности в мощности на период 2020-2026 годов

Величина перспективной потребности в мощности (спроса на мощность) определена с учетом прогнозируемых на рассматриваемый перспективный период максимумов потребления мощности по ОЭС и ЕЭС России, экспорта 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 2020 года составит 155 003 МВт и возрастет к 2026 году до 168 024 МВт, без учета ОЭС Востока - 149 226 МВт и 161 237 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:

в 2020 году - 3214 МВт/16,043 млрд ;

в 2021 году - 3214 МВт/15,421 млрд ;

в 2022 году - 3214 МВт/15,057 млрд ;

в 2023 году - 3214 МВт/15,040 млрд ;

в 2024 году - 3214 МВт/15,061 млрд ;

в 2025 году - 2814 МВт/11,505 млрд ;

в 2026 году - 2814 МВт/11,510 млрд .

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 2026 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндскую Республику (1300 МВт/5,444-6,285 млрд ), Монголию (185 МВт/0,390-0,400 млрд ). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндской Республикой (109 МВт/0,586 млрд ) и Королевством Норвегия (30 МВт/0,03 млрд ).

Экспортные поставки мощности и электрической энергии в страны Балтии предусматриваются в объеме 400 МВт/3,465-3,599 млрд в период 2020-2024 годов. С 2025 года отсутствие экспортных поставок мощности и электрической энергии связано с ожидаемым выходом стран Балтии из параллельной работы с ЕЭС России и ОЭС Беларуси.

Экспортные поставки мощности и электрической энергии в Республику Беларусь предусматриваются в объеме 100 МВт/0,03 млрд в период 2020-2026 годов.

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 400 МВт/0,506 млрд в 2020 году, 400 МВт/0,512 млрд в период 2021-2026 годов, в Республику Южная Осетия - 40 МВт/0,145-0,170 млрд в период 2020-2026 годов.

Экспортные поставки в Республику Казахстан в 2020-2026 годы планируются в объеме 150 МВт/1,020-1,316 млрд . Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электрической энергии в КНР в объеме 500 МВт/3,100-3,300 млрд .

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

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.

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2020 года должна составить 25 169 МВт, на уровне 2026 года - 27 294 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 2020-2026 годов представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.1.

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

Наименование	2019 (факт)	2020		2021		2022		2023		2024		2025		2026
	Мощность на час максимума ЕЭС	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность	Энергия	Мощность
	МВт	млрд	МВт	млрд	МВт	млрд	МВт	млрд	МВт	млрд	МВт	млрд	МВт	млрд	МВт
ЕЭС России, всего	2689*	16,043	3214	15,421	3214	15,057	3214	15,040	3214	15,061	3214	11,505	2814	11,510	2814
ОЭС Северо-Запада	890**	10,500	1839	9,916	1839	9,549	1839	9,527	1839	9,543	1839	6,078	1439	6,078	1439
Финляндия (приграничный)	109	0,586	109	0,586	109	0,586	109	0,586	109	0,586	109	0,586	109	0,586	109
Норвегия	0	0,030	30	0,030	30	0,030	30	0,030	30	0,030	30	0,030	30	0,030	30
Финляндия	499	6,285	1300	5,750	1300	5,444	1300	5,444	1300	5,462	1300	5,462	1300	5,462	1300
Страны Балтии	282	3,599	400	3,550	400	3,489	400	3,467	400	3,465	400	0,000	0	0,000	0
ОЭС Центра	224	0,030	100	0,030	100	0,030	100	0,030	100	0,030	100	0,030	100	0,030	100
Беларусь	224**	0,030	100	0,030	100	0,030	100	0,030	100	0,030	100	0,030	100	0,030	100
ОЭС Средней Волги	43	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10
Казахстан	43	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10
ОЭС Юга	37	0,742	450	0,689	450	0,692	450	0,697	450	0,702	450	0,707	450	0,712	450
Грузия	0	0,506	400	0,512	400	0,512	400	0,512	400	0,512	400	0,512	400	0,512	400
Азербайджан	0	0,061	0	0,000	0	0,000	0	0,000	0	0,000	0	0,000	0	0,000	0
Южная Осетия	25	0,145	40	0,147	40	0,150	40	0,155	40	0,160	40	0,165	40	0,170	40
Казахстан	12	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10	0,030	10
ОЭС Урала	0	1,141	80	1,146	80	1,146	80	1,146	80	1,146	80	0,850	80	0,850	80
Казахстан	0	1,141	80	1,146	80	1,146	80	1,146	80	1,146	80	0,850	80	0,850	80
ОЭС Сибири	533	0,500	235	0,510	235	0,510	235	0,510	235	0,510	235	0,510	235	0,510	235
Монголия	20	0,390	185	0,400	185	0,400	185	0,400	185	0,400	185	0,400	185	0,400	185
Казахстан	513	0,110	50	0,110	50	0,110	50	0,110	50	0,110	50	0,110	50	0,110	50
ОЭС Востока	248	3,100	500	3,100	500	3,100	500	3,100	500	3,100	500	3,300	500	3,300	500
Китай	248	3,100	500	3,100	500	3,100	500	3,100	500	3,100	500	3,300	500	3,300	500

______________________________

* - учтен экспорт мощности в энергосистему Украины (714 МВт), начиная с 2020 года экспорт мощности не прогнозируется;

** - экспорт мощности из ОЭС Северо-Запада в энергосистему Республики Беларусь учтен в ОЭС Центра

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

Таблица 4.3 - Спрос на мощность, МВт

Наименование показателя	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
ОЭС Северо-Запада
Совмещенный максимум потребления мощности	14332	14429	14631	14721	14904	14996	15085
Нормативный резерв	3055	3095	3167	3204	3242	3270	3291
Экспорт	1839	1839	1839	1839	1839	1439	1439
Спрос на мощность - всего	19226	19363	19637	19764	19985	19705	19815
ОЭС Центра
Совмещенный максимум потребления мощности	38383	38757	39373	39652	40093	40491	40743
Нормативный резерв	6518	6603	6755	6835	6917	6977	7020
Экспорт	100	100	100	100	100	100	100
Спрос на мощность - всего	45001	45460	46228	46587	47110	47568	47863
ОЭС Средней Волги
Совмещенный максимум потребления мощности	16417	16679	17086	17282	17457	17564	17648
Нормативный резерв	2240	2270	2322	2349	2378	2399	2413
Экспорт	10	10	10	10	10	10	10
Спрос на мощность - всего	18667	18959	19418	19641	19845	19973	20071
ОЭС Юга
Совмещенный максимум потребления мощности	15538	15987	16312	16537	16818	16972	17065
Нормативный резерв	2037	2063	2111	2136	2162	2180	2194
Экспорт	450	450	450	450	450	450	450
Спрос на мощность - всего	18025	18500	18873	19123	19430	19602	19709
ОЭС Урала
Совмещенный максимум потребления мощности	35140	35516	36774	37449	37883	38227	38504
Нормативный резерв	6518	6602	6755	6835	6917	6977	7020
Экспорт	80	80	80	80	80	80	80
Спрос на мощность - всего	41738	42198	43609	44364	44880	45284	45604
Европейская часть
Совмещенный максимум потребления мощности	119810	121368	124176	125641	127155	128250	129045
Нормативный резерв	20368	20633	21110	21359	21616	21803	21938
Экспорт	2479	2479	2479	2479	2479	2079	2079
Спрос на мощность - всего	142657	144480	147765	149479	151250	152132	153062
ОЭС Сибири
Совмещенный максимум потребления мощности	29416	30246	30809	31120	31782	31975	32192
Нормативный резерв	3530	3630	3697	3734	3814	3837	3863
Экспорт	235	235	235	235	235	235	235
Спрос на мощность - всего	33181	34111	34741	35089	35831	36047	36290
ОЭС Востока
Совмещенный максимум потребления мощности	5777	5929	6073	6214	6435	6641	6787
Нормативный резерв	1271	1304	1336	1367	1416	1461	1493
Экспорт	500	500	500	500	500	500	500
Спрос на мощность - всего	7548	7733	7909	8081	8351	8602	8780
ЕЭС России
Максимум потребления мощности	155003	157543	161058	162975	165372	166866	168024
Нормативный резерв	25169	25567	26143	26460	26846	27101	27294
Экспорт	3214	3214	3214	3214	3214	2814	2814
Спрос на мощность - всего	183386	186324	190415	192649	195432	196781	198132
ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности	30931	31771	32366	32677	33343	33532	33756
Нормативный резерв	3712	3813	3884	3921	4001	4024	4051
Экспорт	235	235	235	235	235	235	235
Спрос на мощность - всего	34878	35819	36485	36833	37579	37791	38042
ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности	6812	6992	7161	7328	7588	7825	7985
Нормативный резерв	1499	1538	1575	1612	1669	1722	1757
Экспорт	500	500	500	500	500	500	500
Спрос на мощность - всего	8811	9030	9236	9440	9757	10047	10242

Выводы:

1. Основные направления экспорта-импорта электрической энергии и мощности по данным ПАО "Интер РАО" до 2026 года не изменятся.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2020 года должна составлять не менее 25 169 МВт, на уровне 2026 года - не менее 27 294 МВт.

3. При прогнозируемом максимуме потребления, нормативном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 183 386 МВт в 2020 году до 198 132 МВт на уровне 2026 года.

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

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2020-2026 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 2019 году;

- обязательствами производителей электрической энергии, мощность которых была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности до 2024 года;

- приказами Минэнерго России о согласовании вывода генерирующего оборудования из эксплуатации;

- предложениями производителей электрической энергии (ноябрь-декабрь 2019 года).

Прогнозируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в 2020-2026 годах составляют 11 896,6 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 5 000 МВт: энергоблоки (N 2, N 3 и N 4) установленной мощностью 1 000 МВт каждый на Ленинградской АЭС в ОЭС Северо-Запада, энергоблоки N 1 и N 2 установленной мощностью 1 000 МВт каждый на Курской АЭС в ОЭС Центра; на тепловых электростанциях (ТЭС) планируется вывод генерирующих мощностей в объеме 6 873,1 МВт; на гидроэлектростанциях (ГЭС) - 23,5 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	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	Всего за 2020-2026
ЕЭС России, всего	2759,3	2456,0	1374,3	306,0	1379,0	3015,1	606,9	11896,6
АЭС	1000,0	1000,0			1000,0	2000,0		5000,0
ТЭС	1735,8	1456,0	1374,3	306,0	379,0	1015,1	606,9	6873,1
ГЭС	23,5							23,5
ОЭС Северо-Запада, всего	1184,0		25,0			2000,0		3209,0
АЭС	1000,0					2000,0		3000,0
ТЭС	184,0		25,0					209,0
ОЭС Центра, всего	459,8	1700,0	729,3	172,0	1000,0	28,0	24,0	4113,1
АЭС		1000,0			1000,0			2000,0
ТЭС	459,8	700,0	729,3	172,0		28,0	24,0	2113,1
ОЭС Средней Волги, всего	170,7	25,0	25,0		135,0	914,9		1270,6
ТЭС	170,7	25,0	25,0		135,0	914,9		1270,6
ОЭС Юга, всего	16,0	60,0	39,0		24,0			139,0
ТЭС		60,0	39,0		24,0			123,0
ГЭС	16,0							16,0
ОЭС Урала, всего	618,0	485,0	410,0	110,0				1623,0
ТЭС	610,5	485,0	410,0	110,0				1615,5
ГЭС	7,5							7,5
ОЭС Сибири, всего	197,0	162,0	146,0		220,0	50,0		775,0
ТЭС	197,0	162,0	146,0		220,0	50,0		775,0
ОЭС Востока, всего	113,9	24,0		24,0		22,2	582,9	767,0
ТЭС	113,9	24,0		24,0		22,2	582,9	767,0

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы представлены в приложении N 2 к схеме и программе ЕЭС России.

В 2019 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 2969,9 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2019 году приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2019 году

Электростанции	Станционный номер	Марка (тип) генерирующего оборудования	Установленная мощность МВт
ОЭС Центра			1294,48
Алексинская ТЭЦ	N 1	ПГУ	113,5
Нововоронежская АЭС	N 7	К-1200-6,8/50	1180,98
ОЭС Средней Волги			71,22
Самарская СЭС-2	3 очередь	ФЭСМ	25,0
ГТУ-ТЭС в г. Елабуга	NN 1-4	TAURUS 60	20,47
Саровская ТЭЦ	N 9	ПТ-25-90/10М	25,74
ОЭС Юга			1323,76
Балаклавская ТЭС	N 1	ПГУ	251,44
Ахтубинская СЭС		ФЭСМ	60,0
СЭС Элиста Северная (д.н. Окрасочная СЭС)		ФЭСМ	15,0
Грозненская ТЭС	N 2	SGT5-PFC 2000Е	184,0
Таврическая ТЭС	N 2	ПГУ	244,74
СЭС Михайловская		ФЭСМ	15,0
Старомарьевская СЭС		ФЭСМ	75,0
Малодербетовская СЭС	1 очередь	ФЭСМ	15,0
Яшкульская СЭС	1-2 очереди	ФЭСМ	33,5
Зарамагская ГЭС-1	N 1	К 600-В6-341.2	173,0
Зарамагская ГЭС-1	N 2	К 600-В6-341.2	173,0
Лиманская СЭС	1-2 очереди	ФЭСМ	30,0
Сакская ПГУ	N 8	КТ-16-3,9/0,2	14,36
Сакская ПГУ	N 9	КТ-16-3,9/0,2	14,62
ГПТЭС Кавказцемент	NN 1-3	Wartsila 20V34SGD	25,10
ОЭС Урала			98,44
Чкаловская СЭС		ФЭСМ	30,0
Григорьевская СЭС		ФЭСМ	10,0
Елшанская СЭС	1-2 очереди	ФЭСМ	25,0
ГПЭС Хантэк Южная	NN 1-6	JGC 420 GS-S.L	8,44
Домбаровская СЭС		ФЭСМ	25,0
ОЭС Сибири			182,0
Майминская СЭС	3 очередь	ФЭСМ	5,0
Ининская СЭС	1 очередь	ФЭСМ	10,0
СЭС БВС		ФЭСМ	15,0
КЭС Кокс	N 3	К-12-1,2	12,0
Хоринская СЭС		ФЭСМ	15,0
Тарбагатайская СЭС		ФЭСМ	15,0
Кабанская СЭС		ФЭСМ	15,0
Кенонская СЭС		ФЭСМ	15,0
Ингодинская СЭС		ФЭСМ	15,0
Ининская СЭС	2 очередь	ФЭСМ	15,0
Усть-Коксинская СЭС	1-4 очереди	ФЭСМ	40,0
Чемальская СЭС		ФЭСМ	10,0
ЕЭС России, всего			2969,90

Примечание: АЭС - атомная электростанция

ГПЭС - газопоршневая электростанция

ПГУ - парогазовая установка

СЭС - солнечная электростанция

ТЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ - парогазовая установка

КЭС - конденсационная электростанция

ГТУ-ТЭС - тепловая электростанция на основе газовых турбин

ГЭС - гидроэлектростанция

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 проведения отборов проектов реализации мероприятий по модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций;

- генерирующие объекты, отобранные по результатам конкурентного отбора мощности до 2024 года.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2020-2026 годов предусматриваются в объеме 14 641,1 МВт, в том числе на АЭС - 3 500,0 МВт, на ГЭС - 168,3 МВт, на ТЭС - 7 024,0 МВт и на ВЭС, СЭС - 3 948,8 МВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2020-2026 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	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	Всего за 2020-2026
ЕЭС России - всего	4133,6	1425,7	2313,5	1206,8	481,3	2990,3	2090,0	14641,1
АЭС	1150,0					1200,0	1150,0	3500,0
ТЭС	1110,4	500,0	1587,9	685,4	410,0	1790,3	940,0	7024,0
ГЭС	86,7	24,9	33,0	23,7				168,3
ВЭС, СЭС	1786,5	900,8	692,6	497,7	71,3			3948,8
ОЭС Северо-Запада - всего	1394,8	201,0	8,1				1150,0	2753,9
АЭС	1150,0						1150,0	2300,0
ТЭС	195,0							195,0
ГЭС	49,8		8,1					57,9
ВЭС, СЭС		201,0						201,0
ОЭС Центра - всего	219,6		575,0	300,0		1230,0		2324,6
АЭС						1200,0		1200,0
ТЭС	219,6		575,0	300,0		30,0		1124,6
ОЭС Средней Волги - всего	100,0	35,0	80,0	420,3	155,0	974,9		1765,2
ТЭС			80,0		155,0	974,9		1209,9
ВЭС, СЭС	100,0	35,0		420,3				555,3
ОЭС Юга - всего	1734,3	1094,7	575,5	101,1	71,3			3576,9
ТЭС	171,0	500,0						671,0
ГЭС	36,9	24,9	24,9	23,7				110,4
ВЭС, СЭС	1526,4	569,8	550,6	77,4	71,3			2795,5
ОЭС Урала - всего	305,8	45,0	386,9	174,9				912,6
ТЭС	220,8		294,9	174,9				690,6
ВЭС, СЭС	85,0	45,0	92,0					222,0
ОЭС Сибири - всего	93,0	50,0	616,0	210,5	255,0	300,0		1524,5
ТЭС	18,0		566,0	210,5	255,0	300,0		1349,5
ВЭС, СЭС	75,0	50,0	50,0					175,0
ОЭС Востока - всего	286,0		72,0			485,4	940,0	1783,4
ТЭС	286,0		72,0			485,4	940,0	1783,4

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2026 года планируется в ОЭС Юга (3 576,9 МВт), ОЭС Северо-Запада (2 753,9 МВт) и ОЭС Центра (2 324,9 МВт).

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы приведены в приложении N 3 к схеме и программе ЕЭС России.

Развитие атомной энергетики в период 2020-2026 годов предусматривается на площадках:

ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 (новые энергоблоки Ленинградской АЭС) в Ленинградской области с вводом двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 установленной мощностью по 1150 МВт каждый в 2020 и 2026 годах для обеспечения, в том числе, замены выводимых из эксплуатации в 2020 и 2025 годах энергоблоков NN 2-4 на Ленинградской АЭС;

ОЭС Центра - Курская АЭС-2 в Курской области с вводом первого энергоблока типа ВВЭР установленной мощностью 1200 МВт в 2025 году.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2020-2026 годов предусматриваются в объеме 168,3 МВт. В ОЭС Юга в период 2020-2023 годов 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 2020-2026 годов планируются в объеме 57,9 МВт.

В рассматриваемый перспективный период до 2026 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью выше 200 МВт) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью реализации:

в ОЭС Юга: на Ударной ТЭС (2хПГУ-225, 2хГТ-25);

в ОЭС Средней Волги: на Заинской ГРЭС (ПГУ-850).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ВЭС (3 223,2 МВт в рассматриваемый перспективный период) и СЭС (725,6 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Северо-Запада (201 МВт), ОЭС Средней Волги (495,3 МВт), ОЭС Юга (2 526,9 МВт).

Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (268,6 МВт), ОЭС Урала (222 МВт) и в ОЭС Сибири (175 МВт). В период до 2022 года на СЭС в ОЭС Средней Волги планируется ввести в работу 60 МВт.

Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий по модернизации и перемаркировке существующего генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации в период 2020-2026 годов планируется в объеме 1 146,8 МВт.

Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы приведены в приложениях N 4 к схеме и программе ЕЭС России.

Объемы и структура перемаркировки генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы приведены в приложениях N 5 к схеме и программе ЕЭС России.

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 2026 году на 4 083,7 МВт (1,7%) по сравнению с 2019 годом и составит 250 426,1 МВт. К 2026 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2019 годом снизится доля АЭС с 12,3% до 11,5%, доля ТЭС снизится с 66,8% до 66,2%. Доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,2% в 2019 году до 20,1% в 2026 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,6% в 2019 году до 2,2% в 2026 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2019-2026 годов представлена в таблице 5.4 и на рисунке 5.3. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период 2019-2026 годов показана на рисунке 5.4.

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

Наименование	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
ЕЭС России	246342,4	248061,0	247101,3	248237,8	249323,3	248613,6	248921,8	250426,1
АЭС	30313,2	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ТЭС	164612,1	164257,0	163326,2	163683,2	164200,7	164346,7	165421,7	165754,9
ГЭС	48530,3	48667,4	48737,7	48824,6	48895,0	48968,1	49001,3	49022,5
ГАЭС	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0	1340,0
ВЭС, СЭС	1546,8	3333,3	4234,1	4926,7	5424,4	5495,6	5495,6	5495,6
ОЭС Северо-Запада	24472,1	24711,5	24912,5	24936,0	24936,0	24974,0	22979,0	24129,0
АЭС	5947,6	6097,6	6097,6	6097,6	6097,6	6097,6	4097,6	5247,6
ТЭС	15572,1	15603,7	15603,7	15603,1	15603,1	15633,1	15638,1	15638,1
ГЭС	2947,2	2997,0	3005,0	3029,1	3029,1	3037,1	3037,1	3037,1
ВЭС, СЭС	5,1	5,1	206,1	206,1	206,1	206,1	206,1	206,1
ОЭС Центра	52648,6	52443,2	50743,2	50658,9	50846,9	49886,9	51206,9	51182,9
АЭС	14778,3	14778,3	13778,3	13778,3	13778,3	12778,3	13978,3	13978,3
ТЭС	36070,2	35854,9	35154,9	35060,6	35248,6	35288,6	35408,6	35384,6
ГЭС	600,1	610,1	610,1	620,1	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
ОЭС Средней Волги	27493,9	27466,0	27494,7	27549,7	27977,5	28033,5	28109,0	28115,0
АЭС	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0
ТЭС	16203,5	16075,6	16061,8	16116,8	16116,8	16136,8	16198,8	16198,8
ГЭС	7013,0	7013,0	7020,5	7020,5	7028,0	7064,0	7077,5	7083,5
ВЭС, СЭС	205,4	305,4	340,4	340,4	760,7	760,7	760,7	760,7
ОЭС Юга	24857,7	26648,2	27682,9	28219,4	28326,7	28380,1	28384,8	28385,0
АЭС	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3
ТЭС	13757,3	13984,4	14424,4	14385,4	14390,4	14371,4	14371,4	14371,4
ГЭС	6149,7	6186,5	6211,4	6236,3	6261,3	6262,5	6267,2	6267,4
ГАЭС	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0
ВЭС, СЭС	780,5	2307,0	2876,8	3427,4	3504,8	3576,0	3576,0	3576,0
ОЭС Урала	53696,4	53473,2	53048,2	53050,1	53203,1	53228,1	53340,9	53355,9
АЭС	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0
ТЭС	49979,6	49678,9	49193,9	49098,8	49236,8	49256,8	49354,6	49354,6
ГЭС	1901,2	1893,7	1908,7	1913,7	1928,7	1933,7	1948,7	1963,7
ВЭС, СЭС	330,7	415,7	460,7	552,7	552,7	552,7	552,7	552,7
ОЭС Сибири	52104,8	52077,8	52002,7	52534,6	52768,0	52845,9	53095,9	53095,9
ТЭС	26578,0	26436,0	26288,0	26747,0	26957,5	27012,5	27262,5	27262,5
ГЭС	25301,6	25341,6	25364,5	25387,4	25410,3	25433,2	25433,2	25433,2
ВЭС, СЭС	225,2	300,2	350,2	400,2	400,2	400,2	400,2	400,2
ОЭС Востока	11069,0	11241,1	11217,1	11289,1	11265,1	11265,1	11805,3	12162,4
ТЭС	6451,5	6623,6	6599,6	6671,6	6647,6	6647,6	7187,8	7544,9
ГЭС	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5

В приложениях N 6, N 7, N 8, N 9 к схеме и программе ЕЭС России приведена представленная собственниками генерирующего оборудования информация об изменении установленной мощности генерирующего оборудования в период 2020-2026 годов, связанном с вводом нового генерирующего оборудования и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций, не удовлетворяющих критериям отнесения к мероприятиям с высокой вероятностью реализации. Указанная информация приводится справочно и не учитывается при расчете режимно-балансовой ситуации.

В рассматриваемый перспективный период до 2026 года прогнозируется увеличение потребления мощности в энергосистеме Республики Крым и города Севастополя и Юго-западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края (далее совместно именуемые - энергорайоны). В период экстремально высоких температур (ПЭВТ), являющимся наиболее критичным с точки зрения режимно-балансовой ситуации и характеризующийся как дополнительным увеличением потребления мощности, так и дополнительным снижением допустимой токовой нагрузки электросетевых элементов, возможно возникновение непокрываемого дефицита активной мощности в указанных энергорайонах в единичной ремонтной схеме уже в 2020 году, исключение которого обеспечивается за счет строительства ТЭС Ударная установленной мощностью 500 МВт и располагаемой мощностью при температуре наружного воздуха +35,5°С - 465 МВт в соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 декабря 2017 N 2903-р (далее - Распоряжение).

По мере роста потребления в энергорайонах в единичной ремонтной схеме, начиная с 2024 года переток мощности в контролируемом сечении "Юго-Запад" достигает своих максимально допустимых значений, вследствие чего при максимальном использовании генерации в энергорайонах прогнозируется непокрываемый дефицит мощности в объеме от 91 МВт до 198 МВт.

Проведенное исследование возможности увеличения максимально допустимого перетока (далее - МДП) в контролируемом сечении "Юго-Запад" за счет средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) показало, что максимальный эффект в увеличении МДП достигается при установке дополнительных СКРМ суммарной установленной мощностью 450 Мвар с их равномерным распределением по ПС 110 кВ энергорайона и соответствующей необходимой их реконструкцией. При этом прирост величины МДП в сечении "Юго-Запад" в нормальной и основных единичных ремонтных схемах составит не более 150-200 МВт. Однако при значительном объеме реконструкции центров питания 110 кВ в Юго-западном энергорайоне установка данных СКРМ не позволит увеличить пропускную способность энергомоста Кубань-Крым и не является комплексным решением, обеспечивающим ликвидацию расчетного дефицита мощности при более динамичном развитии энергосистемы Республики Крым и города Севастополь.

Для исключения непокрываемого дефицита активной мощности в указанных энергорайонах в нормальной схеме начиная с 2024 года и в единичной ремонтной схеме в период с 2021 по 2026 год требуется:

- обеспечить завершение строительства ТЭС Ударная в сроки, установленные Распоряжением;

- строительство дополнительной тепловой электростанции в объеме не менее 90 МВт в 2024 году и не менее 200 МВт в 2026 году (при температуре наружного воздуха +35,5°С) или соответствующее увеличение МДП в контролируемом сечении "Юго-запад", а также, при необходимости, увеличение пропускной способности энергомоста Кубань-Крым.

Наиболее оптимальный вариант покрытия прогнозируемых дефицитов мощности в энергорайонах будет определен по результатам технико-экономического обоснования в рамках схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021-2027 годы, с учетом соотношения изменения динамики потребления мощности в рассматриваемых энергорайонах.

В соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 07.05.2018 N 204 "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года" распоряжением Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 N 2101-р утвержден комплексный план модернизации и расширения магистральной инфраструктуры на период до 2024 года (далее - Комплексный план), в составе которого предусмотрена реализация задачи по увеличению пропускной способности Байкало-Амурской и Транссибирской железнодорожных магистралей (далее - БАМ и Транссиб) в полтора раза, до 180 млн тонн. Сформированы предварительные предложения по местам размещения объектов гарантированной генерации в ОЭС Сибири и ОЭС Востока в период до 2026 года для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (приложение N 20 к схеме и программе ЕЭС России).

Выводы:

1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2020-2026 годы сформирована с учетом планов по вводу новых генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций с высокой вероятностью реализации.

2. Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России на 2020-2026 годы составляют 11 896,6 МВт, в том числе на АЭС - 5 000 МВт, ГЭС - 23,5 МВт, ТЭС - 6 873,1 МВт.

3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2020-2026 годов предусматриваются в объеме 14 641,1 МВт, в том числе на АЭС - 3 500,0 МВт, на ГЭС - 168,3 МВт, на ТЭС - 7 024,0 МВт и на ВЭС, СЭС - 3 948,8 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 2026 году на 4 083,7 МВт (1,7%) по сравнению с 2019 годом и составит 250 426,1 МВт, в том числе: АЭС - 28 813,2 МВт, ГЭС - 49 022,5 МВт, ГАЭС - 1 340 МВт, ТЭС - 165 754,9 МВт и ВЭС, СЭС - 5 495,6 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 2026 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2019 годом снизится доля АЭС с 12,3% до 11,5%, доля ТЭС снизится с 66,8% до 66,2%. Доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,2% в 2019 году до 20,1% в 2026 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,6% в 2019 году до 2,2% в 2026 году.

6. В энергосистеме Республики Крым и города Севастополь и Юго-западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края в ПЭВТ прогнозируется непокрываемый дефицит мощности.

Для исключения непокрываемого дефицита активной мощности в указанных энергорайонах требуется:

- обеспечить завершение строительства ТЭС Ударная в сроки, установленные Распоряжением;

- строительство дополнительной тепловой электростанции в объеме не менее 90 МВт в 2024 году и не менее 200 МВт в 2026 году (при температуре наружного воздуха +35,5°С) или соответствующее увеличение пропускной способности в контролируемом сечении "Юго-запад", а также, при необходимости, увеличение пропускной способности энергомоста Кубань-Крым.

Наиболее оптимальный вариант покрытия прогнозируемых дефицитов мощности в энергорайонах будет определен по результатам технико-экономического обоснования в рамках Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021-2027 годы, с учетом соотношения изменения динамики потребления мощности в рассматриваемых энергорайонах.

7. Для целей обеспечения энергоснабжения инвестиционных проектов, включенных в транспортную часть Комплексного плана, сформированы предварительные предложения по местам размещения объектов гарантированной генерации в ОЭС Сибири и ОЭС Востока в период до 2026 года.

VI. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2020-2026 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 183 386 МВт в 2020 году до 198 132 МВт на уровне 2026 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 3, N 4 и N 5 к схеме и программе ЕЭС России).

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей в 2020-2026 годах возрастет с фактической величины 246 342,4 МВт в 2019 году на 4 083,7 МВт и составит 250 426,1 МВт в 2026 году.

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 2020-2026 годах составляют максимально 2 090 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыпускаемой мощности. В период до 2026 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 6 486,9 МВт в 2020 году до 2 730,3 МВт в 2026 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 2019 года.

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

Величина мощности, не участвующая по причине названных выше факторов в балансе мощности на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 28 516,5-30 627,2 МВт (11,5-12,3% от установленной мощности электростанций ЕЭС России).

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в объеме 217 433,8 МВт на уровне 2020 года и 220 295,2 МВт на уровне 2026 года, что превышает спрос на мощность на 22 142,6 - 34 047,8 МВт в рассматриваемый период.

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2026 года складывается с избытком нормативного резерва мощности в размере 19 668,3 - 30 737,2 МВт.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2020-2026 годах складывается с избытком нормативного резерва мощности в объеме 15 976,1 - 26 837,5 МВт.

В приложении N 10 к схеме и программе ЕЭС России приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 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 к схеме и программе ЕЭС России приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2020-2026 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.	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Спрос
Максимум потребления	МВт	155003,0	157543,0	161058,0	162975,0	165372,0	166866,0	168024,0
Экспорт мощности	МВт	3214,0	3214,0	3214,0	3214,0	3214,0	2814,0	2814,0
Нормативный резерв мощности	МВт	25169,0	25567,0	26143,0	26460,0	26846,0	27101,0	27294,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2
Итого спрос на мощность	МВт	183386,0	186324,0	190415,0	192649,0	195432,0	196781,0	198132,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	МВт	248061,0	247101,3	248237,8	249323,3	248613,6	248921,8	250426,1
АЭС	МВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ГЭС	МВт	50007,4	50077,7	50164,6	50235,0	50308,1	50341,3	50362,5
ТЭС	МВт	164257,0	163326,2	163683,2	164200,7	164346,7	165421,7	165754,9
ВЭС, СЭС	МВт	3333,3	4234,1	4926,7	5424,4	5495,6	5495,6	5495,6
Ограничения установленной мощности на максимум нагрузки	МВт	22103,7	23717,8	24537,1	25168,9	25173,3	25289,5	25310,7
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	2036,6	539,9	246,9	300,0	0,0	1685,4	2090,0
Невыпускаемая мощность	МВт	6486,9	5760,9	4634,1	3935,8	3343,2	3023,3	2730,3
Итого покрытие спроса	МВт	217433,8	217082,6	218819,6	219918,5	220097,1	218923,6	220295,2
Собственный Избыток(+)/Дефицит(-) резервов	МВт	34047,8	30758,6	28404,6	27269,5	24665,1	22142,6	22163,2

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.	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Спрос
Максимум потребления	МВт	149226,0	151614,0	154985,0	156761,0	158937,0	160225,0	161237,0
Экспорт мощности	МВт	2714,0	2714,0	2714,0	2714,0	2714,0	2314,0	2314,0
Нормативный резерв мощности	МВт	23898,0	24263,0	24807,0	25093,0	25430,0	25640,0	25801,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
Итого спрос на мощность	МВт	175838,0	178591,0	182506,0	184568,0	187081,0	188179,0	189352,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	МВт	236819,9	235884,2	236948,7	238058,2	237348,5	237116,5	238263,7
АЭС	МВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ГЭС	МВт	45389,9	45460,2	45547,1	45617,5	45690,6	45723,8	45745,0
ТЭС	МВт	157633,5	156726,7	157011,7	157553,2	157699,2	158234,0	158210,0
ВЭС, СЭС	МВт	3333,3	4234,1	4926,7	5424,4	5495,6	5495,6	5495,6
Ограничения установленной мощности на максимум нагрузки	МВт	21881,2	23498,7	24318,1	24925,4	24929,7	25045,9	25067,1
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	1876,6	539,9	174,9	300,0	0,0	1200,0	1150,0
Невыпускаемая мощность	МВт	6486,9	5760,9	4634,1	3935,8	3343,2	3023,3	2730,3
Итого покрытие спроса	МВт	206575,2	206084,6	207821,6	208897,0	209075,6	207847,3	209316,3
Собственный Избыток(+)/Дефицит(-) резервов	МВт	30737,2	27493,6	25315,6	24329,0	21994,6	19668,3	19964,3

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.	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Спрос
Максимум потребления	МВт	119810,0	121368,0	124176,0	125641,0	127155,0	128250,0	129045,0
Экспорт мощности	МВт	2479,0	2479,0	2479,0	2479,0	2479,0	2079,0	2079,0
Нормативный резерв мощности	МВт	20368,0	20633,0	21110,0	21359,0	21616,0	21803,0	21938,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0
Итого спрос на мощность	МВт	142657,0	144480,0	147765,0	149479,0	151250,0	152132,0	153062,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	МВт	184742,1	183881,5	184414,1	185290,2	184502,7	184020,6	185167,8
АЭС	МВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ГЭС	МВт	20048,3	20095,7	20159,7	20207,2	20257,4	20290,6	20311,8
ТЭС	МВт	131197,5	130438,7	130264,7	130595,7	130686,7	130971,5	130947,5
ВЭС, СЭС	МВт	3033,1	3883,9	4526,5	5024,2	5095,4	5095,4	5095,4
Ограничения установленной мощности на максимум нагрузки	МВт	9448,7	10949,6	11591,0	12096,4	12173,8	12207,0	12228,2
Вводы мощности после прохождения максимума	МВт	1801,6	524,9	24,9	300,0	0,0	1200,0	1150,0
Невыпускаемая мощность	МВт	3997,3	3659,4	3058,5	2790,6	2627,8	2505,5	2383,0
Итого покрытие спроса	МВт	169494,5	168747,6	169739,7	170103,2	169701,0	168108,1	169406,6
Собственный Избыток(+)/Дефицит(-) резервов	МВт	26837,5	24267,6	21974,7	20624,2	18451,0	15976,1	16344,6

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 с высокой вероятностью 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 планируемых к вводу в эксплуатацию энергоблоках АЭС в 2020-2026 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 2018-2019 годов).

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

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2019 года (1 080,555 млрд ) возрастет на 74,967 млрд (до 1 155,522 млрд ) в 2026 году.

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

Наименование	Ед. измер.	Прогноз
		2020					2026
		АЭС	ГЭС	ТЭС	ВЭС, СЭС	Всего	АЭС	ГЭС	ТЭС	ВЭС, СЭС	Всего
ОЭС Северо-Запада	млрд	36,312	12,762	58,419	0,012	107,506	26,863	12,660	62,021	0,413	101,957
ОЭС Северо-Запада	%	33,78	11,87	54,34	0,01	100	26,35	12,42	60,83	0,40	100
ОЭС Центра	млрд	98,760	3,351	133,528	-	235,639	97,848	3,414	158,663	-	259,925
ОЭС Центра	%	41,91	1,42	56,67	-	100	37,65	1,31	61,04	-	100
ОЭС Средней Волги	млрд	31,330	21,811	51,558	0,359	105,058	28,300	20,310	62,523	1,496	112,629
ОЭС Средней Волги	%	29,82	20,76	49,08	0,34	100	25,13	18,03	55,51	1,33	100
ОЭС Юга	млрд	30,900	21,385	45,032	1,434	98,751	28,212	22,123	56,365	6,705	113,405
ОЭС Юга	%	31,29	21,66	45,60	1,45	100	24,88	19,51	49,70	5,91	100
ОЭС Урала	млрд	10,290	5,497	236,478	0,431	252,696	10,283	4,965	268,138	0,844	284,230
ОЭС Урала	%	4,07	2,18	93,58	0,17	100	3,62	1,75	94,34	0,29	100
Европейская часть ЕЭС России	млрд	207,592	64,807	525,015	2,236	799,650	191,506	63,472	607,710	9,458	872,146
Европейская часть ЕЭС России	%	25,96	8,10	65,66	0,28	100	21,96	7,28	69,68	1,08	100
ОЭС Сибири	млрд	-	100,213	107,348	0,261	207,822	-	107,377	122,003	0,682	230,062
ОЭС Сибири	%	-	48,22	51,65	0,13	100	-	46,67	53,03	0,30	100
ОЭС Востока	млрд	-	16,312	28,084	-	44,396	-	17,703	35,611	-	53,314
ОЭС Востока	%	-	36,74	63,26	-	100	-	33,21	66,79	-	100
ЕЭС России, всего	млрд	207,592	181,332	660,447	2,497	1051,868	191,506	188,552	765,324	10,14	1155,522
ЕЭС России, всего	%	19,74	17,24	62,79	0,23	100	16,57	16,32	66,23	0,88	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
Наименование	Ед. измер.	2019 Факт	Изменение за 2020-2026 годы	2026 прогноз
Всего, в т.ч.	млрд	1080,555	74,967	1155,522
Всего, в т.ч.	%	100		100
АЭС	млрд	208,773	-17,267	191,506
АЭС	%	19,32		16,57
ГЭС	млрд	190,295	-1,743	188,552
ГЭС	%	17,61		16,32
ТЭС	млрд	679,881	85,443	765,324
ТЭС	%	62,92		66,23
ВЭС, СЭС	млрд	1,606	8,534	10,140
ВЭС, СЭС	%	0,15		0,88

В прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС снизится с 19,32% в 2019 году до 16,57% в 2026 году, доля ГЭС снизится с 17,61% в 2019 году до 16,32% в 2026 году, доля ТЭС возрастет с 62,92% до 66,23%, доля ВЭС и СЭС возрастет с 0,15% до 0,88%.

По ОЭС прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2019 по 2026 год:

в ОЭС Северо-Запада доля АЭС снизится с 34,2% в 2019 году до 26,3% в 2026 году с соответствующим ростом доли ТЭС с 55,1% до 60,8%;

в ОЭС Центра доля АЭС снизится с 40,8% в 2019 году до 37,6% в 2026 году, доля ТЭС увеличится с 57,8% до 61%;

в ОЭС Средней Волги доля АЭС снизится с 27,4% в 2019 году до 25,1% в 2026 году, доля ГЭС снизится с 21,0% до 18,0%. Доля ТЭС увеличится с 51,3% в 2019 году до 55,5% в 2026 году. Доля ВЭС и СЭС увеличится с 0,3% до 1,3%;

в ОЭС Юга доля АЭС снизится с 32,9% в 2019 году до 24,9% в 2026 году, долевое участие ГЭС сохранится на уровне 19,2-19,5%. Доля ТЭС увеличится с 47,1% до 49,7%, а доля ВЭС и СЭС увеличится с 0,8% в 2019 году до 5,9% в 2026 году;

в ОЭС Урала доля АЭС сохранится на уровне 3,7-3,6%, доля ГЭС снизится с 2,8% в отчетном 2019 году до 1,8% в 2026 году. Возрастут доли ТЭС с 93,4% в 2019 году до 94,3% и ВЭС и СЭС с 0,1% до 0,3% в 2026 году;

в ОЭС Сибири долевое участие ГЭС снизится с 51,7% в 2019 году до 46,7% в 2026 году, доля ТЭС увеличится с 48,3% до 53,0%. Доля ВЭС и СЭС в 2026 году оценивается величиной 0,3%;

в ОЭС Востока долевое участие ГЭС снизится с 37,9% в 2019 году до 33,2% в 2026 году, доля ТЭС соответственно увеличится с 62,1% до 66,8%.

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

В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в 2020-2026 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 при среднемноголетней величине выработки ГЭС

Наименование	Годовое число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России
	Факт						Прогноз
	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
АЭС	6855	7195	7030	7270	7015	6887	6815	6824	6755	6606	6894	6544	6646
ТЭС	4280	4190	4205	4124	4143	4130	4021	4205	4362	4455	4547	4627	4617

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2026 года изменяется в диапазоне 4021-4627 часов/год.

В ОЭС число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять: в ОЭС Северо-Запада - 3744-3966 часов/год, в ОЭС Центра - 3724-4661 часов/год, в ОЭС Юга - 3220-3922 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3207-3890 часов/год, в ОЭС Урала - 4760-5433 часов/год, в ОЭС Сибири (для условий среднемноголетней величины выработки ГЭС) - 4051-4475 часов/год и в ОЭС Востока (для условий среднемноголетней величины выработки ГЭС) 40824720 часов/год.

Сводный баланс электрической энергии по ЕЭС России приведен в таблице 6.7.

Перспективные балансы электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС на 2020-2026 годы представлены в приложении N 12 к схеме и программе ЕЭС России.

В приложении N 13 к схеме и программе ЕЭС России приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2020-2026 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 при среднемноголетней величине выработки ГЭС

Наименование	Ед. измер.	Прогноз
Наименование	Ед. измер.	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии	млрд	1037,147	1067,851	1095,313	1109,860	1128,239	1134,804	1145,135
в том числе заряд ГАЭС	млрд	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777
Экспорт	млрд	16,043	15,421	15,057	15,040	15,061	11,505	11,510
Импорт	млрд	1,322	1,171	1,171	1,171	1,171	1,123	1,123
Потребность	млрд	1051,868	1082,101	1109,199	1123,729	1142,129	1145,186	1155,522
Производство электрической энергии - всего	млрд	1051,868	1082,101	1109,199	1123,729	1142,129	1145,186	1155,522
ГЭС	млрд	181,332	188,257	188,377	188,518	188,552	188,552	188,552
АЭС	млрд	207,592	201,068	199,031	194,622	196,217	181,035	191,506
ТЭС	млрд	660,447	686,757	714,032	731,503	747,315	765,459	765,324
ВЭС, СЭС	млрд	2,497	6,019	7,759	9,086	10,045	10,140	10,140
Установленная мощность - всего	МВт	248061,0	247101,3	248237,8	249323,3	248613,6	248921,8	250426,1
ГЭС	МВт	50007,4	50077,7	50164,6	50235,0	50308,1	50341,3	50362,5
АЭС	МВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ТЭС	МВт	164257,0	163326,2	163683,2	164200,7	164346,7	165421,7	165754,9
ВЭС, СЭС	МВт	3333,3	4234,1	4926,7	5424,4	5495,6	5495,6	5495,6
Число часов использования установленной мощности	час/год	4240	4379	4468	4507	4594	4601	4614
АЭС	час/год	6815	6824	6755	6606	6894	6544	6646
ТЭС	час/год	4021	4205	4362	4455	4547	4627	4617
ВЭС, СЭС	час/год	749	1422	1575	1675	1828	1845	1845

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 22 142,6 - 34 047,8 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 в 2025-2026 годы покрывается за счет перетоков по электрическим связям из соседних ОЭС. Тем не менее, в территориальном разрезе существуют территории ЕЭС России, на которых технологически необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников, а также сохраняются проблемные энергоузлы (энергорайоны), для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в которых требуется реализация мер по строительству генерирующих объектов, приводимых в схеме и программе ЕЭС России.

3. Наличие избытков нормативного резерва мощности связано с условиями замедления прогнозного роста потребления электрической энергии и относительно малыми заявленными собственниками объемами вывода из эксплуатации устаревших и неэффективных генерирующих мощностей.

4. Наличие избытков нормативного резерва мощности позволяет производителям электрической энергии рассматривать планы по более интенсивному обновлению производственных фондов и выводу из эксплуатации устаревшего и неэффективного генерирующего оборудования.

5. Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2019 года (1080,555 млрд ) возрастет на 74,967 млрд до 1 155,522 млрд в 2026 году.

6. Доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России снизится с 19,3% в 2019 году до 16,6% в 2026 году, доля ГЭС снизится с 17,6% в 2019 году до 16,3% в 2026 году, доля ТЭС возрастет с 62,9% в 2019 году до 66,2% в 2026 году, доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,2% в 2019 году до 0,9% в 2026 году.

7. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2026 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 4021-4627 часов/год.

VII. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭC России (без учета децентрализованных источников) на 2020-2026 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 используемого на 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 2020-2026 годах

Наименование показателя	Прогноз
Наименование показателя	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Выработка электрической энергии при средневодных условиях, млрд	660,447	686,757	714,032	731,504	747,315	765,460	765,324
Выработка электрической энергии при маловодных условиях, млрд	660,447	702,290	729,565	747,037	762,848	780,993	780,857

Динамика потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России для рассматриваемого варианта представлена в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Потребность ТЭС ЕЭС России в органическом топливе на период 2020-2026 годов

Наименование	Прогноз
Наименование	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность ТЭС в топливе, тыс. т.у.т.	277 871	285 708	294 086	299 530	304 646	309 824	309 487
из них: газ	199 513	207 237	212 286	216 661	219 ПО	223 090	221 903
нефтетопливо	1 251	1 236	1 227	1 232	1 253	1 264	1 267
уголь	65 023	64 947	67 763	68 584	70 859	71 540	72 292
прочее топливо	12 084	12 288	12 810	13 052	13 425	13 930	14 025
Потребность ТЭС в топливе, %	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00
из них газ	71,80	72,53	72,18	72,33	71,92	72,01	71,70
нефтетопливо	0,45	0,43	0,42	0,41	0,41	0,41	0,41
уголь	23,40	22,73	23,04	22,90	23,26	23,09	23,36
прочее топливо	4,35	4,30	4,36	4,36	4,41	4,50	4,53

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 составляет от 62,8% до 66,8%. Потребность в органическом топливе ТЭС составит 277,9 млн т.у.т. в 2020 году и 309,5 млн т.у.т. в 2026 году. Помимо принятого уровня выработки электрической энергии на ТЭС на потребность в органическом топливе значительное влияние оказывает состав генерирующих мощностей. Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию в 2020 году составит 304,5 г/кВт.ч, в 2026 году - 305,7 г/кВт.ч.

Структура используемого топлива в рассматриваемом периоде остается практически без изменений: на долю газа приходится 72%, на долю угля - 23%, на долю нефтетоплива и прочего топлива - 5%.

При маловодных условиях на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока потребуется дополнительное топливо для покрытия прогнозируемого уровня электропотребления (таблица 7.3).

Таблица 7.3. Потребность тепловых электростанций в дополнительном топливе при маловодных условиях на ГЭС в 2020-2026 гг., млн т.у.т.

ОЭС	Прогноз
ОЭС	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
ОЭС Сибири	0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
ОЭС Востока	0	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4

Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 7.4.

Таблица 7.4 - Потребность ТЭС в органическом топливе по ОЭС на период 2020-2026 годов, тыс. т.у.т.

ОЭС	Годы	Расход условного топлива, всего	в том числе
ОЭС	Годы	Расход условного топлива, всего	Газ	Уголь	Нефтетопливо	Прочее топливо
ОЭС Северо-Запада	2020	25919	21293	1915	481	2230
	2021	26052	21370	1968	483	2230
	2022	26227	21538	1965	469	2254
	2023	26281	21584	1970	469	2257
	2024	26533	21815	1983	469	2266
	2025	26637	21900	1988	471	2277
	2026	26848	22096	1997	472	2283
ОЭС Центра	2020	55492	50178	1188	39	4088
	2021	57309	51929	1248	40	4092
	2022	58630	52943	1383	40	4263
	2023	60760	54809	1517	40	4393
	2024	61155	54885	1514	40	4716
	2025	64878	57974	1710	42	5152
	2026	62903	56170	1558	41	5134
ОЭС Средней Волги	2020	27515	27068	0	107	339
	2021	29791	29323	0	110	358
	2022	30536	30025	0	112	399
	2023	30917	30394	0	113	410
	2024	31085	30547	0	113	424
	2025	30773	30239	0	113	421
	2026	30513	29986	0	111	416
ОЭС Юга	2020	16608	14733	1601	210	64
	2021	18259	16102	1850	231	76
	2022	18775	16606	1853	227	88
	2023	19042	16839	1886	230	88
	2024	19670	17372	1974	237	88
	2025	19975	17630	2017	240	88
	2026	20068	17711	2029	241	88
ОЭС Урала	2020	87347	76687	7930	107	2623
	2021	90133	79153	8078	107	2794
	2022	93008	81481	8582	114	2832
	2023	94469	82589	8930	115	2836
	2024	95861	83476	9430	122	2833
	2025	96465	83817	9672	126	2850
	2026	97015	84100	9929	129	2856
ОЭС Сибири	2020	51809	4650	44174	244	2740
	2021	51361	4596	43823	204	2737
	2022	53696	4702	45817	203	2974
	2023	54353	5154	45930	201	3068
	2024	55955	5326	47322	207	3099
	2025	56133	5330	47452	208	3143
	2026	56517	5354	47705	209	3249
ОЭС Востока	2020	13189	4910	8216	63	0
	2021	12809	4770	7979	61	0
	2022	13226	5002	8162	62	0
	2023	13714	5298	8352	63	0
	2024	14400	5700	8635	64	0
	2025	14975	6210	8700	65	0
	2026	15636	6498	9073	64	0

На ряде тепловых электростанций ОЭС Востока имеются ограничения по объему выработки электроэнергии, вызванные поставками топлива. Для покрытия возрастающей потребности в электроэнергии в 2024-2026 годах необходимо предусмотреть мероприятия по устранению этих ограничений.

Выводы:

При заданных уровнях потребления электрической энергии потребность в органическом топливе тепловых электростанций ЕЭС России составит 277,9 млн т.у.т. в 2020 году и 309,5 млн т.у.т. в 2026 году. Структура топлива на прогнозируемый период 2020-2026 годы не меняется, основную его долю составляет газ (72%). Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию в среднем по ЕЭС России в прогнозируемом периоде составит 305-306 .

VIII. Развитие магистральных и распределительных сетей с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2020-2026 годы

Развитие электрической сети напряжением 220 кВ и выше ЕЭС России в период 2020-2026 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 2020-2026 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 2020-2026 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 соответствии с Комплексным планом сформированы предварительные предложения по развитию электрической сети в ОЭС Сибири и ОЭС Востока в период 2023-2026 годов для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (приложение N 20 к схеме и программе ЕЭС России).

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 КВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС - Копорская с установкой токоограничивающего реактора;

- установка АТ 750/330 кВ (4АТ) мощностью 1251 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 АТ 750/330 кВ (4АТ);

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

8.1.2. ОЭС Центра

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 2АТ 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.

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 с отпайкой на ПС Чекон (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 города Наро-Фоминска предполагается сооружение ПС 220 кВ Заводская с заходами ВЛ 220 кВ Котово - Бугры.

Для выдачи мощности генерирующих объектов ПАО "НЛМК" в Липецкой области предполагается сооружение ПС 220 кВ РП-3 с заходами ВЛ 220 кВ Северная - Металлургическая I, II цепь.

8.2.3. ОЭС Востока

Для обеспечения выдачи мощности Свободненской ТЭС (Амурская ТЭС) в 2020 году предполагается сооружение заходов ВЛ 220 кВ Амурская - Новокиевка в РУ 220 кВ Свободненской ТЭС (Амурская ТЭС).

8.3. Развитие электрических сетей для выдачи мощности ГЭС

В период 2020-2026 годы сооружение новых электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше для выдачи мощности ГЭС не предусматривается.

8.4. Развитие электрических сетей для выдачи мощности ВЭС, СЭС ОЭС Юга

Для обеспечения выдачи мощности Кочубеевской ВЭС (210 МВт) в 2020 году предусматривается сооружение ПС 330 кВ Барсуки с двумя ЛЭП 330 кВ Невинномысск - Барсуки.

Для обеспечения выдачи мощности Излучной (87,8 МВт), Манланской (75,6 МВт), Старицкой (50,0 МВт), Холмской (87,8 МВт) и Черноярской ВЭС (37,8 МВт) в 2021 году предусматривается сооружение ПС 220 кВ Зубовка с заходами ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2.

Для обеспечения выдачи мощности Азовской ВЭС (90,1 МВт) предполагается выполнение реконструкции на ПС 220 кВ А-30 с установкой АТ 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 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 ООО "НЛМК-Калуга" в северной части Калужской области запланировано сооружение ПС 500 кВ Обнинская.

Также в ОЭС Центра предполагается выполнение комплексного перевооружения и реконструкции ПС 500 кВ Западная, ПС 500 кВ Трубино, ПС 500 кВ Чагино, ПС 500 кВ Ногинск, ПС 500 кВ Пахра, ПС 500 кВ Череповецкая, ПС 500 кВ Борино.

8.5.2. ОЭС Юга

Для усиления электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга в 2020 году предполагается завершение строительства ПС 500 кВ Алания (Моздок) путем сооружения заходов ВЛ 330 кВ Моздок - Артем и ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 500 кВ Алания (Моздок).

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

ГАРАНТ:

Нумерация подпунктов приводится в соответствии с источником

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 - Таксимо с ПС 500 кВ Нижнеангарская и реконструкция ПС 220 кВ Таксимо с сооружением РУ 500 кВ.

Для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (БАМ и Транссиб) и ООО "Иркутская нефтяная компания" (ПС 220 кВ Рассолы) в 2022 году предусматривается перевод ВЛ 220 кВ Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут N 2 на номинальное напряжение 500 кВ (с установкой на ПС 500 кВ Усть-Кут второго АТ 500/220 кВ 501 МВА).

Для обеспечения технологического присоединения потребителей ПАО "Газпром" (Ковыкта) и ООО "СЛ Золото" в 2023 году предусматривается строительство одноцепной ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут N 3.

Для обеспечения технологического присоединения Тайшетского алюминиевого завода в период 2020-2021 годов на ПС 500 кВ Озерная будет выполнена установка трех АТ 500/220 кВ мощностью по 501 МВА каждый.

8.5.5. ОЭС Востока

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в западном энергорайоне энергосистемы Амурской области планируется строительство ВЛ 500 кВ в контролируемом сечении "ОЭС - Запад Амурэнерго".

Для обеспечения технологического присоединения потребителей 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 шинопроводов между ПП 500 кВ Химкомбинат и ПС 500 кВ АГХК.

Для обеспечения технологического присоединения потребителей ООО "Амур Минералс" предлагается сооружение ПП 500 кВ Нерген с заходами ВЛ 500 кВ Хабаровская - Комсомольская, ПС 500 кВ Таежная, а также шинопроводов между ПП 500 кВ Нерген и ПС 500 кВ Таежная.

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 повышения надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Белгородской области предполагается строительство ЛЭП 330 кВ от ВЛ 330 кВ Курская АЭС - Сумы Северная до ПС 330 кВ Белгород с организацией переключательного пункта 330 кВ для возможности оперативного изменения режима работы ЛЭП. Указанное сетевое строительство также позволит снизить ограничения выдачи мощности Курской АЭС при нормативных возмущениях в ремонтных схемах.

Для обеспечения надежности электроснабжения существующих и технологического присоединения новых потребителей электрической энергии предполагается выполнение комплексного технического перевооружения и реконструкции ПС 330 кВ Белгород, ПС 330 кВ Лебеди и ПС 330 кВ Губкин в Белгородской области, ПС 330 кВ Новая в Тверской области и ПС 330 кВ Южная в Курской области.

8.6.2. ОЭС Северо-Запада

Сооружение транзита 330 кВ Лоухи - РП Борей (Путкинский) - РП Каменный бор (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 Менделеевская (Ломоносовская).

8.6.3. ОЭС Юга

В целях исключения перегрузки АТ-1 330/110 кВ мощностью 125 МВА 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 (с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 24.12.2019 N 1416) "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" в энергосистеме Республики Ингушетия предполагается строительство ПС 330 кВ Тихая с заходами ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный.

Для обеспечения технологического присоединения новых потребителей в г. Севастополе (суммарной мощностью 154 МВт) в районе расположения Севастопольской ТЭЦ предлагается строительство ПС 330 кВ Нахимовская с распределительным устройством 110 кВ и строительством заходов КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Западно-Крымская и существующих ВЛ 110 кВ. Информация о новых потребителях предоставлена Управлением Черноморского Флота Минобороны России, Правительством г. Севастополя и хозяйствующими субъектами (заявки на технологическое присоединение не поданы).

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.

Для обеспечения технологического присоединения потребителей, в том числе ГУП "Петербургский Метрополитен", в городе Санкт-Петербурге предусмотрено строительство ПС 220 кВ Купчинская с заходами ЛЭП 220 кВ Южная - Чесменская с вводом в работу в 2021 году.

8.7.2. ОЭС Центра

Для обеспечения технологического присоединения потребителей города Москвы и Московской области предполагается: сооружение ПС 220 кВ КГПН (ГПП-4) и ПС 220 кВ Нефтезавод (АО "Газпромнефть-МНПЗ"), ПС 220 кВ Тютчево (Н. Пушкино) и ПС 220 кВ Саввинская; реконструкция ПС 110 кВ Битца с переводом на напряжение 220 кВ, ПС 220 кВ Чертаново, ПС 220 кВ Ока, ПС 220 кВ Темпы, ПС 220 кВ Луч, ПС 220 кВ Назарьево, ПС 220 кВ Гольяново, ПС 220 кВ Баскаково и ПС 220 кВ Радищево N 140.

В энергосистеме Тульской области для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей предполагается: сооружение ПС 220 кВ ООО "Тепличный комплекс "Тульский" с заходами ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Тула N 2 с отпайками на ПС Яснополянская; реконструкция ПС 220 кВ Северная, ПС 220 кВ Химическая и ПС 220 кВ Бегичево.

В энергосистеме Калужской области предполагается реконструкция ПС 220 кВ Метзавод для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "НЛМК - Калуга", ПС 220 кВ Орбита.

В энергосистеме Рязанской области предполагается реконструкция ПС 220 кВ Ямская.

В энергосистеме Владимирской области предполагается реконструкция ПС 220 кВ Районная (г. Владимир).

В энергосистеме Тверской области предполагается реконструкция ПС 220 кВ Нелидово.

В энергосистеме Смоленской области предполагается реконструкция и ПС 220 кВ Восток.

Предполагается сооружение тяговых подстанций: ПС 220 кВ N 1 Вишняково и ПС 220 кВ N 2 Черепаново (Московская область), ПС 220 кВ N 3 Петушки ВСМ и ПС 220 кВ N 4 Владимир ВСМ (Владимирская область) для обеспечения электроснабжения участка высокоскоростной железнодорожной магистрали "Москва - Казань - Екатеринбург" ОАО "Скоростные магистрали"; ПС 220 кВ Арсенал (Тульская область) для электрификации участка "Ожерелье - Узловая - Елец" железной дороги ОАО "РЖД"; ПС 220 кВ Варваринский-тяговая и ПС 220 кВ Пушкари-тяговая (Тамбовская область) для электрификации участка "Ртищево - Кочетовка" Юго-Восточной железной дороги ОАО "РЖД".

Для обеспечения надежного электроснабжения и технологического присоединения потребителей предполагается строительство новых и реконструкция существующих ВЛ и КЛ:

в Брянской области строительство ВЛ 220 кВ Белобережская - Брянская ориентировочной протяженностью 71,2 км;

в городе Москве и в Московской области строительство КЛ 220 кВ Бутырки - Белорусская N 1 и N 2 ориентировочной протяженностью 10 км, заходов ВЛ 220 кВ Котово - Бугры ориентировочной протяженностью 1,4 км (2х0,7 км) на ПС 220 кВ Заводская, второй цепи транзита 220 кВ Очаково - Говорово - Чоботы ориентировочной протяженностью 0,5 км, заходов ВЛ 220 кВ Радищево - Луч и ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево на ПС 220 кВ Назарьево ориентировочной протяженностью 4 км (4х1 км), заходов ВЛ 220 кВ Ярцево - Радуга на ПС 220 кВ Дмитров ориентировочной протяженностью 30 км (2х15 км) с реконструкцией РУ 220 кВ ПС 220 кВ Дмитров, кабельных заходов ВЛ 220 кВ ТЭЦ-26 - Ясенево на ПС 220 кВ Бутово ориентировочной протяженностью 3 км (2х1,5 км), заходов ВЛ 220 кВ Ногинск - Шибаново на ПС 220 кВ Черепаново ВСМ ориентировочной протяженностью 29,84 км (2х14,92 км), реконструкция ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая со строительством заходов на ПС 220 кВ Арсенал ориентировочной протяженностью 7 км (2х3,5 км);

в Липецкой области реконструкция ВЛ 220 кВ Северная Металлургическая I, II цепь со строительством заходов на ПС 220 кВ РП-3 ориентировочной протяженностью 6 км (4х1,5 км), ВЛ 220 кВ Липецкая - Казинка I, II цепь с заменой сечения провода протяженностью 19 км;

в северной части Калужской области предполагается сооружение двух ВЛ 220 кВ Обнинск - Созвездие ориентировочной протяженностью 93,76 км (2х46,88 км);

во Владимирской области строительство участка ВЛ 220 кВ Александров - ТПС N 3 "Петушки ВСМ" на опорах для двухцепных ВЛ, строительство одноцепного участка ВЛ 220 кВ Александров - ТПС N 3 "Петушки ВСМ", Строительство ВЛ 220 кВ Цветмет - ТПС N 3 "Петушки ВСМ" ориентировочной протяженностью 114,4 км (1х71,9 км, 1х42,5 км), реконструкция КВЛ 220 кВ Владимирская - Районная II цепь с сооружением новых ВЛ 220 кВ Владимирская - Владимир ВСМ и КВЛ 220 кВ Районная - Владимир ВСМ ориентировочной протяженностью 8,6 км (2х4,3 км);

в Тамбовской области реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская - Мичуринская со строительством заходов на ПС 220 кВ Варваринский-тяговая ориентировочной протяженностью 20 км (2х10 км) и ВЛ 220 кВ Тамбовская - Котовская со строительством заходов на ПС 220 кВ Пушкари-тяговая ориентировочной протяженностью 1 км (2х0,5 км);

в Тульской области реконструкция ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая со строительством заходов на ПС 220 кВ Арсенал ориентировочной протяженностью 7 км (2х3,5 км).

8.7.3. ОЭС Юга

Для обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей города 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 АТ 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 города Севастополя в 2020 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 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Брюховецкая на уровне 2022 года предполагается реконструкция подстанции с установкой 3-го АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности на подстанции до 375 МВА.

Для подключения новых потребителей ООО "КЭСК" г. Ростов в 2020 году 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 Бобыльская - Кудьма в РУ 220 кВ вновь сооружаемой ПС 220 кВ ГПП N 6.

В энергосистеме Нижегородской области предполагается реконструкция ПС 500 кВ Радуга для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Выксунский металлургический завод".

В энергосистеме Саратовской области предполагается реконструкция ПС 220 кВ Центральная для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "СПФ "Балаковоспецстрой".

8.7.5. ОЭС Урала

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

Для обеспечения технологического присоединения потребителей ООО "Агрокомплекс "Южноуральский" предполагается сооружение ПС 220 кВ Березовская с заходами ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Троицкая ГРЭС.

Для обеспечения технологического присоединения потребителей ЗАО "Верхнекамская Калийная Компания" предлагается строительство ПС 220 кВ ГПП Урал с заходами КВЛ 220 кВ Северная - КамаКалий.

Для обеспечения технологического присоединения потребителей ООО "Промдевелопмент "Большебрусянское" планируется строительство ПС 220 кВ Шипеловская с заходами ВЛ 220 кВ Курчатовская - Каменская.

Для обеспечения возможности вывода из эксплуатации ОРУ 220 кВ Серовской ГРЭС предполагается реконструкция КРУЭ 220 кВ Серовской ГРЭС без увеличения трансформаторной мощности, а также перевод ВЛ 220 кВ Серовская ГРЭС - Сосьва N 1 и ВЛ 220 кВ БАЗ - Серовская ГРЭС в КРУЭ 220 кВ из ОРУ 220 кВ Серовской ГРЭС.

Для технологического присоединения объектов ПАО "НК "Роснефть" планируется строительство надстройки 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский (ПС 220 кВ Погорелова) и двухцепной ВЛ 220 кВ Святогор - Погорелова I, II цепь; строительство ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка с заходами ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - ЮБГПЗ.

Для технологического присоединения потребителей ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз" предлагается строительство надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово и двух ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово.

Для технологического присоединения объектов АО "Тюменнефтегаз" предполагается сооружение ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак, а также ПС 220 кВ Тасу Ява и ВЛ 220 кВ Ермак - Тасу Ява 1, 2.

8.7.6. ОЭС Сибири

Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "Голевская горнорудная компания") предполагается строительство ВЛ 220 кВ Тулун - Туманная I, II цепь с ПС 220 кВ Туманная.

Для обеспечения технологического присоединения потребителей (ООО "СЛ Золото") предполагается строительство ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Витим I, II цепь с ПС 220 кВ Витим.

Для обеспечения технологического присоединения потребителей ПАО "Газпром" (Ковыкта) предполагается строительство ВЛ 220 кВ Усть-Кут - Ковыкта I, II цепь с ПС 220 кВ Ковыкта.

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.

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Кемеровской области и Республики Хакасия, в том числе объектов ОАО "РЖД" предполагается строительство второй ВЛ 220 кВ Междуреченская - Степная.

8.7.7. ОЭС Востока

Для обеспечения технологического присоединения объектов газотранспортной системы "Сила Сибири" предполагается сооружение ПП 220 кВ Нагорный, ПС 220 кВ КС-5, 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 обеспечения технологического присоединения объектов ПАО "Транснефть" предполагается сооружение третьей ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах со строительством заходов на ПС 220 кВ НПС-19.

Для обеспечения технологического присоединения потребителей ОАО "РЖД" предполагается строительство ПС 220 кВ Шмаковка-тяговая, ПС 220 кВ Сгибеево-тяговая и ПС 220 кВ Тумнин.

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

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 2020-2026 годы приведен в приложении N 14 к схеме и программе ЕЭС России.

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 2020-2026 годов приведен в приложении N 15 к схеме и программе ЕЭС России.

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 2020-2026 годов приведен в приложении N 16 к схеме и программе ЕЭС России.

Перечень мероприятий по реновации основных фондов сетевых организаций с учетом их технического состояния приведен в приложении N 17 к схеме и программе ЕЭС России.

Перечень объектов электросетевого хозяйства, находящихся под напряжением, но не введенных в эксплуатацию, приведен в приложении N 18 к схеме и программе ЕЭС России.

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше представлены в приложении N 19 к схеме и программе ЕЭС России.

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 2020-2024 годы, утвержденную приказом Минэнерго России от 27.12.2019 N 36@, и инвестиционные программы иных сетевых организаций.

Всего за период 2020-2026 годов намечается ввод в эксплуатацию ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 11 321,1 км, трансформаторной мощности 44 039,3 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 543 525,2 млн руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (20%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2026 года.

Карты-схемы размещения линий электропередачи, ПС напряжением 220 кВ и выше и электростанций по ОЭС на 2020-2026 годы (с выделением энергосистем города Москвы и Московской области, города Санкт-Петербурга и Ленинградской области, Тюменской области, Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов, Восточной Сибири, Республики Крым и города 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 2020 годы, определенные приказом ФАС России от 10.12.2019 N 1616/19 "О продлении срока действия долгосрочного периода регулирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети с применением метода доходности инвестированного капитала, оказываемые ПАО "Федеральная сетевая компания единой энергетической системы" на 2020 год".

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

Наименование	2020
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)	0,03340
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения (Птпр)	1,14889

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 2020-2026 годов намечается ввод в работу ЛЭП напряжением 220 кВ и выше протяженностью 11 321,1 км, трансформаторной мощности 44 039,3 МВА.

3. Реализация намеченных планов по развитию электросетевого комплекса потребует инвестиции в объеме 543 525,2 млн руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (20%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2026 года.

4. Для целей обеспечения энергоснабжения инвестиционных проектов, включенных в транспортную часть Комплексного плана, сформированы предварительные предложения по развитию электрической сети в ОЭС Сибири и ОЭС Востока в период 2023-2026 годов.

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

9.1. Принятые сокращения

АДВ	- автоматическая дозировка воздействия;
АПВ	- автоматическое повторное включение;
АПНУ	- автоматика предотвращения нарушения устойчивости;
АРЧМ	- автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
ВЛ	- воздушная линия электропередачи;
КВЛ	- кабельно-воздушная линия электропередачи;
КЗ	- короткое замыкание;
КЛ	- кабельная линия электропередачи;
ЛАПНУ	- локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости;
ЛЭП	- линия электропередачи;
НИР	- научно-исследовательская работа;
ПА	- противоаварийная автоматика;
ПС	- подстанция;
РЗ	- релейная защита;
РЗА	- релейная защита и автоматика;
РУ	- распределительное устройство;
СМПР	- система мониторинга переходных режимов в энергосистеме;
СОТИАССО	- система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора;
ССПИ	- система сбора и передачи информации;
ТАПВ	- трехфазное автоматическое повторное включение;
ТТ	- трансформатор тока;
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;

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 короткого 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 и диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС" установлены Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 N 937 (далее - ПТФ), регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности, а также договорами возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и соглашениями о технологическом взаимодействии между АО "СО ЕЭС" и субъектами электроэнергетики, и включают в себя требования к:

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

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

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

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

Для владельцев ЛЭП, оборудования и устройств, отнесенных к объектам диспетчеризации, установлена обязанность по организации и обеспечению круглосуточной работы СОТИАССО, обеспечивающей передачу в режиме реального времени диспетчерских команд (разрешений), команд дистанционного управления и 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 согласованным АО "СО ЕЭС" программам модернизации и расширения СОТИАССО (ССПИ).

9.4. В ЕЭС России осуществляется ввод в промышленную эксплуатацию систем дистанционного управления из центров управления сетями сетевых организаций и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" с применением автоматизированных программ переключений (АПП) по выводу в резерв (вводу в работу) оборудования подстанций.

До 2025 года запланировано внедрение дистанционного управления оборудованием и устройствами подстанций из центров управления сетями дочерних обществ ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" с применением АПП в соответствии c утвержденным и ежегодно актуализируемым перечнем подстанций (Таблица 9.1).

Таблица 9.1 - Перечень подстанций сетевых организаций, являющихся дочерними обществами ПАО "Россети", для реализации проектов дистанционного управления оборудованием и устройствами 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 Аэропорт ПС 220 кВ Майя ПС 220 кВ НПС-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 Патрокл ПС 220 кВ РЦ ПС 220 кВ Спасск
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 500 кВ Нижнеангарск		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 220 кВ Кызылская ПС 220 кВ Междуреченская ПС 220 кВ Тёя ПС 220 кВ ЗСМК	ПС 110 кВ Весенняя ПС 110 кВ Кристалл ПС 110 кВ Забайкальск
ОЭС Урала	ПС 500 кВ Емелино ПС 500 кВ Исеть 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 ПС 110 кВ Хромпик ПС 110 кВ Асбест ПС 110 кВ Свердловская
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	ПС 110 кВ Юго-Восточная
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 Михайловск
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 330 кВ Ломоносовская	ПС 220 кВ Приморская	ПС 110 кВ Псков (ПС 53) ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283) ПС 110 кВ Береговая ПС 110 кВ Гумбиннен ПС 110 кВ Купчинская ПС 110 кВ Прионежская
ОЭС Центра	ПС 500 кВ Череповецкая ПС 500 кВ Пахра	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 220 кВ Пущино ПС 220 кВ Нелидово ПС 220 кВ Владимировка ПС 220 кВ Ока ПС 220 кВ Луч ПС 220 кВ Орловская-Районная ПС 220 кВ Академическая ПС 220 кВ Бабушкинская ПС 220 кВ Белорусская ПС 220 кВ Борисово ПС 220 кВ Бутово ПС 220 кВ Бутырки ПС 220 кВ Владыкино ПС 220 кВ Восточная ПС 220 кВ Встреча ПС 220 кВ Говорово ПС 220 кВ Гольяново ПС 220 кВ Горенки ПС 220 кВ Гражданская ПС 220 кВ Гулево ПС 220 кВ Елоховская ПС 220 кВ Жулебино ПС 220 кВ Иловайская ПС 220 кВ Ильинская ПС 220 кВ Коньково ПС 220 кВ Красногорская ПС 220 кВ Куркино ПС 220 кВ Левобережная ПС 220 кВ Лесная ПС 220 кВ Новобратцево ПС 220 кВ Новософрино ПС 220 кВ Омега ПС 220 кВ Павелецкая ПС 220 кВ Пенягино ПС 220 кВ Подушкино ПС 220 кВ Пресня ПС 220 кВ Руднево ПС 220 кВ Сабурово ПС 220 кВ Свиблово ПС 220 кВ Сигма ПС 220 кВ Старбеево ПС 220 кВ Уча ПС 220 кВ Хвойная ПС 220 кВ Хлебниково ПС 220 кВ ЦАГИ ПС 220 кВ Чертаново ПС 220 кВ Чоботы ПС 220 кВ Шуколово ПС 220 кВ Южная ПС 220 кВ Ясенево ПС 220 кВ Автозаводская	ПС 110 кВ Майская ПС 110 кВ Угольная ПС 110 кВ Андроньевская ПС 110 кВ Боровое ПС 110 кВ Бруски ПС 110 кВ Бутаково ПС 110 кВ Водовод ПС 110 кВ Городок ПС 110 кВ Гребчиха ПС 110 кВ Демихово ПС 110 кВ Динамо ПС 110 кВ Дулево ПС 110 кВ Измайлово ПС 110 кВ Карачарово ПС 110 кВ Клишино ПС 110 кВ Кожухово ПС 110 кВ Красково ПС 110 кВ Лужники ПС 110 кВ Малино ПС 110 кВ МГУ ПС 110 кВ Метростроевская ПС 110 кВ Москворецкая ПС 110 кВ Новоспасская ПС 110 кВ Озеры ПС 110 кВ Полет ПС 110 кВ Прожектор ПС 110 кВ Рошаль ПС 110 кВ Семеновская ПС 110 кВ Сидорово ПС 110 кВ Сити ПС 110 кВ Спортивная ПС 110 кВ Стрелецкая ПС 110 кВ Угреша ПС 110 кВ Фрезер ПС 110 кВ Химки ПС 110 кВ Ходынка ПС 110 кВ Черемушки ПС 110 кВ Электрозаводская

В 2020 году планируется внедрение дистанционного управления оборудованием РУ 500 кВ, 220 кВ, 110 кВ Воткинской ГЭС из филиалов АО "СО ЕЭС" ОДУ Урала и Пермское РДУ.

9.5. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2020-2026 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 330-750 кВ:

- расширение зоны, защищаемой ЦСПА ОЭС Северо-Запада, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА ОЭС Сибири;

- модернизация ЦСПА ОЭС Урала с целью 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;

- модернизация ЦСПА ОЭС Средней Волги в части реализации новых пусковых органов и управляющих воздействий для низовых устройств;

- 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, УКПА Усть-Илимской 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, ЛАПНУ Сургутской ГРЭС-2, ЛАПНУ Зейской ГЭС;

- реализация импульсной разгрузки блоков Балаковской АЭС;

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

- модернизация АПНУ Ленинградской АЭС в связи с вводом энергоблока N 6 Ленинградской АЭС;

- модернизация противоаварийной автоматики на объектах ПС 330 кВ Тихвин - Литейный и ПС 330 кВ Петрозаводск;

- установка противоаварийной автоматики на сооружаемых ПП 330 кВ Борей и ПП 330 кВ Каменный бор;

- подключение ЛАПНУ ПП 330 кВ Борей и ПП 330 кВ Каменный бор и ПС 330 кВ Петрозаводск 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;

- создание ЛАПНУ на ПС 500 кВ Хабаровская с обеспечением возможности ее работы в качестве низового устройства ЦСПА.

9.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2020-2026 годы планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности:

- подключение Цимлянской ГЭС и Зарамагской ГЭС-1 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).

9.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2020-2026 годы планируется:

- создание программно-технических комплексов СМПР на Ванкорской ГТЭС, Гусиноозерской ГРЭС, Конаковской ГРЭС, Ленинградской АЭС-2, Курской АЭС-2, Нерюнгринской ГРЭС, ТЭС Сила Сибири, Красноярской ГЭС, Красноярской ГРЭС-2, ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ - ПНОС", Каскаде Вилюйских ГЭС 1, 2, Липецкой ТЭЦ-2, Иркутской ГЭС, Светлинской ГЭС, ТЭЦ-22 ПАО "Мосэнерго", ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго", Ударной ТЭС, Чиркейской ГЭС, Якутской ГРЭС-2, а также на подстанциях АО "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, Рефтинской ГРЭС, Сургутской ГРЭС-1, Сургутской ГРЭС-2 и Харанорской ГРЭС.

9.8. 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, АО "СО ЕЭС" проведена НИР: "Исследование функционирования применяемых в Российской Федерации устройств релейной защиты в переходных режимах, связанных с насыщением трансформаторов тока".

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.

Аналогичные обстоятельства (неправильная работа устройств РЗ вследствие появления небаланса в токовых цепях, обусловленного насыщением ТТ из-за появления апериодической составляющей в токе короткого замыкания) явились причиной масштабной аварии 13.06.2018 в ОЭС Юга с отделением части энергосистемы (Республика Крым и город Севастополь) на изолированную работу с дефицитом мощности с последующим отключением потребителей в объеме 867 МВт (обесточение коснулось более 2 млн человек).

Одной из причин возникновения аварийных ситуаций по указанной причине являлось отсутствие в нормативно-технической документации Российской Федерации требования о необходимости обеспечения техническими характеристиками ТТ и подключенными к ним устройствами РЗ (в совокупности) правильной работы устройств РЗ при КЗ, в том числе при возникновении апериодической составляющей тока.

В настоящее время указанные требования определены в ПТФ и в предварительном национальном стандарте ПНСТ 283-2018 "Трансформаторы измерительные. Часть 2. Технические условия на трансформаторы тока", который введен в действие приказом от 30 октября 2018 N 51-пнст Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 1 января 2019 (далее - ПНСТ 283-2018).

С 01.01.2020 введен в действие ГОСТ Р 58669-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита. Трансформаторы тока измерительные индуктивные с замкнутым магнитопроводом для защиты. Методические указания по определению времени до насыщения при коротких замыканиях" (утвержден приказом от 19.11.2019 N 1195-ст Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт), далее - ГОСТ Р 58669-2019), который устанавливает четыре метода (в зависимости от состава исходных данных) расчета времени до насыщения измерительных индуктивных ТТ для защиты с замкнутым магнитопроводом, используемых для РЗ, при коротких замыканиях (классов точности P, PX и ТРХ), определяет исходные данные, необходимые для применения каждого из методов, устанавливает требования по подготовке к проведению расчетов времени до насыщения измерительных индуктивных ТТ и порядок выполнения указанных расчетов с использованием каждого из установленных методов.

В целях исключения неправильной работы устройств РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ, необходимо:

1. При строительстве и комплексном техническом перевооружении объектов электроэнергетики на этапе выполнения проектной документации выбор ТТ производить с учетом требований к характеристикам ТТ, гарантирующих правильную работу устройств РЗ в переходных режимах в соответствии с ПНСТ 283-2018.

2. При модернизации устройств и комплексов РЗ (без замены ТТ) на этапе выполнения проектной документации:

- с целью обеспечения техническими характеристиками ТТ и подключенных к ним устройств РЗ (в совокупности) правильной работы устройств РЗ при КЗ, в том числе при возникновении апериодической составляющей тока проводить расчеты времени до насыщения ТТ в соответствии с ГОСТ Р 58669-2019 или ПНСТ 283-2018;

- на основании проведенных расчетов времени до насыщения ТТ определять требования к техническим характеристикам устройств РЗ в части минимально необходимого времени достоверного измерения значений тока ТТ, при котором обеспечивается правильная работа РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ.

9.9. 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 2020-2026 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 2026 года.

Прогнозные цены рассчитывались:

- на период 2020-2024 годов на основе значений индексов-дефляторов, представленных в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (Минэкономразвития России, сентябрь 2019 г.);

- на период 2025-2026 годов применяется значение показателя индекса-дефлятора, определенное в прогнозе социально-экономического развития на среднесрочный период для последнего года соответствующего среднесрочного периода прогнозирования - 2024 год.

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 на 2020-2026 годы, 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 электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства, утвержденным приказом Минэнерго России от 17.01.2019 N 10.

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 в период 2020-2026 годов оцениваются в 2 122 124,0 млн руб., в том числе по генерирующим объектам 1 578 598,8 млн руб. и электрическим сетям 220 кВ и выше 543 525,2 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 2020-2026 годы.

Таблица 10.1 - Прогнозные объемы инвестиций в развитие ЕЭС России на период 2020-2026 годов в прогнозных ценах

ОЭС	Тип станции	Инвестиции, млн руб. (в прогнозных ценах с НДС)							Итого за 2020-2026 годы
ОЭС	Тип станции	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	Итого за 2020-2026 годы
ОЭС Северо-Запада		62115,0	3980,3	16378,2	30822,9	36987,5	41611,0	29281,8	221176,7
	АЭС	29281,8	0,0	15411,5	30822,9	36987,5	41611,0	29281,8	183396,5
	ГЭС и МГЭС	6207,0	527,3	966,7	0,0	0,0	0,0	0,0	7701,0
	ТЭС	13965,3	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	13965,3
	ВИЭ	12660,9	3453,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	16113,9
ОЭС Центра		37698,6	113207,1	131951,5	113230,0	61783,9	0,0	0,0	457871,1
	АЭС	25518,2	51036,4	61243,7	68899,1	48484,6	0,0	0,0	255182,0
	ТЭС	12180,4	62170,7	70707,8	44330,9	13299,3	0,0	0,0	202689,1
ОЭС Средней Волги		7238,9	16720,2	36111,5	30520,2	37099,8	10034,7	0,0	137725,3
	ТЭС	0,0	5849,3	17654,2	25486,4	37099,8	10034,7	0,0	96124,4
	ВИЭ	7238,9	10870,9	18457,3	5033,8	0,0	0,0	0,0	41600,9
ОЭС Юга		134482,8	58893,0	15406,9	7320,7	1224,2	7420,9	8067,4	232815,9
	ГЭС и МГЭС	6829,2	5158,1	4516,4	2832,0	0,0	0,0	0,0	19335,7
	ТЭС	34023,4	12487,1	0,0	0,0	0,0	1293,1	1939,6	49743,2
	ВИЭ	93630,2	41247,8	10890,5	4488,7	1224,2	6127,8	6127,8	163737,0
ОЭС Урала		12045,4	9554,1	6363,9	0,0	0,0	0,0	0,0	27963,4
	ТЭС	1786,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1786,0
	ВИЭ	10259,4	9554,1	6363,9	0,0	0,0	0,0	0,0	26177,4
ОЭС Сибири		19442,8	52326,5	46241,3	43420,3	39762,4	14896,4	0,0	216089,7
	ТЭС	10185,0	45308,1	42767,5	43420,3	39762,4	14896,4	0,0	196339,7
	ВИЭ	9257,8	7018,4	3473,8	0,0	0,0	0,0	0,0	19750,0
ОЭС Востока		52618,2	40308,5	0,0	0,0	41918,3	111476,0	38635,7	284956,7
	ТЭС	52618,2	40308,5	0,0	0,0	41918,3	111476,0	38635,7	284956,7
Итого		325641,7	294989,7	252453,3	225314,1	218776,1	185439,0	75984,9	1578598,8
	АЭС	54800,0	51036,4	76655,2	99722,0	85472,1	41611,0	29281,8	438578,5
	ГЭС и МГЭС	13036,2	5685,4	5483,1	2832,0	0,0	0,0	0,0	27036,7
	ТЭС	124758,3	166123,7	131129,5	113237,6	132079,8	137700,2	40575,3	845604,4
	ВИЭ	133047,2	72144,2	39185,5	9522,5	1224,2	6127,8	6127,8	267379,2
Эл. сети 220 кВ и выше		109688,7	119073,1	139102,1	98571,1	66620,8	8717,8	1751,6	543525,2
Всего с учетом сетей 220 кВ и выше		435330,4	414062,8	391555,4	323885,2	285396,9	194156,8	77736,5	2122124,0

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 2020-2026 годы в прогнозных ценах, млн руб.

		2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	Итого за 2020-2026 гг.
ОЭС Северо-Запада		10731,9	8845,7	8116,5	1926,7	620,8	0,0	0,0	30241,6
	750 кВ	3129,7	1390,9	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	4520,6
	330 кВ	5371,2	5276,6	5962,7	376,5	0,0	0,0	0,0	16987,0
	220 кВ	2231,0	2178,2	2153,8	1550,2	620,8	0,0	0,0	8734,0
ОЭС Центра		14981,8	14224,2	11794,0	25525,1	20986,3	1969,4	591,3	90072,1
	750 кВ	0,0	0,0	0,0	0,0	240,2	0,0	0,0	240,2
	500 кВ	3825,4	2713,9	2474,7	4187,6	10607,0	0,0	0,0	23808,6
	330 кВ	0,0	36,6	680,3	2815,7	2651,9	0,0	0,0	6184,5
	220 кВ	11156,4	11473,7	8639,0	18521,8	7487,2	1969,4	591,3	59838,8
ОЭС Юга		18266,2	6388,9	2341,0	3006,8	3047,9	1005,1	0,0	34055,9
	500 кВ	0,0	0,0	0,0	213,6	887,1	383,7	0,0	1484,4
	330 кВ	4362,7	1096,9	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	5459,6
	220 кВ	13903,5	5292,0	2341,0	2793,2	2160,8	621,4	0,0	27111,9
ОЭС Средней Волги		1038,5	3193,6	1607,9	1145,2	812,9	0,0	0,0	7798,1
	500 кВ	1038,5	2363,7	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3402,2
	220 кВ	0,0	829,9	1607,9	1145,2	812,9	0,0	0,0	4395,9
ОЭС Урала		10699,0	14337,4	1698,2	0,0	0,0	1550,4	873,5	29158,5
	500 кВ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1550,4	873,5	2423,9
	220 кВ	10699,0	14337,4	1698,2	0,0	0,0	0,0	0,0	26734,6
ОЭС Сибири		36337,4	40148,4	77661,6	47301,8	26050,6	1530,9	0,0	229030,7
	500 кВ	5199,2	9278,9	28550,5	24184,7	23172,4	0,0	0,0	90385,7
	220 кВ	31138,2	30869,5	49111,1	23117,1	2878,2	1530,9	0,0	138645,0
ОЭС Востока		17633,9	31934,9	35882,9	19665,5	15102,3	2662,0	286,8	123168,3
	500 кВ	1043,6	7016,8	19697,4	11716,2	4731,1	0,0	0,0	44205,1
	220 кВ	16590,3	24918,1	16185,5	7949,3	10371,2	2662,0	286,8	78963,2
Итого		109688,7	119073,1	139102,1	98571,1	66620,8	8717,8	1751,6	543525,2
	750 кВ	3129,7	1390,9	0,0	0,0	240,2	0,0	0,0	4760,8
	500 кВ	11106,7	21373,3	50722,6	40302,1	39397,6	1934,1	873,5	165709,9
	330 кВ	9733,9	6410,1	6643,0	3192,2	2651,9	0,0	0,0	28631,1
	220 кВ	85718,4	89898,8	81736,5	55076,8	24331,1	6783,7	878,1	344423,4

Выводы:

Суммарные капиталовложения в развитие ЕЭС России на период 2020-2026 годов прогнозируются в объеме 2 122 124,0 млн руб., в том числе в части генерирующих мощностей электрических станций - 1 578 598,8 млн руб., объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше - 543 525,2 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 номинальный 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 2020-2026 годы;

2. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2020-2026 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 2020 - 2026 годы (по Ленинградской области);

4. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Центра на 2020-2026 годы;

5. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы г. Москвы и Московской области на 2020-2026 годы;

6. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Средней Волги на 2020-2026 годы;

7. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Юга на 2020-2026 годы;

8. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Республики Крым и г. Севастополя на 2020-2026 годы;

9. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Урала на 2020-2026 годы;

10. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Тюменской области на 2020-2026 годы;

11. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ямало-Ненецкого автономного округа на 2020-2026 годы;

12. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа на 2020-2026 годы;

13. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Сибири на 2020-2026 годы;

14. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций Восточной Сибири на 2020-2026 годы;

15. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Востока на 2020-2026 годы.

Приложение N 1
к схеме и программе развития Единой
энергетической системы России на 2020-2026
годы, утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС ЕЭС России на период 2020-2026 годов

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада, млрд

	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
ОЭС Северо-Запада, в т.ч.:	94,959	93,054	95,438	97,001	97,795	99,020	99,284	99,879
годовой темп прироста, %	-0,07	-2,01	2,56	1,64	0,82	1,25	0,27	0,60	0,72
энергосистема Архангельской области	7,318	7,390	7,391	7,411	7,424	7,463	7,454	7,470
годовой темп прироста, %	-0,88	0,98	0,01	0,27	0,18	0,53	-0,12	0,21	0,29
энергосистема Калининградской области	4,452	4,408	4,493	4,540	4,574	4,622	4,642	4,673
годовой темп прироста, %	0,29	-0,99	1,93	1,05	0,75	1,05	0,43	0,67	0,69
энергосистема Республики Карелия	7,847	7,877	7,858	7,863	7,869	7,900	7,878	7,889
годовой темп прироста, %	-1,07	0,38	-0,24	0,06	0,08	0,39	-0,28	0,14	0,08
энергосистема Республики Коми	9,030	8,661	8,629	9,082	9,150	9,266	9,302	9,300
годовой темп прироста, %	-0,89	-4,09	-0,37	5,25	0,75	1,27	0,39	-0,02	0,42
энергосистема Мурманской области	12,721	12,593	12,654	12,899	12,942	13,001	12,992	13,101
годовой темп прироста, %	1,49	-1,01	0,48	1,94	0,33	0,46	-0,07	0,84	0,42
энергосистема города Санкт-Петербург и Ленинградской области	46,917	45,606	47,872	48,423	48,947	49,776	50,032	50,450
годовой темп прироста, %	-0,19	-2,79	4,97	1,15	1,08	1,69	0,51	0,84	1,04
энергосистема Новгородской области	4,463	4,303	4,290	4,522	4,618	4,703	4,693	4,698
годовой темп прироста, %	1,85	-3,59	-0,30	5,41	2,12	1,84	-0,21	0,11	0,74
энергосистема Псковской области	2,211	2,216	2,251	2,261	2,271	2,289	2,291	2,298
годовой темп прироста, %	-1,51	0,23	1,58	0,44	0,44	0,79	0,09	0,31	0,55

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Центра, млрд

	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
ОЭС Центра, в т.ч.:	241,946	240,159	244,970	248,579	250,775	253,340	254,986	257,945
годовой темп, %	-0,26	-0,74	2,00	1,47	0,88	1,02	0,65	1,16	0,92
энергосистема Белгородской области	15,940	16,064	16,110	16,390	16,457	16,506	16,784	17,017
годовой темп, %	0,21	0,78	0,29	1,74	0,41	0,30	1,68	1,39	0,94
энергосистема Брянской области	4,294	4,028	4,170	4,387	4,395	4,415	4,408	4,418
годовой темп, %	-2,50	-6,19	3,53	5,20	0,18	0,46	-0,16	0,23	0,41
энергосистема Владимирской области	6,991	6,799	7,072	7,174	7,235	7,287	7,333	7,401
годовой темп, %	-1,23	-2,75	4,02	1,44	0,85	0,72	0,63	0,93	0,82
энергосистема Вологодской области	13,969	13,762	14,178	14,372	14,217	14,533	14,499	14,525
годовой темп, %	-0,30	-1,48	3,02	1,37	-1,08	2,22	-0,23	0,18	0,56
энергосистема Воронежской области	11,716	12,051	12,247	12,498	12,585	12,596	12,528	12,645
годовой темп, %	3,79	2,86	1,63	2,05	0,70	0,09	-0,54	0,93	1,10
энергосистема Ивановской области	3,483	3,328	3,475	3,541	3,542	3,555	3,543	3,546
годовой темп, %	-0,83	-4,45	4,42	1,90	0,03	0,37	-0,34	0,08	0,26
энергосистема Калужской области	6,821	6,869	6,982	7,088	7,362	7,521	7,844	8,041
годовой темп, %	-1,44	0,70	1,65	1,52	3,87	2,16	4,29	2,51	2,38
энергосистема Костромской области	3,620	3,245	3,642	3,669	3,675	3,692	3,681	3,685
годовой темп, %	0,56	-10,36	12,23	0,74	0,16	0,46	-0,30	0,11	0,25
энергосистема Курской области	8,502	8,759	8,519	8,700	8,262	8,232	8,164	9,043
годовой темп, %	-1,04	3,02	-2,74	2,12	-5,03	-0,36	-0,83	10,77	0,89
энергосистема Липецкой области	12,884	12,901	12,884	13,061	13,241	13,467	13,565	13,642
годовой темп, %	-0,95	0,13	-0,13	1,37	1,38	1,71	0,73	0,57	0,82
энергосистема Орловской области	2,803	2,629	2,771	2,941	3,056	3,090	3,104	3,131
годовой темп, %	-1,34	-6,21	5,40	6,13	3,91	1,11	0,45	0,87	1,59
энергосистема Рязанской области	6,532	6,518	6,630	6,678	6,941	6,984	6,997	7,008
годовой темп, %	0,35	-0,21	1,72	0,72	3,94	0,62	0,19	0,16	1,01
энергосистема Смоленской области	6,256	6,091	6,515	6,594	6,630	6,671	6,687	6,724
годовой темп, %	-0,70	-2,64	6,96	1,21	0,55	0,62	0,24	0,55	1,04
энергосистема Тамбовской области	3,623	3,355	3,456	3,621	3,668	3,727	3,720	3,726
годовой темп, %	2,40	-7,40	3,01	4,77	1,30	1,61	-0,19	0,16	0,40
энергосистема Тверской области	8,245	7,926	8,760	8,653	8,991	8,997	9,007	9,070
годовой темп, %	-3,78	-3,87	10,52	-1,22	3,91	0,07	0,11	0,70	1,37
энергосистема Тульской области	10,290	10,265	10,692	11,250	11,681	11,806	12,209	12,265
годовой темп, %	2,66	-0,24	4,16	5,22	3,83	1,07	3,41	0,46	2,54
энергосистема Ярославской области	8,283	8,014	8,178	8,360	8,378	8,416	8,418	8,467
годовой темп, %	0,35	-3,25	2,05	2,23	0,22	0,45	0,02	0,58	0,31
энергосистема города Москвы и Московской области	107,694	107,555	108,689	109,602	110,459	111,845	112,495	113,591
годовой темп, %	-0,48	-0,13	1,05	0,84	0,78	1,25	0,58	0,97	0,76

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги, млрд

	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
ОЭС Средней Волги, в т.ч.:	109,085	104,528	109,712	112,322	113,528	114,855	115,057	115,599
годовой темп, %	-1,01	-4,18	4,96	2,38	1,07	1,17	0,18	0,47	0,83
энергосистема Нижегородской области	20,898	19,650	21,221	21,482	21,716	22,207	22,291	22,539
годовой темп, %	0,36	-5,97	7,99	1,23	1,09	2,26	0,38	1,11	1,09
энергосистема Самарской области	23,263	21,786	23,132	23,921	24,055	24,357	24,468	24,580
годовой темп, %	-2,51	-6,35	6,18	3,41	0,56	1,26	0,46	0,46	0,79
энергосистема Республики Марий Эл	2,661	2,678	2,646	2,646	2,651	2,665	2,662	2,668
годовой темп, %	1,84	0,64	-1,19	0,00	0,19	0,53	-0,11	0,23	0,04
энергосистема Республики Мордовия	3,335	3,374	3,353	3,383	3,409	3,430	3,427	3,437
годовой темп, %	0,48	1,17	-0,62	0,89	0,77	0,62	-0,09	0,29	0,43
энергосистема Пензенской области	4,944	4,377	4,737	5,044	5,091	5,209	5,237	5,256
годовой темп, %	-2,64	-11,47	8,22	6,48	0,93	2,32	0,54	0,36	0,88
энергосистема Саратовской области	12,676	12,382	13,031	13,270	13,473	13,545	13,614	13,674
годовой темп, %	-5,19	-2,32	5,24	1,83	1,53	0,53	0,51	0,44	1,09
энергосистема Ульяновской области	5,612	5,353	5,680	5,813	5,897	5,929	5,901	5,886
годовой темп, %	-3,99	-4,62	6,11	2,34	1,45	0,54	-0,47	-0,25	0,68
энергосистема Чувашской Республики	5,108	4,897	5,160	5,207	5,232	5,269	5,262	5,313
годовой темп, %	0,20	-4,13	5,37	0,91	0,48	0,71	-0,13	0,97	0,56
энергосистема Республики Татарстан	30,590	30,031	30,752	31,556	32,004	32,244	32,195	32,246
годовой темп, %	1,32	-1,83	2,40	2,61	1,42	0,75	-0,15	0,16	0,76

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Юга, млрд

	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
ОЭС Юга, в т.ч.:	101,283	99,174	104,036	106,269	108,258	110,447	110,984	111,766
годовой темп, %	-0,98	-2,08	4,90	2,15	1,87	2,02	0,49	0,70	1,42
энергосистема Астраханской области	4,286	4,237	4,360	4,506	4,561	4,690	4,691	4,712
годовой темп, %	-3,12	-1,14	2,90	3,35	1,22	2,83	0,02	0,45	1,36
энергосистема Волгоградской области	16,224	16,330	16,560	16,832	17,024	17,293	17,232	17,254
годовой темп, %	-1,65	0,65	1,41	1,64	1,14	1,58	-0,35	0,13	0,88
энергосистема Чеченской Республики	3,044	3,080	3,058	3,104	3,129	3,168	3,174	3,193
годовой темп, %	6,32	1,18	-0,71	1,50	0,81	1,25	0,19	0,60	0,69
энергосистема Республики Дагестан	6,652	6,659	6,650	6,752	6,817	6,904	6,926	7,018
годовой темп, %	2,53	0,11	-0,14	1,53	0,96	1,28	0,32	1,33	0,77
энергосистема Кабардино-Балкарской Республики	1,677	1,664	1,733	1,742	1,754	1,776	1,779	1,788
годовой темп, %	0,06	-0,78	4,15	0,52	0,69	1,25	0,17	0,51	0,92
энергосистема Республики Калмыкия	0,782	0,781	0,779	0,782	0,801	0,881	0,886	0,896
годовой темп, %	2,36	-0,13	-0,26	0,39	2,43	9,99	0,57	1,13	1,96
энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края	27,628	27,141	28,461	29,394	30,488	31,561	31,983	32,282
годовой темп, %	-0,29	-1,76	4,86	3,28	3,72	3,52	1,34	0,93	2,25
энергосистема Ростовской области	18,882	17,693	19,365	19,559	19,684	19,838	19,842	19,925
годовой темп, %	-2,48	-6,30	9,45	1,00	0,64	0,78	0,02	0,42	0,77

энергосистема Республики Северная Осетия - Алания	1,721	1,682	1,774	1,783	1,839	1,851	1,846	1,850
годовой темп, %	-16,05	-2,27	5,47	0,51	3,14	0,65	-0,27	0,22	1,04
энергосистема Карачаево-Черкесской Республики	1,382	1,417	1,434	1,452	1,486	1,500	1,504	1,515
годовой темп, %	2,07	2,53	1,20	1,26	2,34	0,94	0,27	0,73	1,32
энергосистема Ставропольского края	10,355	9,988	10,672	10,939	11,034	11,129	11,143	11,203
годовой темп, %	-2,26	-3,54	6,85	2,50	0,87	0,86	0,13	0,54	1,13
энергосистема Республики Ингушетия	0,807	0,806	0,834	0,853	0,887	0,901	0,902	0,908
годовой темп, %	4,94	-0,12	3,47	2,28	3,99	1,58	0,11	0,67	1,70
энергосистема Республики Крым и города Севастополь	7,843	7,696	8,356	8,571	8,754	8,955	9,076	9,222
годовой темп, %	1,44	-1,87	8,58	2,57	2,14	2,30	1,35	1,61	2,34

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала, млрд

	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
ОЭС Урала, в т.ч.:	260,357	249,505	256,234	265,725	270,717	274,888	276,441	278,330
годовой темп, %	-0,30	-4,17	2,70	3,70	1,88	1,54	0,56	0,68	0,96
энергосистема Республики Башкортостан	27,430	26,858	27,532	28,072	28,227	28,581	28,668	28,868
годовой темп, %	-0,56	-2,09	2,51	1,96	0,55	1,25	0,30	0,70	0,73
энергосистема Кировской области	7,154	6,972	7,218	7,241	7,254	7,306	7,324	7,364
годовой темп, %	-2,01	-2,54	3,53	0,32	0,18	0,72	0,25	0,55	0,41
энергосистема Курганской области	4,442	4,195	4,496	4,501	4,516	4,547	4,532	4,551
годовой темп, %	-1,94	-5,56	7,18	0,11	0,33	0,69	-0,33	0,42	0,35
энергосистема Оренбургской области	15,458	15,301	15,490	15,530	15,644	15,769	15,780	15,891
годовой темп, %	-3,35	-1,02	1,24	0,26	0,73	0,80	0,07	0,70	0,40
энергосистема Пермского края	23,913	22,779	23,991	24,877	25,130	25,664	25,844	26,127
годовой темп, %	-2,15	-4,74	5,32	3,69	1,02	2,12	0,70	1,10	1,27
энергосистема Свердловской области	43,079	41,545	43,365	43,764	44,077	44,478	44,857	45,016
годовой темп, %	-0,95	-3,56	4,38	0,92	0,72	0,91	0,85	0,35	0,63
энергосистема Удмуртской Республики	9,702	8,854	9,229	9,727	9,897	9,950	9,938	9,970
годовой темп, %	-1,01	-8,74	4,24	5,40	1,75	0,54	-0,12	0,32	0,39
энергосистема Челябинской области	35,583	34,914	35,482	36,180	36,484	37,024	37,125	37,263
годовой темп, %	0,03	-1,88	1,63	1,97	0,84	1,48	0,27	0,37	0,66
энергосистема Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	93,596	88,087	89,431	95,833	99,488	101,569	102,373	103,280
годовой темп, %	1,26	-5,89	1,53	7,16	3,81	2,09	0,79	0,89	1,42

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири, млрд

	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
ОЭС Сибири, в т.ч.:	211,423	209,701	216,190	223,301	225,548	230,774	231,402	232,608
годовой темп, %	0,61	-0,81	3,09	3,29	1,01	2,32	0,27	0,52	1,37
энергосистема Алтайского края и Республики Алтай	10,608	10,195	10,815	10,886	10,901	10,947	10,914	10,955
годовой темп, %	-1,73	-3,89	6,08	0,66	0,14	0,42	-0,30	0,38	0,46
энергосистема Республики Бурятия	5,550	5,550	5,648	5,735	5,848	5,986	6,052	6,070
годовой темп, %	0,33	0,00	1,77	1,54	1,97	2,36	1,10	0,30	1,29
энергосистема Иркутской области	55,481	56,283	58,533	63,380	64,156	64,844	64,825	65,068
годовой темп, %	0,77	1,45	4,00	8,28	1,22	1,07	-0,03	0,37	2,30
энергосистема Красноярского края	47,010	47,276	48,408	48,715	49,136	52,560	52,970	53,569
годовой темп, %	3,87	0,57	2,39	0,63	0,86	6,97	0,78	1,13	1,88
энергосистема Республики Тыва	0,806	0,815	0,827	0,879	0,923	1,127	1,170	1,204
годовой темп, %	-0,25	1,12	1,47	6,29	5,01	22,10	3,82	2,91	5,90
энергосистема Новосибирской области	16,381	15,913	16,557	16,688	16,780	16,865	16,848	16,916
годовой темп, %	-0,94	-2,86	4,05	0,79	0,55	0,51	-0,10	0,40	0,46
энергосистема Омской области	10,681	10,136	10,959	11,255	11,521	11,572	11,542	11,559
годовой темп, %	-3,03	-5,10	8,12	2,70	2,36	0,44	-0,26	0,15	1,13
энергосистема Томской области	8,322	7,353	7,494	8,361	8,371	8,423	8,426	8,438
годовой темп, %	-0,28	-11,64	1,92	11,57	0,12	0,62	0,04	0,14	0,20
энергосистема Забайкальского края	8,146	8,231	8,314	8,459	8,709	9,031	9,297	9,333
годовой темп, %	2,32	1,04	1,01	1,74	2,96	3,70	2,95	0,39	1,96
энергосистема Республики Хакасия	16,684	16,498	16,888	16,930	16,955	17,026	16,988	17,017
годовой темп, %	-0,87	-1,11	2,36	0,25	0,15	0,42	-0,22	0,17	0,28
энергосистема Кемеровской области	31,754	31,451	31,747	32,013	32,248	32,393	32,370	32,479
годовой темп, %	-0,80	-0,95	0,94	0,84	0,73	0,45	-0,07	0,34	0,32

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Востока, млрд

	Факт	Прогноз							Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	Ср. год. прирост за 2020-2026 гг., %
ОЭС Востока*, в т.ч.:	40,308	41,026	41,271	42,116	43,239	44,915	46,650	49,008
годовой темп прироста, %	17,87	1,78	0,60	2,05	2,67	3,88	3,86	5,05	2,83
энергосистема Амурской области	8,863	9,064	9,081	9,344	9,778	10,569	11,945	13,472
годовой темп, %	5,14	2,27	0,19	2,90	4,64	8,09	13,02	12,78	6,16
энергосистема Приморского края	13,346	13,655	13,840	14,009	14,322	14,516	14,606	14,667
годовой темп, %	0,36	2,32	1,35	1,22	2,23	1,35	0,62	0,42	1,36
энергосистема Хабаровского края и Еврейского автономного округа	10,487	10,539	10,533	10,700	10,954	11,233	11,414	12,046
годовой темп, %	3,02	0,50	0,06	1,59	2,37	2,55	1,61	5,54	2,00
Южный, Центральный и Западный энергорайоны Республики Саха (Якутия)	7,613	7,768	7,817	8,063	8,185	8,597	8,685	8,823
годовой темп прироста, %	246,99	2,04	0,63	3,15	1,51	5,03	1,02	1,59	2,13
Западный энергорайон	3,451	3,494	3,498	3,621	3,642	3,973	3,986	3,998
годовой темп, %	6,97	1,25	0,11	3,52	0,58	9,09	0,33	0,30	2,12
Центральный энергорайон	1,753	1,754	1,734	1,740	1,745	1,775	1,	1,778
годовой темп, %	3,61	0,06	-1,14	0,35	0,29	1,72	-0,11	0,28	0,20
Южный энергорайон	2,409	2,520	2,585	2,702	2,798	2,849	2,926	3,047
годовой темп, %	9,80	4,61	2,58	4,53	3,55	1,82	2,70	4,14	3,41

______________________________

* ОЭС Востока с учетом присоединения Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия) с 2019 года

Приложение N 2
к cхеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Объемы вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2020-2026 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Республики Коми
Воркутинская ТЭЦ-1	ООО "Воркутинские ТЭЦ"
2 ПТ-12-35*		Уголь			12,0					12,0
3 ПР-6-35*		Уголь			6,0					6,0
4 К-7-29*		Уголь			7,0					7,0
Всего по станции					25,0					25,0

Интинская ТЭЦ	ПАО "Т Плюс"
1 К-7-30		Уголь	6,0							6,0
5 К-7-31		Уголь	12,0							12,0
Всего по станции			18,0							18,0

Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
Ленинградская АЭС	АО "Концерн Росэнергоатом"
2 РБМК-1000		Ядерное топливо	1000,0							1000,0
3 РБМК-1000		Ядерное топливо						1000,0		1000,0
4 РБМК-1000		Ядерное топливо						1000,0		1000,0
Всего по станции			1000,0					2000,0		3000,0

Центральная ТЭЦ	ПАО "ТГК-1"
2 Т-23-90*		Газ	23,0							23,0
Всего по станции			23,00							23,0

Автовская ТЭЦ	ПАО "ТГК-1"
1 Т-22-90		Газ	22,0							22,0
4 Т-20-90		Газ	20,0							20,0
Всего по станции			42,0							42,0

ГТ-ТЭЦ "Всеволожская"	АО "ГТ Энерго"
1 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
2 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
Всего по станции			18,0							18,0

Тихвинская ТЭЦ	АО "Тихвинский вагоностроительный завод"
1 W18VSOSG Wartsila		Газ	18,32							18,3
3 W18VSOSG Wartsila		Газ	18,32							18,3
5 W18VSOSG Wartsila		Газ	18,32							18,3
Всего по станции			54,96							54,96

Энергосистема Мурманской области
Апатитская ТЭЦ	ПАО "ТГК-1"
3 ПР-28-90		Уголь	28,0							28,0

ОЭС Северо-Запада, всего			1184,0		25,0			2000,0		3209,0
АЭС			1000,0					2000,0		3000,0
ТЭС			184,0		25,0					209,0

ОЭС Центра
Энергосистема Белгородской области
Губкинская ТЭЦ	ПАО "Квадра"
1 Р-9-35		Газ			9,0					9,0
2 Р-10-35		Газ		10,0						10,0
3 Р-10-35		Газ			10,0					10,0
Всего по станции				10,0	19,0					29,0

Энергосистема Вологодской области
Череповецкая ГРЭС	ПАО "ОГК-2"
1 К-210-130-3		Уголь		210,0						210,0
2 К-210-130-3		Уголь		210,0						210,0
3 К-210-130-3		Уголь		210,0						210,0
Всего по станции				630,0						630,0

Энергосистема Воронежской области
Воронежская ТЭЦ-1	ПАО "Квадра"
4 ПТ-30-90		Газ	30,0							30,0
5 ПТ-30-90		Газ	30,0							30,0
6 ПТ-30-90		Газ	30,0							30,0
7 Р-14-90		Газ						14,0		14,0
8 Р-14-90		Газ						14,0		14,0
Всего по станции			90,0					28,0		118,0

Энергосистема Ивановской области
Ивановская ТЭЦ-2	ПАО "Т Плюс"
1 ПТ-25-90		Газ, мазут				25,0				25,0
2 ПТ-25-90*		Газ, мазут				25,0				25,0
3 ПТ-65-90*		Газ, мазут				65,0				65,0
4 ПТ-25-90		Газ, мазут				25,0				25,0
5 ПТ-60-90/13		Газ		60,0						60,0
Всего по станции				60,0		140,0				200,0

Энергосистема Костромской области
Шарьинская ТЭЦ	ООО "Шарьинская ТЭЦ"
1 П-3-35		Мазут	3,0							3,0
2 Р-6-35		Мазут	6,0							6,0
3 Р-12-35		Мазут	12,0							12,0
Всего по станции			21,0							21,0

Энергосистема Курской области
Курская АЭС	АО "Концерн Росэнергоатом"
1 РБМК-1000		Ядерное топливо		1000,0						1000,0
2 РБМК-1000		Ядерное топливо					1000,0			1000,0
Всего по станции				1000,0			1000,0			2000,0

Курская ТЭЦ-4	ПАО "Квадра"
1 Р-5-35		Газ	4,8							4,8

Энергосистема Липецкой области
Данковская ТЭЦ	ПАО "Квадра"
1 Т-6-35		Газ	5,0							5,0
2 Р-4-35		Газ	4,0							4,0
Всего по станции			9,0							9,0


Энергосистема г. Москвы и Московской области
ТЭЦ-20 Мосэнерго	ПАО "Мосэнерго"
2 Т-30-90М		Газ, мазут	30,0							30,0

Каширская ГРЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
7 ПТ-80-130		Газ	80,0							80,0

ТЭЦ-6 (ООО "Орехово-Зуевская теплосеть")	ПАО "Мосэнерго"
1 П-6-35		Газ	6,0							6,0
2 П-6-35		Газ	6,0							6,0
3 Р-6-35		Газ	6,0							6,0
Всего по станции			18,0							18,0

ТЭЦ-17 (Ступинская)	ПАО "Мосэнерго"
1 ПТ-25-90/10М		Газ, мазут			20,0					20,0
2 Т-40-90		Газ, мазут			40,0					40,0
3 ПТ-30-8,8		Газ, мазут			32,0					32,0
6 ПР-25-90/10М		Газ, мазут			25,0					25,0
Всего по станции					117,0					117,0

ГРЭС-3	ПАО "Мосэнерго"
1 ГТУ-90		Дизель			90,0					90,0
2 ГТУ-90		Дизель			90,0					90,0
3 ГТУ-90		Дизель			90,0					90,0
4 ГТУ-110		Дизель			110,0					110,0
5 ГТУ-125		Дизель			125,0					125,0
6 Т-6,3-16		Газ, мазут			6,3					6,3
7 ПТ-12-90/10		Газ, мазут			9,0					9,0
8 РТ-12-90/18М		Газ, мазут			12,0					12,0
Всего по станции					532,3					532,3

ГТ-ТЭЦ "Щелковская"	АО "ГТ Энерго"
1 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
2 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
Всего по станции			18,0							18,0

Энергосистема Орловской области
ГТ-ТЭЦ "Орловская"	АО "ГТ Энерго"
1 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
2 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
Всего по станции			18,0							18,0

Энергосистема Рязанской области
ГТ-ТЭЦ "Сасовская"	АО "ГТ Энерго"
1 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
2 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
Всего по станции			18,0							18,0

Ново-Рязанская ТЭЦ	ООО "Ново-Рязанская ТЭЦ"
2 ПТ-25-90		Газ			25,0					25,0

ГРЭС-24	ПАО "ОГК-2"
2 ГТЭ-110		Газ	110,0							110,0

Энергосистема Тамбовской области
ГТ-ТЭЦ "Тамбовская"	АО "ГТ Энерго"
1 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
2 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
Всего по станции			18,0							18,0

Энергосистема Тверской области
Тверская ТЭЦ-1	ООО "Тверская генерация"
4 Р-12-35		Газ			11,0					11,0

Тверская ТЭЦ-4	ООО "Тверская генерация"
3 ПР-24-90		Газ							24,0	24,0

Энергосистема Тульской области
Новомосковская ГРЭС	ПАО "Квадра"
7 Р-32-90		Газ				32,0				32,0

Ефремовская ТЭЦ	ПАО "Квадра"
4 ПР-25-90		Газ	25,0							25,0
5 ПР-25-90		Газ			25,0					25,0
Всего по станции			25,0		25,0					50,0

ОЭС Центра, всего			459,8	1700,0	729,3	172,0	1000,0	28,0	24,0	4113,1
АЭС				1000,0			1000,0			2000,0
ТЭС			459,8	700,0	729,3	172,0		28,0	24,0	2113,1

ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Автозаводская ТЭЦ	ООО "Автозаводская ТЭЦ"
6 ВТ-25-4		Газ		25,0						25,0

Энергосистема Самарской области
Самарская ГРЭС	ПАО "Т Плюс"
1 ПТ-12-29-2,9/0,6		Газ	12,0							12,0
3 Р-12-29/1,2-2,5		Газ	12,0							12,0
Всего по станции			24,0							24,0

Новокуйбышевская ТЭЦ-1	ПАО "Т Плюс"
4 Т-25-90		Газ, мазут			25,0					25,0


Безымянская ТЭЦ	ПАО "Т Плюс"
6 ПТ-25-90/10		Газ, мазут	25,0							25,0
8 ПР-23,7-90/10/0,9		Газ, мазут	23,7							23,7
Всего по станции			48,7							48,7

Самарская ТЭЦ	ПАО "Т Плюс"
4 Т-110-130		Газ						110,0		110,0

Энергосистема Саратовской области
Саратовская ГРЭС	ПАО "Т Плюс"
2 ПТР-11-30/10		Газ, мазут	11,0							11,0
3 Р-12-3,4/0,1		Газ, мазут	12,0							12,0
Всего по станции			23,0							23,0

Энгельсская ТЭЦ-3
4 Р-50-130/13	ПАО "Т Плюс"	Газ, мазут	50,0							50,0

Энергосистема Республики Татарстан
Заинская ГРЭС	АО "Татэнерго"
5 К-200-130		Газ						200,0		200,0
6 К-200-130		Газ						200,0		200,0
11 К-200-130		Газ						200,0		200,0
12 К-205-130		Газ						204,9		204,9
Всего по станции								804,9		804,9

Казанская ТЭЦ-2	АО "Татэнерго"
6 Р-25-90/1,2		Газ	25,0							25,0

Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-2)	ООО "Нижнекамская ТЭЦ"
1 ПТ-135-130		Газ					135,0			135,0

ОЭС Средней Волги, всего			170,7	25,0	25,0		135,0	914,9		1270,6
ТЭС			170,7	25,0	25,0		135,0	914,9		1270,6

ОЭС Юга
Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
Белореченская ГЭС	ООО "ЛУКОЙЛ-Энерго"
2 РО-75/7801-В-270		-	16,0							16,0

Энергосистема Республики Крым и г. Севастополь
Камыш-Бурунская ТЭЦ	АО "КРЫМТЭЦ"
1 ПТ-12-35 *		Газ, мазут					12,0			12,0
2 ПР-6-35		Газ, мазут			6,0					6,0
3 ПТ-12-35 *		Газ, мазут					12,0			12,0
Всего по станции					6,0		24,0			30,0

Севастопольская ТЭЦ	ГУПС "Севтеплоэнерго"
2 Т-20-29		Газ			20,0					20,0
3 Р-13-29		Газ			13,0					13,0
Всего по станции					33,0					33,0

Энергосистема Ростовской области
Волгодонская ТЭЦ-2	ООО "Волгодонская тепловая генерация"
1 ПТ-60-130		Газ		60,0						60,0

ОЭС Юга, всего			16,0	60,0	39,0		24,0			139,0
ГЭС и малые ГЭС			16,0							16,0
ТЭС - всего				60,0	39,0		24,0			123,0

ОЭС Урала
Энергосистема Республики Башкортостан
Ново-Салаватская ТЭЦ	ООО "Ново-Салаватская ТЭЦ"
1 ПТ-50-130		Газ			50,0					50,0
2 Т-50-130		Газ			50,0					50,0
3 Р-40-130		Газ			40,0					40,0
Всего по станции					140,0					140,0

Энергосистема Кировской области
Кировская ТЭЦ-1	ПАО "Т Плюс"
2 Р-5-35		Газ	5,0							5,0

Кировская ТЭЦ-3	ПАО "Т Плюс"
3 ПТ-25-90		Газ	22,0							22,0

Энергосистема Оренбургской области
Ириклинская ГЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
Ириклинская ГЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
2 РО-123-ВМ-200			7,5							7,5

Сакмарская ТЭЦ	ПАО "Т Плюс"
3 Т-50-130*		Газ, мазут			50,0					50,0

Каргалинская ТЭЦ	ПАО "Т Плюс"
1 ПТ-60-130*		Газ, мазут			60,0					60,0

Энергосистема Пермского края
Пермская ТЭЦ-9	ПАО "Т Плюс"
1 ПТ-25-90		Газ, мазут			25,0					25,0
2 ПТ-30-90		Газ, мазут			30,0					30,0
9 Т-100-130		Газ, мазут			105,0					105,0
Всего по станции					160,0					160,0

Березниковская ТЭЦ-2	ПАО "Т Плюс"
6 Р-6-90/31		Газ	6,0							6,0
7 ПТ-50-90/13		Газ	50,0							50,0
Всего по станции			56,0							56,0

Березниковская ТЭЦ-4	ПАО "Т Плюс"
1 Р-6-90		Газ	5,8							5,8
3 Р-4-90		Газ	3,9							3,9
7 Р-6,4-56/17		Газ	2,1							2,1
Всего по станции			11,8							11,8

Энергосистема Свердловской области
Свердловская ТЭЦ	ПАО "Т Плюс"
5 ПР-12-29		Газ	12,0							12,0

Красногорская ТЭЦ	ПАО "Т Плюс"
1 Р-14-29		Уголь	14,0							14,0
2 Р-17-29		Уголь	17,0							17,0
4 Р-14-29		Газ	14,0							14,0
6 Т-25-29		Газ	25,0							25,0
9 Р-17-29		Уголь	17,0							17,0
10 Р-20-29		Газ	20,0							20,0
Всего по станции			107,0							107,0

Богословская ТЭЦ	АО "СУАЛ"
1 Р-20-29*		Уголь	20,0							20,0
2 Р-20-29*		Уголь	20,0							20,0
6 Т-33-29*		Газ	33,0							33,0
7 Р-...-29*		Газ	41,0							41,0
8 Р-6-29*		Газ	6,0							6,0
Всего по станции			120,0							120,0

ГТ-ТЭЦ "Режевская"	АО "ГТ Энерго"
1 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
2 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
Всего по станции			18,0							18,0

ГТ-ТЭЦ "Екатеринбургская"	АО "ГТ Энерго"
1 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
2 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
Всего по станции			18,0							18,0

Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
ПЭС Надым	ООО "Северная ПЛЭС"
3 ГТ-12*		Газ	12,0							12,0
4 ГТ-12*		Газ	12,0							12,0
Всего по станции			24,0							24,0

Энергосистема Республики Удмуртия
Ижевская ТЭЦ-1	ПАО "Т Плюс"
2 Р-12-35		Газ	12,0							12,0
3 ПТ-12-35		Газ	12,0							12,0
4 ПТ-12-35		Газ	12,0							12,0
Всего по станции			36,0							36,0

Ижевская ТЭЦ-2	ПАО "Т Плюс"
4 Тп-124,9-12,8		Газ, уголь				110,0				110,0

Сарапульская ТЭЦ	OOО "ГЭК"
1 ПР-4,7-35		Газ	4,7							4,7
2 ПР-6-35		Газ	6,0							6,0
Всего по станции			10,7							10,7

Энергосистема Челябинской области
Троицкая ГРЭС	ПАО "ОГК-2"
1 Т-85-90-2,5		Уголь	85,0							85,0
3 Т-85-90-2,5		Уголь	85,0							85,0
8 К-485-240		Уголь		485,0						485,0
Всего по станции			170,0	485,0						655,0

ОЭС Урала, всего			618,0	485,0	410,0	110,0				1623,0
ГЭС			7,5							7,5
ТЭС			610,5	485,0	410,0	110,0				1615,5

ОЭС Сибири
Энергосистема Забайкальского края
Приаргунская ТЭЦ	ПАО "ТГК-14"
1 ПТ-12-35*		Уголь	12,0							12,0
2 ПТ-12-35*		Уголь	12,0							12,0
Всего по станции			24,0							24,0

ТЭЦ ППГХО	АО "ОТЭК"
1 ПТ-60-130		Уголь	60,0							60,0

Энергосистема Иркутской области
Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 (ТЭЦ-1)	ПАО "Иркутскэнерго"
7 Р-24-90		Уголь	24,0							24,0
9 ПТ-30-90		Уголь	30,0
10 ПТ-25-90		Уголь	25,0							25,0
Всего по станции			79,0							79,0

Энергосистема Красноярского края
Красноярская ТЭЦ-1	АО "Красноярская ТЭЦ-1"
3 ПТ-25-90		Уголь					25,0			25,0
4 ПТ-25-90		Уголь					25,0			25,0
5 ПТ-25-90		Уголь					25,0			25,0
6 ПТ-25-90		Уголь					25,0			25,0
7 ПТ-60-90		Уголь					60,0			60,0
8 ПТ-60-90		Уголь					60,0			60,0
Всего по станции							220,0			220,0

Канская ТЭЦ	АО "Канская ТЭЦ"
1 П-6-35		Диз. топливо, уголь	6,0							6,0
2 Р-12-35		Диз. топливо, уголь	12,0							12,0
3 ПР-6-29		Диз. топливо, уголь	6,0							6,0
Всего по станции			24,0							24,0

Энергосистема Кемеровской области
Южно-Кузбасская ГРЭС	ОАО "Южно-Кузбасская ГРЭС"
Южно-Кузбасская ГРЭС	ОАО "Южно-Кузбасская ГРЭС"
2 К-50-90		Мазут, уголь			53,0					53,0

Ново-Кемеровская ТЭЦ	АО "Ново-Кемеровская ТЭЦ"
10 Р-50-130		Газ, уголь			50,0					50,0

МКП "Центральная ТЭЦ"	МКП "Центральная ТЭЦ"
1 Р-3-29		Газ, уголь	3,0							3,0
7 ПР-7-29		Газ, уголь	7,0							7,0
Всего по станции			10,0							10,0

Энергосистема Томской области
ТЭЦ "СХК"	АО "ОТЭК"
1 ВТ-25-4		Уголь, газ						25,0		25,0
2 ВПТ-25-3		Уголь, газ						25,0		25,0
6 ВК-50-2М		Уголь, газ		50,0						50,0
12 ВКТ-100М		Уголь, газ		100,0						100,0
15 Р-12-90/18М		Уголь, газ		12,0						12,0
Всего по станции				162,0				50,0		212,0

Томская ГРЭС-2	АО "Томская генерация"
5 Т-43-90		Уголь, газ			43,0					43,0

ОЭС Сибири, всего			197,0	162,0	146,0		220,0	50,0		775,0
ТЭС			197,0	162,0	146,0		220,0	50,0		775,0

ОЭС Востока
Энергосистема Амурской области
Райчихинская ГРЭС	АО "ДГК"
4 К-12-29		Уголь	12,0							12,0
5 Р-7-29		Уголь	7,0							7,0
Всего по станции			19,0							19,0

Энергосистема Хабаровского края
Майская ГРЭС	АО "ДГК"
1 К-12-35		Уголь	12,0							12,0
3 АК-6-35		Уголь	6,0							6,0
4 К-12-35		Уголь	12,0							12,0
6 ГТУ-ГТГ-1А		Дизельное топливо	12,0							12,0
7 ГТУ-ГТГ-1А		Дизельное топливо	12,0							12,0
8 ГТУ-ГТГ-1А		Дизельное топливо	12,0							12,0
9 ГТУ-ГТГ-1А		Дизельное топливо	12,0							12,0
Всего по станции			78,0							78,0

Хабаровская ТЭЦ-1	АО "ДГК"
1 ПР-25-90		Уголь, мазут							25,0	25,0
2 ПТ-25-90		Уголь, мазут							30,0	30,0
3 ПР-25-90		Уголь, мазут							25,0	25,0
6 ПТ-50-90		Уголь, мазут							50,0	50,0
7 Т-100-130		Уголь, мазут							100,0	100,0
8 Т-100-130		Уголь, мазут							100,0	100,0
9 Т-100-130		Уголь, мазут							105,0	105,0
Всего по станции									435,0	435,0

Энергосистема Республики Саха (Якутия)
Чульманская ТЭЦ	АО "ДГК"
3 ПТ-12-35*		Уголь				12,0				12,0
5 К-12-35*		Уголь		12,0						12,0
6 ПТ-12-35*		Уголь		12,0						12,0
7 ПТ-12-35*		Уголь				12,0				12,0
Всего по станции				24,0		24,0				48,0

Якутская ГРЭС	ПАО "Якутскэнерго"
2 ГТУ-45-3*		Газ, дизель							41,4	41,4
3 ГТУ-45-3*		Газ, дизель							41,1	41,1
4 ГТУ-45-3*		Газ, дизель							43,0	43,0
7 ГТ-35-770*		Газ, дизель							22,3	22,3
8 ГТ-35-770*		Газ, дизель						22,2		22,2
9 ГТГ-12		Газ	8,5							8,5
10 ГТГ-12		Газ	8,3							8,3
Всего по станции			16,9					22,2	147,9	187,0

ОЭС Востока, всего			113,9	24,0		24,0		22,2	582,9	767,0
ТЭС			113,9	24,0		24,0		22,2	582,9	767,0

ЕЭС России - всего			2759,3	2456,0	1374,3	306,0	1379,0	3015,1	606,9	11896,6
АЭС			1000,0	1000,0			1000,0	2000,0		5000,0
ГЭС и малые ГЭС			23,5							23,5
ТЭС			1735,8	1456,0	1374,3	306,0	379,0	1015,1	606,9	6873,1

______________________________

* - срок вывода из эксплуатации определен приказом Минэнерго России с использованием максимальной отсрочки, предусмотренной Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства РФ от 26.07.2007 N 484, исходя из недопущения последствий, установленных пунктом 21 указанных Правил. Для вывода из эксплуатации требуется выполнение замещающих мероприятий. В инвестиционных программах субъектов электроэнергетики указанные мероприятия отсутствуют.

Приложение N 3
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2020-2026 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Калининградской области
Приморская ТЭС (г. Светлый)	ООО "Калининградская генерация"
1 К-65-12,8		Уголь	65,0							65,0
2 К-65-12,8		Уголь	65,0							65,0
3 К-65-12,8		Уголь	65,0							65,0
Всего по станции			195,0							195,0

Энергосистема Республики Карелия
МГЭС "Белопорожская ГЭС-1"	ООО "НГБП"
Гидроагрегаты малых ГЭС		-	24,9							24,9

МГЭС "Белопорожская ГЭС-2"	ООО "НГБП"
Гидроагрегаты малых ГЭС		-	24,9							24,9

МГЭС "Сегозерская ГЭС"	АО "ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация"
Гидроагрегаты малых ГЭС		-			8,1					8,1

Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
Ленинградская АЭС (Ленинградская АЭС-2)	АО "Концерн Росэнергоатом"
6 ВВЭР-1200		Ядерное топливо	1150,0							1150,0
7 ВВЭР-1200		Ядерное топливо							1150,0	1150,0
Всего по станции			1150,0						1150,0	2300,0

Энергосистема Мурманской области
Мурманская ВЭС-21 (Кольская ВЭС)	ПАО "Энел Россия"
Ветровые агрегаты		-		201,0						201,0

ОЭС Северо-Запада, всего			1394,8	201,0	8,1				1150,0	2753,9
АЭС			1150,0						1150,0	2300,0
ГЭС и малые ГЭС			49,8		8,1					57,9
ТЭС			195,0							195,0
ВИЭ				201,0						201,0
ветровые				201,0						201,0

ОЭС Центра
Энергосистема Воронежской области
Воронежская ТЭЦ-1	ПАО "Квадра"
10 ПГУ(Т)-110		Газ	110,7							110,7
11 ПГУ(Т)-110		Газ	108,9							108,9
8 ПТ-30-90		Газ						30,0		30,0
Всего по станции			219,6					30,0		249,6

Энергосистема Курской области
Курская АЭС-2	АО "Концерн Росэнергоатом"
1 ВВЭР-ТОИ		Ядерное топливо						1200,0		1200,0

Энергосистема Липецкой области
УТЭЦ-2	ПАО "НЛМК"
1 ПТ-150 (SST-600)		Газ				150,0				150,0
2 ПТ-150 (SST-600)		Газ				150,0				150,0
Всего по станции						300,0				300,0

Энергосистема г. Москвы и Московской области
ТЭЦ-22 Мосэнерго	ПАО "Мосэнерго"
9 Т-300-240		Газ, уголь			295,0					295,0

ТЭС Хметьево (Альтернативная ТЭС "Солнечногорск")	ООО "АГК-1"
1 Агрегаты Био-ТЭС					70,0					70,0

ТЭС Аксеново (Альтернативная ТЭС "Ногинск")	ООО "АГК-1"
1 Агрегаты Био-ТЭС					70,0					70,0

ТЭС Заводская (Альтернативная ТЭС "Наро-Фоминск")	ООО "АГК-1"
1 Агрегаты Био-ТЭС					70,0					70,0

ТЭС Свистягино (Альтернативная ТЭС "Воскресенск")	ООО "АГК-1"
1 Агрегаты Био-ТЭС					70,0					70,0

ОЭС Центра, всего			219,6		575,0	300,0		1230,0		2324,6
АЭС								1200,0		1200,0
ТЭС			219,6		575,0	300,0		30,0		1124,6

ОЭС Средней Волги
Энергосистема Самарской области
Гражданская ВЭС	ООО "Ветропарки ФРВ"
1 Ветровые агрегаты						37,8				37,8
2 Ветровые агрегаты						37,8				37,8
3 Ветровые агрегаты						38,7				38,7
4 Ветровые агрегаты						38,7				38,7
5 Ветровые агрегаты						38,7				38,7
Всего по станции						191,7				191,7

Самарская ТЭЦ	ПАО "Т Плюс"
4 Т-110-130		Газ						124,9		124,9

Энергосистема Саратовской области
Саратовская СЭС	ПАО "Фортум"
1 Солнечные агрегаты		-		15,0						15,0

СЭС Дергачёвская	ООО "Грин Энерджи Рус"
1 Солнечные агрегаты		-	25,0							25,0
2 Солнечные агрегаты		-		20,0						20,0
Всего по станции			25,0	20,0						45,0

Красноармейская ВЭС	ООО "Ветропарки ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-				37,8				37,8
2 Ветровые агрегаты		-				37,8				37,8
3 Ветровые агрегаты						37,8				37,8
4 Ветровые агрегаты						37,8				37,8
5 Ветровые агрегаты						38,7				38,7
6 Ветровые агрегаты						38,7				38,7
Всего по станции						228,6				228,6

ТЭС Балаковский филиал АО "Апатит"	Балаковский филиал АО "Апатит"
1 Р-25-35		Газ			25,0					25,0

Энергосистема Республики Татарстан
Заинская ГРЭС	АО "Татэнерго"
13 ПГУ-850		Газ						850,0		850,0

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2	ООО "Нижнекамская ТЭЦ"
1 ГТЭ-155		-					155,0			155,0

Электростанция ЗТО ТКО (Альтернативная ТЭС "Казань")	ООО "АГК-2"
1 Агрегаты Био-ТЭС					55,0					55,0

Энергосистема Ульяновской области
ВЭС "Ишеевка"	ООО "Тайл Винд"
Ветровые агрегаты		-	15,0							15,0

ВЭС "Карсун"	ООО "Тайл Винд"
Ветровые агрегаты		-	15,0							15,0

ВЭС "Новая Майна"	ООО "Тайл Винд"
Ветровые агрегаты		-	15,0							15,0

ВЭС "Аэропорт"	ООО "Тайл Винд"
Ветровые агрегаты		-	15,0							15,0

ВЭС "Новосергиевская"	ООО "Тайл Винд"
Ветровые агрегаты		-	15,0							15,0

ОЭС Средней Волги, всего			100,0	35,0	80,0	420,3	155,0	974,9		1765,2
ТЭС					80,0		155,0	974,9		1209,9
ВИЭ			100,0	35,0		420,3				555,3
ветровые			75,0			420,3				495,3
солнечные			25,0	35,0						60,0

ОЭС Юга
Энергосистема Астраханской области
Октябрьская СЭС	ООО "ППК"
Солнечные агрегаты (ФЭМ)		-	15,0							15,0

Песчаная СЭС	АО "ВетроОГК"
Солнечные агрегаты (ФЭМ)		-	15,0							15,0

Астраханская СЭС	ПАО "Фортум"
Солнечные агрегаты		-		18,0						18,0

Холмская ВЭС	ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-		16,8						16,8
2 Ветровые агрегаты		-		33,2						33,2
3 Ветровые агрегаты		-		37,8						37,8
Всего по станции				87,8						87,8

Черноярская ВЭС	ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-		37,8						37,8

Старицкая ВЭС	ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-		50,0						50,0

Излучная ВЭС	ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-		50,0						50,0
2 Ветровые агрегаты		-		37,8						37,8
Всего по станции				87,8						87,8

Манланская ВЭС	ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-		37,8						37,8
2 Ветровые агрегаты		-		37,8						37,8
Всего по станции				75,6						75,6

Энергосистема Волгоградской области
Новоалексеевская ВЭС
1 Ветровые агрегаты	ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"				16,8					16,8

Котовская ВЭС	ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-		50,0						50,0
2 Ветровые агрегаты		-		37,8						37,8
Всего по станции				87,8						87,8

Ольховская ВЭС	ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-			50,0					50,0
2 Ветровые агрегаты		-			50,0					50,0
3 Ветровые агрегаты		-			50,0					50,0
Всего по станции					150,0					150,0

Купцовская ВЭС	ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-			50,0					50,0
2 Ветровые агрегаты		-			33,2					33,2
3 Ветровые агрегаты		-				38,7				38,7
4 Ветровые агрегаты		-				38,7				38,7
Всего по станции					83,2	77,4				160,6

Светлая СЭС	ООО "Санлайт Энерджи"
2 Солнечные агрегаты		-	25,0							25,0

СЭС Медведица	ООО "Солар Системс"
1 Солнечные агрегаты		-	25,0							25,0

СЭС Луч-1	ООО "Солар Системс"
1 Солнечные агрегаты		-	25,0							25,0

СЭС Астерион	ООО "Солар Системс"
1 Солнечные агрегаты		-	15,0							15,0

ТЭЦ ООО "Омский завод технического углерода"	ООО "Омский завод технического углерода"
2 ТПС-6-2-М2У3		Газ	6,0							6,0
3 ТПС-6-2-М2У3		Газ	6,0							6,0
4 ТПС-6-2-М2У3		Газ	6,0							6,0
Всего по станции			18,0							18,0

Энергосистема Республики Кабардино-Балкария
Верхнебалкарская МГЭС	ООО "Верхнебалкарская МГЭС"
1 гидротурбина РО		-	3,30							3,3
2 гидротурбина РО		-	3,30							3,3
3 гидротурбина РО		-	3,40							3,4
Всего по станции			10,00							10,0

Энергосистема Республики Калмыкия
Калмыкская СЭС	ПАО "Фортум"
Солнечные агрегаты		-		15,0						15,0

СЭС Калмыкии	ПАО "Фортум"
Солнечные агрегаты		-			15,0					15,0

ВЭС "Фунтово"	ООО "ВЭС "Бриз"
51 ветровые агрегаты		-	15,0							15,0

Малодербетовская СЭС 2-ая очередь	ООО "Авелар Солар Технолоджи"
2 Солнечные агрегаты		-	45,0							45,0

Яшкульская СЭС 3-я очередь	ООО "Авелар Солар Технолоджи"
3 Солнечные агрегаты		-	25,0							25,0

Целинская ВЭС 1, 2, 3 этап	ООО "Четвертый Ветропарк ФРВ"
1 Солнечные агрегаты		-	18,0							18,0
2 Солнечные агрегаты		-	32,0							32,0
3 Солнечные агрегаты		-	50,0							50,0
Всего по станции			100,0							100,0

Салынская ВЭС 1, 2, 3 этап	ООО "Четвертый Ветропарк ФРВ"
1 Солнечные агрегаты		-	50,0							50,0
2 Солнечные агрегаты		-	18,0							18,0
3 Солнечные агрегаты		-	32,0							32,0
Всего по станции			100,0							100,0

Энергосистема Республики Карачаево-Черкесия
Нижне-Красногорская малая ГЭС	ООО "Южэнергострой"
1 агрегаты малых ГЭС		-				23,7				23,7

Красногорская малая ГЭС N 1	ООО "МГЭС Ставрополья и КЧР"
1 агрегаты малых ГЭС		-		12,5						12,5
2 агрегаты малых ГЭС		-		12,5						12,5
Всего по станции				24,9						24,9

Красногорская малая ГЭС N 2	ООО "МГЭС Ставрополья и КЧР"
1 агрегаты малых ГЭС		-			12,5					12,5
2 агрегаты малых ГЭС		-			12,5					12,5
Всего по станции					24,9					24,9

Усть-Джегутинская МГЭС	ООО "МГЭС Ставрополья и КЧР"
1 агрегаты малых ГЭС		-	2,8							2,8
2 агрегаты малых ГЭС		-	2,8							2,8
Всего по станции			5,60							5,6

Энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея
Адыгейская ВЭС	АО "ВетроОГК"
1 Ветровые агрегаты		-	32,5							32,5
2 Ветровые агрегаты		-	47,5							47,5
3 Ветровые агрегаты		-	70,0							70,0
Всего по станции			150,0							150,0

Ударная ТЭС	ООО "ВО" Технопромэкспорт"
1 ГТ(Т)-25		Газ		25,0						25,0
2 ГТ(Т)-25		Газ		25,0						25,0
3 ПГУ(Т)-225		Газ		225,0						225,0
4 ПГУ(Т)-225		Газ		225,0						225,0
Всего по станции				500,0						500,0

ГТУ ТЭС ООО "РН-Туапсинский НПЗ"	ООО "РН-Туапсинский НПЗ"
7 Р-12-3,4/1,3		Газ	12,0							12,0
8 ГТУ GST-800		Газ	47,0							47,0
9 ГТУ GST-800		Газ	47,0							47,0
10 ГТУ GST-800		Газ	47,0							47,0
Всего по станции		Газ	153,0							153,0

Энергосистема Ростовской области
ВЭС Азов-5 (Азовская ВЭС)	ПАО "Энел Россия"
Ветровые агрегаты		-	90,1							90,1

Марченковская ВЭС	АО "ВетроОГК"
1 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
2 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
3 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
4 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
5 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
6 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
Всего по станции			120,0							120,0

Каменская ВЭС	ООО "Второй Ветропарк ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-	49,4							49,4
2 Ветровые агрегаты		-	49,4							49,4
Всего по станции			98,8							98,8

Сулинская ВЭС	ООО "Второй Ветропарк ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-	49,4							49,4
2 Ветровые агрегаты		-	49,4							49,4
Всего по станции			98,8							98,8

Гуковская ВЭС	ООО "Третий Ветропарк ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-	19,0							19,0
2 Ветровые агрегаты		-	19,0							19,0
3 Ветровые агрегаты		-	19,0							19,0
4 Ветровые агрегаты		-	19,0							19,0
5 Ветровые агрегаты		-	22,8							22,8
Всего по станции			98,8							98,8

Казачья ВЭС	ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ"
1 Ветровые агрегаты		-	18,0							18,0
2 Ветровые агрегаты		-	32,0							32,0
3 Ветровые агрегаты		-		50,0						50,0
Всего по станции			50,0	50,0						100,0

Песчаная ВЭС	АО "ВетроОГК-2"
1 Ветровые агрегаты		-		20,0						20,0
2 Ветровые агрегаты		-		40,0						40,0
Всего по станции				60,0						60,0

Энергосистема Ставропольского края
Барсучковская МГЭС	ООО "МГЭС Ставрополья и КЧР"
1 агрегаты малых ГЭС		-	1,8							1,8
2 агрегаты малых ГЭС		-	1,8							1,8
3 агрегаты малых ГЭС		-	1,8							1,8
Всего по станции			5,3							5,3

Старомарьевская СЭС (Дубовка)	ООО "Солар Системс"
1 Солнечные агрегаты (5 очередь)		-	10,0							10,0

Старомарьевская СЭС (Надежда)	ООО "Солар Системс"
1 Солнечные агрегаты (6 очередь)		-	15,0							15,0

Кочубеевская ВЭС	АО "ВетроОГК"
1 Ветровые агрегаты		-	10,0							10,0
2 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
3 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
4 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
5 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
6 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
7 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
8 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
9 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
10 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
11 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
Всего по станции			210,0							210,0

МГЭС на Просянском сбросе Большого Ставропольского канала	ООО "ЭнергоМИН"
1 агрегаты малых ГЭС		-	7,0							7,0

Горько-Балковская МГЭС	ООО "ЭнергоМИН"
1 агрегаты малых ГЭС		-	9,0							9,0

Бондаревская ВЭС	АО "ВетроОГК"
1 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
2 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
3 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
4 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
5 Ветровые агрегаты		-	40,0							40,0
Всего по станции			120,0							120,0

Кармалиновская ВЭС	АО "ВетроОГК"
1 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
2 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
3 Ветровые агрегаты		-	20,0							20,0
Всего по станции			60,0							60,0

Грачевская ВЭС	АО "ВетроОГК-2"
1 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
2 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
3 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
Всего по станции					60,0					60,0

Благодарная ВЭС	АО "ВетроОГК-2"
1 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
2 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
3 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
4 Ветровые агрегаты		-			40,0					40,0
Всего по станции					100,0					100,0

Светлоградская ВЭС	АО "ВетроОГК-2"
1 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
2 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
3 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
Всего по станции					60,0					60,0

Солнечнодольская ВЭС	АО "ВетроОГК-2"
1 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
2 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
3 Ветровые агрегаты		-			20,0					20,0
Всего по станции					60,0					60,0

Ставропольская ВЭС-24 (Родниковская ВЭС)	ПАО "Энел Россия"
1 Ветровые агрегаты		-					71,3			71,3

СЭС-2022-1 (код ГТП GVIE1372)	ПАО "Фортум"
1 Солнечные агрегаты		-			5,6					5,6

ОЭС Юга, всего			1734,3	1094,7	575,5	101,1	71,3			3576,9
ГЭС и малые ГЭС			36,85	24,9	24,9	23,7				110,4
ТЭС			171,0	500,0						671,0
ВИЭ			1526,5	569,8	550,6	77,4	71,3			2795,5
ветровые			1311,5	536,8	530,0	77,4	71,3			2526,9
солнечные			215,0	33,0	20,6					268,6

ОЭС Урала
Энергосистема Республики Башкортостан
Ново-Салаватская ТЭЦ	ООО "Ново-Салаватская ТЭЦ"
1 Р-50-130		Газ				50,0				50,0
5 Р-105-130		Газ			105,0					105,0
Всего по станции					105,0	50,0				155,0

Приволжская СЭС	ПАО "Фортум"
1 Солнечные агрегаты		-		15,0						15,0

Приволжская СЭС-1	ПАО "Фортум"
1 Солнечные агрегаты		-			17,0					17,0

СЭС Сигма Дракона	ООО "Санлайт Энерджи"
1 Солнечные агрегаты/ФЭМ		-	15,0							15,0

Калмыкская СЭС N 1, 1-ая очередь	ООО "Солар Системс"
1 солнечные агрегаты		-	25,0							25,0

Энергосистема Оренбургской области
Оренбургская СЭС	ПАО "Фортум"
1 Солнечные агрегаты		-		15,0						15,0

Новопереволоцкая СЭС	ООО "Грин Энерджи Рус"
1 Солнечные агрегаты		-		15,0						15,0

Новосергеевская СЭС	ПАО "Т Плюс"
1 Солнечные агрегаты		-	15,0							15,0

Илекская СЭС	ООО "Грин Энерджи Рус"
1 Солнечные агрегаты		-			20,0					20,0
2 Солнечные агрегаты		-			15,0					15,0
3 Солнечные агрегаты		-			15,0					15,0
Всего по станции					50,0					50,0

Светлинская СЭС (1, 2 пусковой комплекс)	ПАО "Т Плюс"
1 Солнечные агрегаты		-	30,0							30,0
2 Солнечные агрегаты					25,0					25,0
Всего по станции			30,0		25,0					55,0

Энергосистема Пермского края
Пермская ТЭЦ-9	ПАО "Т Плюс"
9 Т-120-130		Газ, мазут			124,9					124,9
10 Т-65-130		Газ, мазут			65,0					65,0
Всего по станции					189,9					189,9

Энергосистема Свердловской области
ТЭС АО "Уральская фольга"	ОАО "Уральская фольга"
1 КЭС газопоршневые		Газ	2,0							2,0
2 КЭС газопоршневые		Газ	2,0							2,0
3 КЭС газопоршневые		Газ	2,0							2,0
4 КЭС газопоршневые		Газ	2,0							2,0
5 КЭС газопоршневые		Газ	2,0							2,0
6 КЭС газопоршневые		Газ	2,0							2,0
7 КЭС газопоршневые		Газ	2,0							2,0
Всего по станции			14,0							14,0

Энергосистема Республики Удмуртия
Ижевская ТЭЦ-2	ПАО "Т Плюс"
4 Т-125-130		Газ, уголь				124,9				124,9

Энергосистема Челябинской области
ГПС Томинская	АО "Томинский ГОК"
51 КЭС газопоршневые (B35:40V20AG2)		Газ	206,8							206,8

ОЭС Урала, всего			305,8	45,0	386,9	174,9				912,6
ТЭС			220,8		294,9	174,9				690,6
ВИЭ			85,0	45,0	92,0					222,0
солнечные			85,0	45,0	92,0					222,0

ОЭС Сибири
Энергосистема Алтайского края и Республики Алтай
Курьинская СЭС	ООО "Грин Энерджи Рус"
1 Солнечные агрегаты		-		15,0						15,0
2 Солнечные агрегаты		-		15,0						15,0
Всего по станции				30,0						30,0

Славгородская СЭС	ООО "Грин Энерджи Рус"
1 Солнечные агрегаты		-		20,0						20,0
2 Солнечные агрегаты		-			20,0					20,0
Всего по станции				20,0	20,0					40,0

Южная тепловая станция	АО "Рубцовский теплоэнергетический комплекс"
1 Р-6-130		Газ	6,0							6,0

Энергосистема Республики Бурятия
Джидинская СЭС	ООО "Грин Энерджи Рус"
1 Солнечные агрегаты		-			15,0					15,0
2 Солнечные агрегаты		-			15,0					15,0
Всего по станции					30,0					30,0

Торейская СЭС	ООО "Грин Энерджи Рус"
1 Солнечные агрегаты		-	25,0							25,0
2 Солнечные агрегаты		-	20,0							20,0
Всего по станции			45,0							45,0

Энергосистема Иркутской области
ГТЭС Ковыктинского газоконденсатного месторождения	ПАО "Газпром"
1 ГТ-67(Т)		Газ				66,5				66,5

ТЭЦ ООО "Иркутская нефтяная компания"	ООО "Иркутская нефтяная компания"
1 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
2 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
3 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
4 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
5 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
6 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
7 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
8 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
9 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
10 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
11 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
12 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
13 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
14 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
15 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
16 ТЭЦ ГПА-9		Газ				9,0				9,0
Всего по станции						144,0				144,0

Энергосистема Красноярского края
ГТЭС "Полярная"	ООО "РН-Ванкор"
9 ГТ-75		Газ			75,0					75,0
10 ГТ-75		Газ			75,0					75,0
Всего по станции					150,0					150,0

ТЭЦ ООО "Сибирский лес"	ООО "Сибирский лес"
1 ТЭЦ разные		Древесная щепа			150,0					150,0
2 ТЭЦ разные		Древесная щепа			150,0					150,0
Всего по станции					300,0					300,0

ТЭЦ ООО "Краслесинвест"	АО "Краслесинвест"
1 ТЭЦ разные		н/д						120,0		120,0
2 ТЭЦ разные		н/д						120,0		120,0
Всего по станции								240,0		240,0

Красноярская ТЭЦ-1	АО "Красноярская ТЭЦ-1"
15 ПТ-35-90		Уголь					35,0			35,0
16 ПТ-35-90		Уголь					35,0			35,0
Всего по станции							70,0			70,0

Красноярская ТЭЦ-3	АО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"
2 Т-185-130		Уголь					185,0			185,0

Энергосистема Омской области
Нововаршавская СЭС	ООО "Грин Энерджи Рус"
1 Солнечные агрегаты		-	15,0							15,0
2 Солнечные агрегаты		-	15,0							15,0
Всего по станции			30,0							30,0

Энергосистема Томской области
ТЭЦ "СХК"	АО "ОТЭК"
1 ПР-30-90		Уголь, Газ						30,0		30,0
2 ПР-30-90		Уголь, Газ						30,0		30,0
13 Тп-100-90		Уголь, Газ			100,0					100,0
Всего по станции					100,0			60,0		160,0

ГТЭС "Пионерная"	АО "Томскнефть"
1 ГТ КЭС		Газ			8,0					8,0
2 ГТ КЭС		Газ			8,0					8,0
Всего по станции					16,0					16,0

Энергосистема Кемеровской области
Паровая котельная ООО "Лантан-2000"	ООО "Лантан-2000"
1 ТЭЦ разные		Газ	12,0							12,0

ОЭС Сибири, всего			93,0	50,0	616,0	210,5	255,0	300,0		1524,5
ТЭС			18,0		566,0	210,5	255,0	300,0		1349,5
ВИЭ			75,0	50,0	50,0					175,0
солнечные			75,0	50,0	50,0					175,0

ОЭС Востока
Энергосистема Амурской области
Свободненская ТЭС (Амурская ТЭС)	ООО "Амурская ТЭС"
1 ПТ-80-130		Газ	80,0							80,0
2 ПТ-80-130		Газ	80,0							80,0
Всего по станции			160,0							160,0

Энергосистема Приморского края
Артемовская ТЭЦ-2	ПАО "РусГидро"
1 Т-140-130		Уголь/мазут							140,0	140,0
2 Т-140-130		Уголь/мазут							140,0	140,0
3 Т-140-130		Уголь/мазут							140,0	140,0
Всего по станции									420,0	420,0

ТЭС ЗАО "ВНХК"	АО "Восточная нефтехимическая компания"
1 ПГУ(Т)		Газ							122,0	122,0
2 ПГУ(Т)		Газ							122,0	122,0
3 ПГУ(Т)		Газ							122,0	122,0
4 ГТ-77(Т)		Газ							77,0	77,0
5 ГТ-77(Т)		Газ							77,0	77,0
Всего по станции									520,0	520,0

Энергосистема Хабаровского края
Хабаровская ТЭЦ-4	ПАО "РусГидро"
1 ПГУ ТЭЦ		Газ						82,0		82,0
2 ПГУ ТЭЦ		Газ						82,0		82,0
3 ПГУ ТЭЦ		Газ						82,0		82,0
4 ПГУ ТЭЦ		Газ						82,0		82,0
Всего по станции								328,0		328,0

ТЭЦ города Советская Гавань	ПАО "РусГидро"
1 ТФ-63-13/0,25		Уголь	63,0							63,0
2 ТФ-63-13/0,25		Уголь	63,0							63,0
Всего по станции			126,0							126,0

Энергосистема Республики Саха (Якутия)
Якутская ГРЭС-2	ПАО "РусГидро"
5 ГТУ		Газ						78,7		78,7
6 ГТУ		Газ						78,7		78,7
Всего по станции								157,4		157,4

ЭСН УКПГ-3 Чаяндинского НГКМ	ООО "Газпром добыча Ноябрьск"
1 ГТ-12(Т)		Газ			12,0					12,0
2 ГТ-12(Т)		Газ			12,0					12,0
3 ГТ-12(Т)		Газ			12,0					12,0
4 ГТ-12(Т)		Газ			12,0					12,0
5 ГТ-12(Т)		Газ			12,0					12,0
6 ГТ-12(Т)		Газ			12,0					12,0
Всего по станции					72,0					72,0

ОЭС Востока, всего
ТЭС			286,0		72,0			485,4	940,0	1783,4

ЕЭС России - всего			4133,6	1425,7	2313,5	1206,8	481,3	2990,3	2090,0	14641,1
АЭС			1150,0					1200,0	1150,0	3500,0
ГЭС и малые ГЭС			86,7	24,9	33,0	23,73				168,3
ГАЭС
ТЭС			1110,4	500,0	1587,9	685,4	410,0	1790,3	940,0	7024,0
ВИЭ			1786,5	900,8	692,6	497,7	71,3			3948,8
ветровые			1386,5	737,8	530,0	497,7	71,3			3223,2
солнечные			400,0	163,0	162,6					725,6

Приложение N 4
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип мощности	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2020-2026 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
Киришская ГРЭС	ПАО "ОГК-2"
1 ПТ-50-130		Газ, мазут	До модернизации					50,0			50,0
			После модернизации					60,0			60,0
			Изменение мощности					10,0			10,0
2 ПТ-60-130		Газ, мазут	До модернизации			60,0					60,0
			После модернизации			65,0					65,0
			Изменение мощности			5,0					5,0
4 ПТ-60-130		Газ, мазут	До модернизации						60,0		60,0
			После модернизации						65,0		65,0
			Изменение мощности						5,0		5,0
Всего по станции
До модернизации						60,0		50,0	60,0		170,0
После модернизации						65,0		60,0	65,0		190,0
Изменение мощности						5,0		10,0	5,0		20,0

Автовская ТЭЦ	ПАО "ТГК-1"
6 Т-100-130		Газ	До модернизации					100,0			100,0
			После модернизации					120,0			120,0
			Изменение мощности					20,0			20,0
7 Т-100-130		Газ	До модернизации			97,0					97,0
			После модернизации			116,4					116,4
			Изменение мощности			19,4					19,4
Всего по станции
До модернизации						97,0		100,0			197,0
После модернизации						116,4		120,0			236,4
Изменение мощности						19,4		20,0			39,4

Энергосистема Мурманской области
Верхне-Туломская ГЭС-12	ПАО "ТГК-1"
1 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ-646-ВМ-420)			До модернизации			67,0					67,0
			После модернизации			75,0					75,0
			Изменение мощности			8,0					8,0
2 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ-646-ВМ-420)			До модернизации					67,0			67,0
			После модернизации					75,0			75,0
			Изменение мощности					8,0			8,0
3 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ-646-ВМ-420)			До модернизации			67,0					67,0
			После модернизации			75,0					75,0
			Изменение мощности			8,0					8,0
4 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ-646-ВМ-420)			До модернизации	67,0							67,0
			После модернизации	75,0							75,0
			Изменение мощности	8,0							8,0

Всего по станции
До модернизации				67,0		134,0		67,0			268,0
После модернизации				75,0		150,0		75,0			300,0
Изменение мощности				8,0		16,0		8,0			32,0

ОЭС Северо-Запада, всего
До модернизации				67,0		291,0		217,0	60,0		635,0
ГЭС и малые ГЭС				67,0		134,0		67,0			268,0
ТЭС						157,0		150,0	60,0		367,0
После модернизации				75,0		331,4		255,0	65,0		726,4
ГЭС и малые ГЭС				75,0		150,0		75,0			300,0
ТЭС						181,4		180,0	65,0		426,4
Изменение мощности				8,0		40,4		38,0	5,0		91,4
ГЭС и малые ГЭС				8,0		16,0		8,0			32,0
ТЭС						24,4		30,0	5,0		59,4

ОЭС Центра
Энергосистема Костромской области
Костромская ГРЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
2 К-300-240		Газ, мазут	До модернизации				300,0				300,0
			После модернизации				330,0				330,0
			Изменение мощности				30,0				30,0
3 К-300-240		Газ, мазут	До модернизации						300,0		300,0
			После модернизации						330,0		330,0
			Изменение мощности						30,0		30,0
4 К-300-240		Газ, мазут	До модернизации			300,0					300,0
			После модернизации			330,0					330,0
			Изменение мощности			30,0					30,0
5 К-300-240		Газ, мазут	До модернизации						300,0		300,0
			После модернизации						330,0		330,0
			Изменение мощности						30,0		30,0
7 К-300-240		Газ, мазут	До модернизации				300,0				300,0
			После модернизации				330,0				330,0
			Изменение мощности				30,0				30,0
8 К-300-240		Газ, мазут	До модернизации			300,0					300,0
			После модернизации			330,0					330,0
			Изменение мощности			30,0					30,0

Всего по станции
До модернизации						600,0	600,0		600,0		1800,0
После модернизации						660,0	660,0		660,0		1980,0
Изменение мощности						60,0	60,0		60,0		180,0

Костромская ТЭЦ-2	ПАО "ТГК-2"
2 Т-110-130		Газ, мазут	До модернизации						110,0		110,0
			После модернизации						120,0		120,0
			Изменение мощности						10,0		10,0

Энергосистема г. Москвы и Московской области
ТЭЦ-22 Мосэнерго	ПАО "Мосэнерго"
10 Т-240-240		Газ, мазут	До модернизации					240,0			240,0
			После модернизации					250,0			250,0
			Изменение мощности					10,0			10,0

ТЭЦ-23 Мосэнерго	ПАО "Мосэнерго"
4 Т-100-130		Газ, мазут	До модернизации					100,0			100,0
			После модернизации					110,0			110,0
			Изменение мощности					10,0			10,0

ТЭЦ-25 Мосэнерго	ПАО "Мосэнерго"
4 Т-250-240		Газ	До модернизации						250,0		250,0
			После модернизации						257,0		257,0
			Изменение мощности						7,0		7,0

Энергосистема Смоленской области
Смоленская ТЭЦ-2	ПАО "Квадра"
2 Т-105-130		Газ	До модернизации						105,0		105,0
			После модернизации						126,0		126,0
			Изменение мощности						21,0		21,0
3 Т-110-130		Газ	До модернизации					110,0			110,0
			После модернизации					130,0			130,0
			Изменение мощности					20,0			20,0
Всего по станции
До модернизации								110,0	105,0		215,0
После модернизации								130,0	126,0		256,0
Изменение мощности								20,0	21,0		41,0

Энергосистема Тамбовской области
Тамбовская ТЭЦ	ПАО "Квадра"
8 Т-110-130		Газ	До модернизации						110,0		110,0
			После модернизации						130,0		130,0
			Изменение мощности						20,0		20,0

Энергосистема Ярославской области
Рыбинская ГЭС	ПАО "РусГидро"
3 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ К-91 ВБ-900)			До модернизации	55,0							55,0
			После модернизации	65,0							65,0
			Изменение мощности	10,0							10,0
5 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ К-91 ВБ-900)			До модернизации			55,0					55,0
			После модернизации			65,0					65,0
			Изменение мощности			10,0					10,0
Всего по станции
До модернизации				55,0		55,0					110,0
После модернизации				65,0		65,0					130,0
Изменение мощности				10,0		10,0					20,0

ОЭС Центра, всего
До модернизации				55,0		655,0	600,0	450,0	1175,0		2935,0
ГЭС и малые ГЭС				55,0		55,0					110,0
ТЭС						600,0	600,0	450,0	1175,0		2825,0
После модернизации				65,0		725,0	660,0	490,0	1293,0		3233,0
ГЭС и малые ГЭС				65,0		65,0					130,0
ТЭС						660,0	660,0	490,0	1293,0		3103,0
Изменение мощности				10,0		70,0	60,0	40,0	118,0		298,0
ГЭС и малые ГЭС				10,0		10,0					20,0
ТЭС						60,0	60,0	40,0	118,0		278,0

ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Нижегородская ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ 510-ВБ-900)			До модернизации				65,0				65,0
			После модернизации				72,5				72,5
			Изменение мощности				7,5				7,5
2 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ 510-ВБ-900)			До модернизации		65,0						65,0
			После модернизации		72,5						72,5
			Изменение мощности		7,5						7,5
4 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ 510-ВБ-910)			До модернизации						65,0		65,0
			После модернизации						72,5		72,5
			Изменение мощности						7,5		7,5
Всего по станции
До модернизации					65,0		65,0		65,0		195,0
После модернизации					72,5		72,5		72,5		217,5
Изменение мощности					7,5		7,5		7,5		22,5

Энергосистема Саратовской области
Саратовская ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 г/а пов.-лопаст. верт. (TK V00)			До модернизации					60,0			60,0
			После модернизации					66,0			66,0
			Изменение мощности					6,0			6,0
2 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ15/661-В-1030)			До модернизации					60,0			60,0
			После модернизации					66,0			66,0
			Изменение мощности					6,0			6,0
3 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ15/661-В-1030)			До модернизации					60,0			60,0
			После модернизации					66,0			66,0
			Изменение мощности					6,0			6,0
5 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ20/661-В-1030)			До модернизации					60,0			60,0
			После модернизации					66,0			66,0
			Изменение мощности					6,0			6,0
7 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ20/661-В-1030)			До модернизации					60,0			60,0
			После модернизации					66,0			66,0
			Изменение мощности					6,0			6,0
11 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ20/661-В-1030)			До модернизации							60,0	60,0
			После модернизации							66,0	66,0
			Изменение мощности							6,0	6,0
12 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ20/661-В-1030)			До модернизации						60,0		60,0
			После модернизации						66,0		66,0
			Изменение мощности						6,0		6,0
15 г/а пов.-лопаст. верт. (ПЛ20/661-В-1030)			До модернизации					60,0			60,0
			После модернизации					66,0			66,0
			Изменение мощности					6,0			6,0
Всего по станции
До модернизации								360,0	60,0	60,0	480,0
После модернизации								396,0	66,0	66,0	528,0
Изменение мощности								36,0	6,0	6,0	48,0

Энергосистема Республики Татарстан
Нижнекамская ТЭЦ-1 (ПТК-1)	АО "ТГК-16"
3 Р-100-130		Газ	До модернизации						100,0		100,0
			После модернизации						102,0		102,0
			Изменение мощности						2,0		2,0

ОЭС Средней Волги, всего
До модернизации					65,0		65,0	360,0	225,0	60,0	775,0
ГЭС и малые ГЭС					65,0		65,0	360,0	125,0	60,0	675,0
ТЭС									100,0		100,0
После модернизации					72,5		72,5	396,0	240,5	66,0	847,5
ГЭС и малые ГЭС					72,5		72,5	396,0	138,5	66,0	745,5
ТЭС									102,0		102,0
Изменение мощности					7,5		7,5	36,0	15,5	6,0	72,5
ГЭС и малые ГЭС					7,5		7,5	36,0	13,5	6,0	70,5
ТЭС									2,0		2,0

ОЭС Юга
Энергосистема Краснодарского края
Белореченская ГЭС	ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго"
3 гидроагрегат			До модернизации	8,0							8,0
			После модернизации	24,0							24,0
			Изменение мощности	16,0							16,0
Краснодарская ТЭЦ	ООО "ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго"
7 К-145-130		Газ, мазут	До модернизации				145,0				145,0
			После модернизации				150,0				150,0
			Изменение мощности				5,0				5,0
8 К-145-130		Газ, мазут	До модернизации					145,0			145,0
			После модернизации					150,0			150,0
			Изменение мощности					5,0			5,0
Всего по станции
До модернизации							145,0	145,0			290,0
После модернизации							150,0	150,0			300,0
Изменение мощности							5,0	5,0			10,0

Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания
Дзауджикаусская ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 агрегаты малых ГЭС			До модернизации							3,0	3,0
			После модернизации							3,2	3,2
			Изменение мощности							0,2	0,2

Гизельдонская ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 агрегаты малых ГЭС			До модернизации				7,6				7,6
			После модернизации				8,8				8,8
			Изменение мощности				1,2				1,2
2 агрегаты малых ГЭС			До модернизации					7,6			7,6
			После модернизации					8,8			8,8
			Изменение мощности					1,2			1,2
3 агрегаты малых ГЭС			До модернизации						7,6		7,6
			После модернизации						8,8		8,8
			Изменение мощности						1,2		1,2
Всего по станции
До модернизации							7,6	7,6	7,6		22,8
После модернизации							8,8	8,8	8,8		26,4
Изменение мощности							1,2	1,2	1,2		3,6

Энергосистема Ставропольского края
Кубанская ГАЭС	ПАО "РусГидро"
1 агрегаты малых ГЭС			До модернизации						2,65		2,65
			После модернизации						3,23		3,23
			Изменение мощности						0,58		0,58
2 агрегаты малых ГЭС			До модернизации						2,65		2,65
			После модернизации						3,23		3,23
			Изменение мощности						0,58		0,58
3 агрегаты малых ГЭС			До модернизации						2,65		2,65
			После модернизации						3,23		3,23
			Изменение мощности						0,58		0,58
4 агрегаты малых ГЭС			До модернизации						2,65		2,65
			После модернизации						3,23		3,23
			Изменение мощности						0,58		0,58
5 агрегаты малых ГЭС			До модернизации						2,65		2,65
			После модернизации						3,23		3,23
			Изменение мощности						0,58		0,58
6 агрегаты малых ГЭС			До модернизации						2,65		2,65
			После модернизации						3,23		3,23
			Изменение мощности						0,58		0,58
Всего по станции
До модернизации									15,9		15,9
После модернизации									19,4		19,4
Изменение мощности									3,5		3,5

ОЭС Юга, всего
До модернизации				8,0			152,6	152,6	23,5	3,0	339,7
ГЭС и малые ГЭС				8,0			7,6	7,6	23,5	3,0	49,7
ТЭС							145,0	145,0			290,0
После модернизации				24,0			158,8	158,8	28,2	3,2	373,0
ГЭС и малые ГЭС				24,0			8,8	8,8	28,2	3,2	73,0
ТЭС							150,0	150,0			300,0
Изменение мощности				16,0			6,2	6,2	4,7	0,2	33,3
ГЭС и малые ГЭС				16,0			1,2	1,2	4,7	0,2	23,3
ТЭС							5,0	5,0			10,0

ОЭС Урала
Энергосистема Республики Башкортостан
Кармановская ГРЭС	ООО "БГК"
1 К-303-240-3М		Газ, мазут	До модернизации						315,2		315,2
			После модернизации						330,0		330,0
			Изменение мощности						14,8		14,8
3 К-303-240-3М		Газ, мазут	До модернизации				303,2				303,2
			После модернизации				316,3				316,3
			Изменение мощности				13,1				13,1
Всего по станции
До модернизации							303,2		315,2		618,4
После модернизации							316,3		330,0		646,3
Изменение мощности							13,1		14,8		27,9

Стерлитамакская ТЭЦ	ООО "БГК"
9 Т-100-130		Газ	До модернизации						100,0		100,0
			После модернизации						118,0		118,0
			Изменение мощности						18,0		18,0

Энергосистема Оренбургской области
Ириклинская ГРЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
3 К-300-240		Газ	До модернизации						300,0		300,0
			После модернизации						330,0		330,0
			Изменение мощности						30,0		30,0
4 К-300-240		Газ, мазут	До модернизации				300,0				300,0
			После модернизации				330,0				330,0
			Изменение мощности				30,0				30,0
Всего по станции
До модернизации							300,0		300,0		600,0
После модернизации							330,0		330,0		660,0
Изменение мощности							30,0		30,0		60,0

Энергосистема Пермского края
Воткинская ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 г/а пов.-лопаст. верт. (CВ - 1500/170-96)		-	До модернизации			110,0					110,0
			После модернизации			115,0					115,0
			Изменение мощности			5,0					5,0
2 г/а пов.-лопаст. верт. (CВ - 1500/170-96)			До модернизации					110,0
			После модернизации					115,0
			Изменение мощности					5,0
3 г/а пов.-лопаст. верт. (CВ - 1500/170-96)		-	До модернизации		100,0						100,0
			После модернизации		115,0						115,0
			Изменение мощности		15,0						15,0
6 г/а пов.-лопаст. верт. (CВ - 1500/170-96)		-	До модернизации				100,0				100,0
			После модернизации				115,0				115,0
			Изменение мощности				15,0				15,0
8 г/а пов.-лопаст. верт. (CВ - 1500/170-96)		-	До модернизации							100,0	100,0
			После модернизации							115,0	115,0
			Изменение мощности							15,0	15,0
10 г/а пов.-лопаст. верт. (CВ - 1500/170-96)			До модернизации						100,0		100,0
			После модернизации						115,0		115,0
			Изменение мощности						15,0		15,0
Всего по станции
До модернизации					100,0	110,0	100,0	110,0	100,0	100,0	620,0
После модернизации					115,0	115,0	115,0	115,0	115,0	115,0	690,0
Изменение мощности					15,0	5,0	15,0	5,0	15,0	15,0	70,0

Пермская ГРЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
1 К-820-240-5		Газ	До модернизации				820,0				820,0
		Газ	После модернизации				850,0				850,0
			Изменение мощности				30,0				30,0

Энергосистема Свердловской области
Среднеуральская ГРЭС	ПАО "Энел Россия"
6 Т-100-130		Газ	До модернизации						100,0		100,0
			После модернизации						120,0		120,0
			Изменение мощности						20,0		20,0
7 Т-100-130		Газ	До модернизации						100,0		100,0
			После модернизации						120,0		120,0
			Изменение мощности						20,0		20,0
Всего по станции
До модернизации									200,0		200,0
После модернизации									240,0		240,0
Изменение мощности									40,0		40,0

Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
Сургутская ГРЭС-1	ПАО "ОГК-2"
13 К -210-130		Газ	До модернизации						215,0		215,0
			После модернизации						190,0		190,0
			Изменение мощности						-25,0		-25,0

Сургутская ГРЭС-2	ПАО "Юнипро"
1 К-800-240		Газ	До модернизации			810,0					810,0
			После модернизации			830,0					830,0
			Изменение мощности			20,0					20,0
4 К-800-240		Газ	До модернизации						810,0		810,0
			После модернизации						830,0		830,0
			Изменение мощности						20,0		20,0
6 К-800-240		Газ	До модернизации					810,0			810,0
			После модернизации					830,0			830,0
			Изменение мощности					20,0			20,0
Всего по станции
До модернизации						810,0		810,0	810,0		2430,0
После модернизации						830,0		830,0	830,0		2490,0
Изменение мощности						20,0		20,0	20,0		60,0

Энергосистема Челябинской области
Троицкая ГРЭС	ПАО "ОГК-2"
10 CLN 660-24,2/566/566		Уголь	До модернизации	660,0							660,0
		Уголь	После модернизации	666,0							666,0
			Изменение мощности	6,0							6,0

ОЭС Урала, всего
До модернизации				660,0	100,0	920,0	1523,2	920,0	2040,2	100,0	6263,4
ГЭС и малые ГЭС					100,0	110,0	100,0	110,0	100,0	100,0	620,0
ТЭС				660,0		810,0	1423,2	810,0	1940,2		5643,4
После модернизации				666,0	115,0	945,0	1611,3	945,0	2153,0	115,0	6550,3
ГЭС и малые ГЭС					115,0	115,0	115,0	115,0	115,0	115,0	690,0
ТЭС				666,0		830,0	1496,3	830,0	2038,0		5860,3
Изменение мощности				6,0	15,0	25,0	88,1	25,0	112,8	15,0	286,9
ГЭС и малые ГЭС					15,0	5,0	15,0	5,0	15,0	15,0	70,0
ТЭС				6,0		20,0	73,1	20,0	97,8		216,9

ОЭС Сибири
Энергосистема Республики Бурятия
Гусиноозерская ГРЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
2 К-210-130		Уголь	До модернизации					190,0			190,0
			После модернизации					210,0			210,0
			Изменение мощности					20,0			20,0
3 К-210-130		Уголь	До модернизации			170,0					170,0
			После модернизации			204,0					204,0
			Изменение мощности			34,0					34,0
Всего по станции

После модернизации						204,0		210,0			414,0
Изменение мощности						34,0		20,0			54,0

Энергосистема Иркутской области
Иркутская ГЭС	АО "ЕвроСибэнерго-Гидрогенерация"
1 г/а пов.-лопаст. верт. (СВ 1160/162-68)		-	До модернизации			82,8					82,8
			После модернизации			105,7					105,7
			Изменение мощности			22,9					22,9
2 г/а пов.-лопаст. верт. (СВ 1160/162-68)		-	До модернизации		82,8						82,8
			После модернизации		105,7						105,7
			Изменение мощности		22,9						22,9
7 г/а пов.-лопаст. верт. (СВ 1160/162-68)		-	До модернизации				82,8				82,8
			После модернизации				105,7				105,7
			Изменение мощности				22,9				22,9
8 г/а пов.-лопаст. верт. (СВ 1160/162-68)		-	До модернизации					82,8			82,8
			После модернизации					105,7			105,7
			Изменение мощности					22,9			22,9
Всего по станции
До модернизации					82,8	82,8	82,8	82,8			331,2
После модернизации					105,7	105,7	105,7	105,7			422,8
Изменение мощности					22,9	22,9	22,9	22,9			91,6

Усть-Илимская ГЭС	АО "ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация"
3 г/а рад.-осевой		-	До модернизации	240,0							240,0
3 г/а рад.-осевой			После модернизации	250,0							250,0
			Изменение мощности	10,0							10,0
4 г/а рад.-осевой (РО-100-810-ВМ550)		-	До модернизации	240,0							240,0
			После модернизации	250,0							250,0
			Изменение мощности	10,0							10,0
10 г/а рад.-осевой (РО-100-810-ВМ550)		-	До модернизации	240,0							240,0
			После модернизации	250,0							250,0
			Изменение мощности	10,0							10,0
12 г/а рад.-осевой (РО-100-810-ВМ550)		-	До модернизации	240,0							240,0
			После модернизации	250,0							250,0
			Изменение мощности	10,0							10,0
Всего по станции
До модернизации				960,0							960,0
После модернизации				1000,0							1000,0
Изменение мощности				40,0							40,0

Иркутская ТЭЦ-6	ПАО "Иркутскэнерго"
1 Т-60-130		Уголь	До модернизации			60,0					60,00
			После модернизации			65,0					65,00
			Изменение мощности			5,0					5,00

Энергосистема Красноярского края
Красноярская ГРЭС-2	ПАО "ОГК-2"
5 ПТ-60-90/13-2		Уголь	До модернизации		50,0						50,0
			После модернизации		60,0						60,0
			Изменение мощности		10,0						10,0
6 К-164-130		Уголь	До модернизации		160,0						160,0
			После модернизации		164,0						164,0
			Изменение мощности		4,0						4,0
Всего по станции
До модернизации					210,0						210,0
После модернизации					224,0						224,0
Изменение мощности					14,0						14,0

ОЭС Сибири, всего
До модернизации				960,0	292,8	312,8	82,8	272,8			1921,2
ГЭС и малые ГЭС				960,0	82,8	82,8	82,8	82,8			1291,2
ТЭС					210,0	230,0		190,0			630,0
После модернизации				1000,0	329,7	374,7	105,7	315,7			2125,8
ГЭС и малые ГЭС				1000,0	105,7	105,7	105,7	105,7			1422,8
ТЭС					224,0	269,0		210,0			703,0
Изменение мощности				40,0	36,9	61,9	22,9	42,9			204,6
ГЭС и малые ГЭС				40,0	22,9	22,9	22,9	22,9			131,6
ТЭС					14,0	39,0		20,0			73,0

ОЭС Востока
Энергосистема Приморского края
Владивостокская ТЭЦ-2	АО "ДГК"
1 Р-80-115		Газ, мазут	До модернизации						80,0		80,0
			После модернизации						120,0		120,0
			Изменение мощности						40,0		40,0
2 Т-98-115		Газ, мазут	До модернизации						98,0		98,0
			После модернизации						120,0		120,0
			Изменение мощности						22,0		22,0
3 Т-105-115		Газ, мазут	До модернизации						105,0		105,0
			После модернизации						120,0		120,0
			Изменение мощности						15,0		15,0
Всего по станции
До модернизации									283,0		283,0
После модернизации									360,0		360,0
Изменение мощности									77,0		77,0

ОЭС Востока, всего
До модернизации									283,0		283,0
ТЭС									283,0		283,0
После модернизации									360,0		360,0
ТЭС									360,0		360,0
Изменение мощности									77,0		77,0
ТЭС									77,0		77,0

ЕЭС России - всего
До модернизации				1750,0	457,8	2178,8	2423,6	2372,4	3806,7	163,0	13152,3
ГЭС и малые ГЭС				1090,0	247,8	381,8	255,4	627,4	248,5	163,0	3013,9
ТЭС				660,0	210,0	1797,0	2168,2	1745,0	3558,2		10138,4
После модернизации				1830,0	517,2	2376,1	2608,3	2560,5	4139,7	184,2	14216,0
ГЭС и малые ГЭС				1164,0	293,2	435,7	302,0	700,5	281,7	184,2	3361,3
ТЭС				666,0	224,0	1940,4	2306,3	1860,0	3858,0		10854,7
Изменение мощности				80,0	59,4	197,3	184,7	188,1	333,0	21,2	1063,7
ГЭС и малые ГЭС				74,0	45,4	53,9	46,6	73,1	33,2	21,2	347,4
ТЭС				6,0	14,0	143,4	138,1	115,0	299,8		716,3

Приложение N 5
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Объемы и структура перемаркировки генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип мощности	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2020-2026 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Калининградской области
Прегольская ТЭС	ООО "Калининградская генерация"
1 ПГУ КЭС		Газ	До перемаркировки	113,2							113,2
			После перемаркировки	116,3							116,3
			Изменение мощности	3,1							3,1
ОЭС Северо-Запада, всего
Всего по станции
До перемаркировки				113,2							113,2
После перемаркировки				116,3							116,3
Изменение мощности				3,1							3,1

ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Саровская ТЭЦ	ЗАО "Саровская Генерирующая Компания"
8 ПТ-25-90		Газ	До перемаркировки	25,0							25,0
			После перемаркировки	25,8							25,8
			Изменение мощности	0,8							0,8

Энергосистема Республики Татарстан
Казанская ТЭЦ-1	АО "Татэнерго"
5 ПТ-35,5-130		Газ	До перемаркировки	35,5							35,5
			После перемаркировки	60,0							60,0
			Изменение мощности	24,5							24,5
6 ПТ-43,5-130		Газ	До перемаркировки	43,5							43,5
			После перемаркировки	60,0							60,0
			Изменение мощности	16,5							16,5
Всего по станции
До перемаркировки				79,0							79,0
После перемаркировки				120,0							120,0
Изменение мощности				41,0							41,0

Казанская ТЭЦ-3	АО "ТГК-16"
7 9ПА 01		Газ	До перемаркировки		394,4						394,4
			После перемаркировки		405,6						405,6
			Изменение мощности		11,2						11,2

ОЭС Средней Волги, всего
Всего по станции
До перемаркировки				104,0	394,4						498,4
После перемаркировки				145,8	405,6						551,4
Изменение мощности				41,8	11,2						53,0

ОЭС Сибири
Энергосистема Красноярского края
Назаровская ГРЭС	АО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"
3 Т-140-130		Уголь	До перемаркировки	140,0							140,0
			После перемаркировки	145,0							145,0
			Изменение мощности	5,0							5,0
4 Т-135-130		Уголь	До перемаркировки	135,0							135,0
			После перемаркировки	146,0							146,0
			Изменение мощности	11,0							11,0
6 Т-135-130		Уголь	До перемаркировки	135,0							135,0
			После перемаркировки	146,0							146,0
			Изменение мощности	11,0							11,0

ОЭС Сибири, всего
Всего по станции
До перемаркировки				410,0							410,0
После перемаркировки				437,0							437,0
Изменение мощности				27,0							27,0

ЕЭС России - всего
До перемаркировки				627,2	394,4						1021,6
ТЭС				627,2	394,4						1021,6
После перемаркировки				699,1	405,6						1104,7
ТЭС				699,1	405,6						1104,7
Изменение мощности				71,9	11,2						83,1
ТЭС				71,9	11,2						83,1

Приложение N 6
к cхеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Информация о планах собственников по выводу из эксплуатации генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2020-2026 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Архангельской области
ТЭС-1	АО "Архангельский ЦБК"
6 ПТ-25-90		Уголь			25,0					25,0
7 ПТ-60-90		Уголь	60,0							60,0
Всего по станции			60,0		25,0					85,0

Энергосистема Калининградской области
Гусевская ТЭЦ	ОАО "Калининградская генерирующая компания"
2 Р-10-29		Газ, мазут		8,5						8,5

Энергосистема Республики Коми
ТЭЦ ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"	АО "Монди СЛПК"
9 Р-12-35		Газ	12,0							12,0

Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
Автовская ТЭЦ	ПАО "ТГК-1"
2 ПТ-30-8,8		Газ							30,0	30,0
3 ПТ-30-8,8		Газ							30,0	30,0
5 Т-22-90		Газ		22,0						22,0
Всего по станции				22,0					60,0	82,0

ОЭС Северо-Запада, всего
ТЭС			72,0	30,5	25,0				60,0	187,5

ОЭС Центра
Энергосистема Вологодской области
Красавинская ГТ-ТЭЦ	ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго"
1 ТВМ Т130		Газ							14,4	14,4
2 ТВМ Т130		Газ							14,4	14,4
3 ТВМ Т130		Газ							14,4	14,4
4 Siemens SST-300		Газ							20,6	20,6
Всего по станции									63,8	63,8

Энергосистема Костромской области
Костромская ТЭЦ-1	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
4 П-6-35		Газ, мазут		6,0						6,0

Энергосистема г. Москвы и Московской области
ТЭЦ-20 Мосэнерго	ПАО "Мосэнерго"
3 Т-30-90		Газ, мазут	30,0							30,0
5 ПТ-65-90		Газ, мазут	65,0							65,0
Всего по станции			95,0							95,0

ОЭС Центра, всего
ТЭС			95,0	6,0					63,8	164,8

ОЭС Средней Волги
Энергосистема Ульяновской области
ИЯУ АО "ГНЦ НИИАР"	АО "ГНЦ НИИАР"
Исследовательская ядерная установка (ИЯУ ВК-50)		ядерное топливо						60,0		60,0

ОЭС Средней Волги, всего								60,0		60,0
АЭС								60,0		60,0

ОЭС Юга
Энергосистема Республики Крым и г. Севастополь
Симферопольская ТЭЦ	АО "КРЫМТЭЦ"
1 Т-43-90		Газ, мазут			43,0					43,0
2 Т-43-90		Газ, мазут			43,0					43,0
Всего по станции					86,0					86,0

ОЭС Юга, всего					86,0					86,0
ТЭС					86,0					86,0

ОЭС Урала
Энергосистема Свердловской области
Южная ТЭЦ-19	ПАО "Т Плюс"
2 Р-4-35		Газ	4,0							4,0

Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
Ямбургская ГТЭС (ГТЭС-72)	ООО "Газпром добыча Ямбург"
1 ГТУ-89Ст-20		Газ						12,0		12,0
2 ГТУ-89Ст-20		Газ						12,0		12,0
Всего по станции								24,0		24,0

Энергосистема Челябинской области
Челябинская ТЭЦ-1	ПАО "Фортум"
7 Р-25-29		Газ							25,0	25,0
8 Р-25-29		Газ							25,0	25,0
Всего по станции									50,0	50,0

Магнитогорская ПВС-2	ПАО "ММК"
2 Р-25-90		Газ	25,0							25,0

ОЭС Урала, всего			29,0					24,0	50,0	103,0
ТЭС			29,0					24,0	50,0	103,0

ОЭС Сибири
Энергосистема Красноярского края
ДЭС ЗАО "ЗДК Полюс"	АО "Полюс Красноярск"
3 ГДСО15-30-8У4		Дизель	1,6							1,6
4 СДГ 1708-8		Дизель	1,6							1,6
Всего по станции			3,2							3,2

Энергосистема Кемеровской области
МКП "Центральная ТЭЦ" (ОАО "НКМК")	МКП "Центральная ТЭЦ"
3 Т-2270/98		Газ, уголь		16,0						16,0
4 ПТ-29-35		Газ, уголь				29,0				29,0
5 Т-2270/98		Газ, уголь		15,0						15,0
Всего по станции				31,0		29,0				60,0

Энергосистема Томской области
ТЭЦ "СХК"	АО "ОТЭК"
7 ВПТ-25-3		Уголь							25,0	25,0

ОЭС Сибири, всего			3,2	31,0		29,0			25,0	88,2
ТЭС			3,2	31,0		29,0			25,0	88,2

ЕЭС России - всего			199,2	67,5	111,0	29,0		84,0	198,8	689,5
АЭС								60,0		60,0
ТЭС			199,2	67,5	111,0	29,0		24,0	198,8	629,5

Приложение N 7
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Информация о планах собственников по вводу нового генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2020-2026 годы
ОЭС Северо-Запада
Энергосистема Архангельской области
ТЭЦ-1 Архангельского ЦБК	АО "Архангельский ЦБК"
6 ПТ-25-90		Уголь, мазут			25,0					25,0
7 ПТ-60-90		Уголь, мазут	60,0							60,0
Всего по станции			60,0		25,0					85,0

Энергосистема Калининградской области
Калининградская ТЭЦ-1 (котельная)	АО "КГК"
1 ТЭЦ ГПА-24.5 (14х1.75)		Газ		25,0						25,0

Гусевская ТЭЦ	АО "КГК"
1 Газопоршневые установки		Газ, дизель		6,0						6,0

Энергосистема Республики Коми
ТЭЦ ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"	АО "Монди СЛПК"
12 SST 600-NG 90/80		КДО, газ	84,6							84,6

Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
ВЭС Свирица	ООО "ВЭС Свирица"
1 SG V132-3.6		-				69,0				69,0

ТЭС ООО "Промышленная группа "Фосфорит"	ООО "Промышленная группа "Фосфорит"
1 ПТ-12-35		Прочее	12,0							12,0

ОЭС Северо-Запада, всего			156,6	31,0	25,0	69,0				281,6
ТЭС			156,6	31,0	25,0					212,6
ВИЭ						69,0				69,0
ветровые						69,0				69,0

ОЭС Центра
Энергосистема Белгородской области
Губкинская ТЭЦ	ПАО "КВАДРА"
4 Р-12-29		Газ	12,0							12,0

Энергосистема Вологодской области
ГУБТ-16	ПАО "Северсталь"
1 ГУБТ-16		Газ	16,0							16,0

ГП ТЭС ГПП-7	ПАО "Северсталь"
1 Газопоршневые установки		Газ	11,6							11,6

Энергосистема Костромской области
Костромская ГРЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
10 ПГУ-800		Газ							800,0	800,0
11 ПГУ-800		Газ							800,0	800,0
Всего по станции									1600,0	1600,0

Энергосистема Липецкой области
Липецкая парогазовая тепловая электростанция (ЛПГТЭ)	ОАО "Энерготехнологии Липецк"
1 Газовая турбина тип 9E Паровая турбина тип "Т"		Газ					196,3			196,3
2 Газовая турбина тип 9E Паровая турбина тип "Т"		Газ					196,3			196,3
3 Газовая турбина тип 9E Паровая турбина тип "Т"		Газ					196,3			196,3
Всего по станции							588,9			588,9

Энергосистема г. Москвы и Московской области
ГТЭС "Городецкая" (ГТЭС "Кожухово")	ООО "РОСМИКС"
1 ГТ ТЭЦ (ГТ LM 6000 PD)		Газ		217,9						217,9

Загорская ГАЭС-2	ПАО "РусГидро"
1 ГАЭС		-						210,0		210,0
2 ГАЭС		-						210,0		210,0
3 ГАЭС		-						210,0		210,0
4 ГАЭС		-						210,0		210,0
Всего по станции								840,0		840,0

ГТЭС "Молжаниновка"	ООО "Инфраструктура Молжаниново"
1 SGT-800		Газ		130,0						130,0

ОЭС Центра, всего			39,6	347,9			588,9	840,0	1600,0	3416,4
ГАЭС								840,0		840,0
ТЭС			39,6	347,9			588,9		1600,0	2576,4

ОЭС Средней Волги
Энергосистема Нижегородской области
Нижегородская ТЭЦ (1, 2 пусковой комплекс)	АО "Верхне-Волжская генерирующая компания"
1 ПГУ-450(Т)		Газ				450,0				450,0
2 ПГУ-450(Т)		Газ						450,0		450,0
Всего по станции						450,0		450,0		900,0

Энергосистема Пензенской области
ТЭС ООО "Технокорд"	ООО "Технокорд"
1 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		2,9						2,9
2 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		2,9						2,9
3 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		2,9						2,9
4 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		2,9						2,9
5 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		2,9						2,9
6 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		2,9						2,9
Всего по станции				17,1						17,1

Энергосистема Самарской области
АО "Тепличное"	АО "Тепличное"
1 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	1,2							1,2
2 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	1,2							1,2
3 ТЭЦ ГПА-2.5		Газ	2,0							2,0
4 ТЭЦ ГПА-2.5		Газ	2,0							2,0
Всего по станции			6,4							6,4

Энергосистема Республики Татарстан
ПГУ-ТЭС	ПАО "Нижнекамскнефтехим"
4 ПГУ(Т)		Газ		495,0						495,0

ПГУ ПАО "Казаньоргсинтез"	ПАО "Казаньоргсинтез"
1 ПГУ(Т)		Газ				281,9				281,9

ГТЭУ АО "КМПО"	АО "Казанское моторостроительное производственное объединение"
1 Т-16-2РУХЛ3.1		Газ	17,3							17,3

Энергосистема Ульяновской области
ИЯУ АО "ГНЦ НИИАР"	АО "ГНЦ НИИАР"
ИЯУ МБИР		Ядерное топливо						55,8		55,8

ОЭС Средней Волги, всего			23,7	512,1		731,9		505,8		1773,5
АЭС								55,8		55,8
ТЭС			23,7	512,1		731,9		450,0		1717,7

ОЭС Юга
Энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края
ВЭС Мирный	ООО "ВЭС - Мирный"
1 Ветровые агрегаты (V112-3.0)		-	60,0							60,0

ВЭС Октябрьский	ООО "ВЭС - Октябрьский"
1 Ветровые агрегаты (V112-3.0)		-	39,0							39,0

ГПЭС ООО "АЭМЗ"	ООО "АЭМЗ"
11 JMS 624 GS-N.LC		Газ	4,4							4,4

Береговая ВЭС	ООО "Элаван Пауэр"
1 SG-3.4-132		-				76,2				76,2

Адыгейская СЭС	ООО "ВИЭ"	-	4,0							4,0
1 ФЭМ

Шовгеновская СЭС (ООО "ВИЭ")	ООО "ВИЭ"
1 ФЭМ		-	4,9							4,9

СЭС-1-18Кр	ООО "ВИЭ"
1 ФЭМ		-	4,9							4,9
2 ФЭМ		-	4,9							4,9
3 ФЭМ		-	4,9							4,9
4 ФЭМ		-	4,9							4,9
5 ФЭМ		-	4,9							4,9
6 ФЭМ		-	4,9							4,9
7 ФЭМ		-	4,9							4,9
8 ФЭМ		-	4,9							4,9
9 ФЭМ		-	4,9							4,9
10 ФЭМ		-	4,9							4,9
11 ФЭМ		-	4,9							4,9
12 ФЭМ		-	4,9							4,9
13 ФЭМ		-	4,9							4,9
14 ФЭМ		-	4,9							4,9
15 ФЭМ		-	4,9							4,9
16 ФЭМ		-	4,9							4,9
17 ФЭМ		-	4,9							4,9
18 ФЭМ		-	4,9							4,9
Всего по станции			88,2							88,2

СЭС-КРК-1-15	ООО "АКЪЯРСКАЯ СЭС"
1 ФЭМ		-	4,9							4,9
2 ФЭМ		-	4,9							4,9
3 ФЭМ		-	4,9							4,9
4 ФЭМ		-	4,9							4,9
5 ФЭМ		-	4,9							4,9
6 ФЭМ		-	4,9							4,9
7 ФЭМ		-	4,9							4,9
8 ФЭМ		-	4,9							4,9
9 ФЭМ		-	4,9							4,9
10 ФЭМ		-	4,9							4,9
11 ФЭМ		-	4,9							4,9
12 ФЭМ		-	4,9							4,9
13 ФЭМ		-	4,9							4,9
14 ФЭМ		-	4,9							4,9
15 ФЭМ		-	4,9							4,9
Всего по станции			73,5							73,5

Энергосистема Республики Крым и г. Севастополя
Симферопольская ТЭЦ	АО "КРЫМТЭЦ"
3 ГТА-25		Газ			22,5					22,5
4 ГТА-25		Газ			22,5					22,5
5 ГТА-25		Газ			22,5					22,5
6 ГТА-25		Газ			22,5					22,5
7 КТ-16		Газ					16,0			16,0
8 КТ-16		Газ					16,0			16,0
Всего по станции					90,0		32,0			122,0

Присивашская ВЭС	ООО "Ветряной парк Присивашский"
1 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
2 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
3 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
4 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
5 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
6 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
7 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
8 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
9 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
10 ВЭУ FL-2500-100		-		2,5						2,5
Всего по станции				25,0						25,0

Восточная ВЭС	ООО "Ветряной парк Керченский"
1 ВЭУ FL-2500-100 10 шт.		-			25,0					25,0
2 ВЭУ FL-2500-100 10 шт.		-				25,0				25,0
3 ВЭУ FL-2500-100 10 шт.		-					25,0			25,0
4 ВЭУ FL-2500-100 10 шт.		-						25,0		25,0
Всего по станции					25,0	25,0	25,0	25,0		100,0

Степная ВЭС	ООО "Ветряной парк Степной"
1 ВЭУ FL-2500-100 48 шт.		-				120,0				120,0
2 ВЭУ FL-2500-100 24 шт.		-					60,0			60,0
3 ВЭУ FL-3000-100 20 шт.		-						60,0		60,0
4 ВЭУ FL-3000-100 14 шт.		-							42,0	42,0
Всего по станции						120,0	60,0	60,0	42,0	282,0

Зольненская ВЭС	ООО "Ветряной парк Сакский"
1 ВЭУ FL-2500-100 5 шт.		-						12,5		12,5

Энергосистема Ставропольского края
Грачевская ВЭС	ООО "Умные Системы"
1 ВЭУ-2,5 60 шт.		-					150,0			150,0

Шпаковская ВЭС	ООО "Умные Системы"
1 Ветровые агрегаты		-						90,0		90,0

ОЭС Юга, всего			274,0	25,0	115,0	221,2	267,0	187,5	42,0	1131,7
ТЭС			4,4		90,0		32,0			126,4
НИЭ			269,6	25,0	25,0	221,2	235,0	187,5	42,0	1005,3
ветровые			99,0	25,0	25,0	221,2	235,0	187,5	42,0	834,7
солнечные			170,6							170,6

ОЭС Урала
Энергосистема Республики Башкортостан
Верхняя Бурзянская СЭС	ООО "АКЪЯРСКАЯ СЭС"
1 солнечные агрегаты		-	5,0							5,0

Нижняя Бурзянская СЭС	ООО "АКЪЯРСКАЯ СЭС"
1 солнечные агрегаты		-	5,0							5,0

Энергосистема Курганской области
ГПУ Агрокомплекс "Мартыновский"	Агрокомплекс "Мартыновский"
1 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	4,3							4,3
2 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	4,3							4,3
3 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	4,3							4,3
4 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	4,3							4,3
5 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	4,3							4,3
6 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	4,3							4,3
Всего по станции			25,8							25,8

Энергосистема Оренбургской области
ГПЭС Покровского УКПГ	АО "Оренбургнефть"
1 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		4,3						4,3
2 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		4,3						4,3
Всего по станции				8,6						8,6

Капитоновский энергокомплекс	ООО "Газпромнефть-Оренбург"
2 КЭС газопоршневые (8ГЧН 21/26 Caterpillar D3516)		Газ	2,0							2,0

Энергосистема Свердловской области
Синарская ТЭЦ	АО "Синарская ТЭЦ"
6 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	12,0							12,0

ГТ-ТЭЦ "Ревдинская"	ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго"
5 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
6 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
7 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
8 ГТ-9 (Т)		Газ	9,0							9,0
Всего по станции			36,0							36,0

ГУБТ за ДП-7 (АО "ЕВРАЗ НТМК")	АО "ЕВРАЗ НТМК"
1 ГУБТ		Газ		5,0						5,0

ТЭС энергоцентр АО "Уралэлектромедь"	АО "Уралэлектромедь"
3 ПГУ(Т)		Газ				24,0				24,0

ГПУ на котел-х Главного и Запад. карьера	АО "ЕВРАЗ КГОК"
1 ТЭЦ Газопоршневые		Газ	20,8							20,8

Мини-ТЭЦ ООО "Штарк Энерджи Серов"	ОАО "Штарк Энерджи Серов"
1 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		4,5						4,5
2 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		4,5						4,5
3 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		4,5						4,5
4 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		4,5						4,5
5 ТЭЦ Газопоршневые		Газ		6,9						6,9
Всего по станции				24,9						24,9

Мини-ТЭЦ АО "НЛМК-Урал"	АО "НЛМК-Урал"
1 ТЭЦ Газопоршневые		Газ				4,0				4,0
2 ТЭЦ Газопоршневые		Газ				2,5				2,5
Всего по станции						6,5				6,5

Энергосистема Тюменской области, ХМАО и ЯНАО
Южно-Приобская ГТЭС	ООО "Газпромнефть-Хантос"
9 ГТ-12		Газ		12,0						12,0
10 ГТ-12		Газ		12,0						12,0
Всего по станции				24,0						24,0

Ямбургская ГТЭС (ГТЭС-72)	ООО "Газпром добыча Ямбург"
7 ГТ КЭС		Газ	20,0							20,0
8 ГТ КЭС		Газ	20,0							20,0
Всего по станции			40,0							40,0

ГТЭС Верхнеколик-Еганского м/р	АО "Варьеганнефтегаз"
1 ГТЭС-5		Газ	4,9							4,9
2 ГТЭС-5		Газ	4,9							4,9
3 ГТЭС-5		Газ	4,9							4,9
4 ГТЭС-5		Газ	4,9							4,9
5 ГТ-4		Газ	4,4							4,4
Всего по станции			24,0							24,0

ГТЭС Заполярного НГКМ	ООО "Газпром добыча Ямбург"
1 ГТ КЭС						94,5				94,5

ГПЭС Хантэк-Южная Нижне-Шапшинского м/р	ООО "РусГазСервис"
7 Газопоршневой агрегат			1,4							1,4
8 Газопоршневой агрегат			1,4							1,4
9 Газопоршневой агрегат			1,4							1,4
10 Газопоршневой агрегат			1,4							1,4
11 Газопоршневой агрегат			1,4							1,4
12 Газопоршневой агрегат			1,4							1,4
Всего по станции			8,4							8,4

Энергосистема Челябинской области
ТЭЦ ЧМК (ЧМЗ)	ПАО "ЧМК"
1 ПТ-29-29		Газ			29,0					29,0

Магнитогорская ПВС-2 (ПАО "ММК")	ПАО "ММК"
2 ПТ-50-90		Газ		50,0						50,0

ГПЭС ПАО "Комбинат Магнезит"	ПАО "Комбинат Магнезит"
1 КЭС газопоршневые		Газ	12,0							12,0
2 КЭС газопоршневые		Газ	12,0							12,0
Всего по станции			24,1							24,1

ПСЦ (Паросиловой цех "ПАО ММК")	ПАО "ММК"
51 ТЭЦ разные		Газ		40,0						40,0

ГПЭС Карабашмедь	АО "Карабашмедь"
5 ТЭЦ Газопоршневые (CG 260-16)		Газ	4,3							4,3
6 ТЭЦ Газопоршневые (CG 260-16)		Газ	4,3							4,3
7 ТЭЦ Газопоршневые (CG 260-16)		Газ	4,3							4,3
8 ТЭЦ Газопоршневые (CG 260-16)		Газ	4,3							4,3
9 ТЭЦ Газопоршневые (CG 260-16)		Газ	4,3							4,3
Всего по станции			21,5							21,5

УПВЭС (утил. паровоздуход. эл. ст. ПАО "ММК")	ПАО "ММК"
51 ТЭЦ разные		Газ				50,0				50,0
52 ТЭЦ разные		Газ				50,0				50,0
Всего по станции						100,0				100,0

ДП-11 ГУБТ (ПАО "ММК")	ПАО "ММК"
51 ТЭЦ разные		Газ				24,0				24,0

Мини ТЭС АО "Южуралзолото Группа компаний"	АО "Южуралзолото Группа Компаний"
1 КЭС газопоршневые		Газ		3,6						3,6
2 КЭС газопоршневые		Газ		3,6						3,6
3 КЭС газопоршневые		Газ		3,6						3,6
4 КЭС газопоршневые		Газ		3,6						3,6
5 КЭС газопоршневые		Газ		3,6						3,6
6 КЭС газопоршневые		Газ		3,6						3,6
7 КЭС газопоршневые		Газ		3,6						3,6
Всего по станции				25,5						25,5

ОЭС Урала, всего			224,6	178,0	29,0	249,0				680,6
ТЭС			214,6	178,0	29,0	249,0				670,6
НИЭ			10,0							10,0
солнечные			10,0							10,0

ОЭС Сибири
Энергосистема Республики Бурятия
Улан-Удэнская ТЭЦ-2	ПАО "ТГК-14"
1 Т-115-130		Уголь				115,0				115,0
2 Т-115-130		Уголь						115,0		115,0
Всего по станции						115,0		115,0		230,0

Энергосистема Иркутской области
Ленская ТЭС (газовая ТЭС в Усть-Куте)	ПАО "Иркутскэнерго"
1 ПГУ-230		Газ							230,0	230,0

Энергосистема Красноярского края
ТЭЦ Ачинского НПЗ	АО "Ачинский НПЗ ВНК"
3 SST-300		Газ		12,0						12,0
4 SST-300		Газ		12,0						12,0
Всего по станции				24,0						24,0

Нижнебогучанская ГЭС	ООО "Нижнебогучанская ГЭС"
1 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
2 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
3 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
4 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
5 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
6 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
7 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
8 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
9 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
10 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
11 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
12 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
13 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
14 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
15 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
16 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
17 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
18 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
19 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
20 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
21 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
22 гидроагрегат (Турбина ПР15-ГК-610, генератор ГВИ-32000-100)		-							30,0	30,0
Всего по станции									660,0	660,0

Энергосистема Кемеровской области
ТЭС АЗОТ-1 (КАО "Азот")	ТЭЦ КАО "Азот"
1 MWM TCG 2032 V16		Газ	22,5							22,5

Крапивинская ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 Гидротурбина вертикальная поворотно-лопастная		-							133,0	133,0
2 Гидротурбина вертикальная поворотно-лопастная		-							133,0	133,0
3 Гидротурбина вертикальная поворотно-лопастная		-							133,0	133,0
Всего по станции									399,0	399,0


ОЭС Сибири, всего			22,5	24,0		115,0		115,0	1289,0	1565,5
ТЭС			22,5	24,0		115,0		115,0	230,0	506,5
ГЭС									1059,0	1059,0

ОЭС Востока
Энергосистема Амурской области
СЭС на Нижне-Бурейской ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 солнечные агрегаты		-	1,3							1,3

Южно-Якутский энергорайон
Нерюнгринская ГРЭС	АО "ДГК"
4 К-215-130		Уголь							215,0	215,0

ОЭС Востока, всего			1,3						215,0	216,3
ТЭС									215,0	215,0
ВИЭ			1,3							1,3
солнечные			1,3							1,3

ЕЭС России - всего			742,3	1118,0	169,0	1386,1	855,9	1648,3	3146,0	9065,6
АЭС								55,8		55,8
ГЭС и малые ГЭС									1059,0	1059,0
ГАЭС								840,0		840,0
ТЭС			461,4	1093,0	144,0	1095,9	620,9	565,0	2045,0	6025,2
НИЭ			280,9	25,0	25,0	290,2	235,0	187,5	42,0	1085,6
ветровые			99,0	25,0	25,0	290,2	235,0	187,5	42,0	903,7
солнечные			181,9							181,9

Приложение N 8
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Информация о планах собственников по модернизации генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип мощности	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2020-2026 годы
ОЭС Центра
Энергосистема Костромской области
Костромская ТЭЦ-2	ПАО "ТГК-2"
1 ПТ-60-130		Газ	До модернизации		60,0						60,0
1 ПТ-65-130		Газ	После модернизации		65,0						65,0
			Изменение мощности		5,0						5,0
ОЭС Центра, всего
До модернизации					60,0						60,0
ТЭС					60,0						60,0
После модернизации					65,0						65,0
ТЭС					65,0						65,0
Изменение мощности					5,0						5,0
ТЭС					5,0						5,0

ОЭС Средней Волги
Энергосистема Самарской области
ТЭЦ-1, 2 АО "Куйбышевский НПЗ"	АО "Куйбышевский НПЗ"
3 Р-6-35		Мазут	До модернизации						6,0		6,0
3 Р-12-35		Мазут	После модернизации						12,0		12,0
			Изменение мощности						6,0		6,0

4 Р-6-35		Мазут	До модернизации						6,0		6,0
4 Р-12-35		Мазут	После модернизации						12,0		12,0
			Изменение мощности						6,0		6,0
Всего по станции
До модернизации									12,0		12,0
После модернизации									24,0		24,0
Изменение мощности									12,0		12,0

ОЭС Средней Волги, всего
До модернизации									12,0		12,0
ТЭС									12,0		12,0
После модернизации									24,0		24,0
ТЭС									24,0		24,0
Изменение мощности									12,0		12,0
ТЭС									12,0		12,0

ОЭС Юга
Энергосистема Республики Дагестан
Чиркейская ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 г/а рад.-осевой		-	До модернизации		250,0						250,0
1 г/а рад.-осевой		-	После модернизации		275,0						275,0
			Изменение мощности		25,0						25,0
2 г/а рад.-осевой		-	До модернизации			250,0					250,0
2 г/а рад.-осевой		-	После модернизации			275,0					275,0
			Изменение мощности			25,0					25,0
3 г/а рад.-осевой		-	До модернизации					250,0			250,0
3 г/а рад.-осевой		-	После модернизации					275,0			275,0
			Изменение мощности					25,0			25,0
4 г/а рад.-осевой		-	До модернизации						250,0		250,0
4 г/а рад.-осевой		-	После модернизации						275,0		275,0
			Изменение мощности						25,0		25,0
Всего по станции
До модернизации					250,0	250,0		250,0	250,0		1000,0
После модернизации					275,0	275,0		275,0	275,0		1100,0
Изменение мощности					25,0	25,0		25,0	25,0		100,0

Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания
Эзминская ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 г/а рад.-осевой			До модернизации		15,0						15,0
			После модернизации		20,0						20,0
			Изменение мощности		5,0						5,0
2 г/а рад.-осевой			До модернизации			15,0					15,0
			После модернизации			20,0					20,0
			Изменение мощности			5,0					5,0
3 г/а рад.-осевой			До модернизации				15,0				15,0
			После модернизации				20,0				20,0
			Изменение мощности				5,0				5,0
Всего по станции
До модернизации					15,0	15,0	15,0				45,0
После модернизации					20,0	20,0	20,0				60,0
Изменение мощности					5,0	5,0	5,0				15,0

ОЭС Юга, всего
До модернизации					265,0	265,0	15,0	250,0	250,0		1045,0
ГЭС					265,0	265,0	15,0	250,0	250,0		1045,0
ТЭС
После модернизации					295,0	295,0	20,0	275,0	275,0		1160,0
ГЭС					295,0	295,0	20,0	275,0	275,0		1160,0
ТЭС
Изменение мощности					30,0	30,0	5,0	25,0	25,0		115,0
ГЭС					30,0	30,0	5,0	25,0	25,0		115,0
ТЭС

ОЭС Урала
Энергосистема Республики Башкортостан
Кармановская ГРЭС	ООО "БГК"
2 К-300-240		Газ	До модернизации			300,0					300,0
2 К-310-240			После модернизации			310,0					310,0
			Изменение мощности			10,0					10,0
5 К-300-240		Газ	До модернизации			300,0					300,0
5 К-310-240			После модернизации			310,0					310,0
			Изменение мощности			10,0					10,0
Всего по станции
До модернизации						600,0					600,0
После модернизации						620,0					620,0
Изменение мощности						20,0					20,0

Энергосистема Пермского края
Пермская ГРЭС	АО "Интер РАО - Электрогенерация"
2 К-820-240-5		Газ	До модернизации				820,0				820,0
		Газ	После модернизации				850,0				850,0
			Изменение мощности				30,0				30,0
3 К-820-240-5		Газ	До модернизации				820,0				820,0
		Газ	После модернизации				850,0				850,0
			Изменение мощности				30,0				30,0
Всего по станции
До модернизации							1640,0				1640,0
После модернизации							1700,0				1700,0
Изменение мощности							60,0				60,0

ОЭС Урала, всего
До модернизации						600,0	1640,0				2240,0
ТЭС						600,0	1640,0				2240,0
После модернизации						620,0	1700,0				2320,0
ТЭС						620,0	1700,0				2320,0
Изменение мощности						20,0	60,0				80,0
ТЭС						20,0	60,0				80,0

ЕЭС России - всего
До модернизации					325,0	865,0	1655,0	250,0	262,0		3357,0
ГЭС и малые ГЭС					265,0	265,0	15,0	250,0	250,0		1045,0
ТЭС					60,0	600,0	1640,0		12,0		2312,0
После модернизации					360,0	915,0	1720,0	275,0	299,0		3569,0
ГЭС и малые ГЭС					295,0	295,0	20,0	275,0	275,0		1160,0
ТЭС					65,0	620,0	1700,0		24,0		2409,0
Изменение мощности					35,0	50,0	65,0	25,0	37,0		212,0
ГЭС и малые ГЭС					30,0	30,0	5,0	25,0	25,0		115,0
ТЭС					5,0	20,0	60,0		12,0		97,0

Приложение N 9
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Информация о планах собственников по перемаркировке генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) по ОЭС и ЕЭС России на 2020-2026 годы

МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип мощности	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2020-2026 годы
ОЭС Центра
Энергосистема Костромской области
Костромская ТЭЦ-1	ПАО "ТГК-2"
5 Р-12-35		Газ, мазут	До перемаркировки		9,0						9,0
			После перемаркировки		6,9						6,9
			Изменение мощности		-2,1						-2,1

ОЭС Центра, всего
Всего по станции
До перемаркировки					9,0						9,0
После перемаркировки					6,9						6,9
Изменение мощности					-2,1						-2,1

ОЭС Средней Волги
Энергосистема Республики Татарстан
Казанская ТЭЦ-1	АО "Татэнерго"
7 Р-20-130		Газ	До перемаркировки	20,0							20,0
			После перемаркировки	47,0							47,0
			Изменение мощности	27,0							27,0

ОЭС Средней Волги, всего
Всего по станции
До перемаркировки				20,0							20,0
После перемаркировки				47,0							47,0
Изменение мощности				27,0							27,0

ЕЭС России - всего
До перемаркировки				20,0	9,0						29,0
ТЭС				20,0	9,0						29,0
После перемаркировки				47,0	6,9						53,9
ТЭС				47,0	6,9						53,9
Изменение мощности				27,0	-2,1						24,9
ТЭС				27,0	-2,1						24,9

Приложение N 10
к схеме и программе развития Единой

энергетической системы России на 2020-2026 годы,

утвержденным приказом Минэнерго России

от 30 июня 2020 г. N 508

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

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

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	1037147,0	1067851,0	1095313,0	1109860,0	1128239,0	1134804,0	1145135,0
Рост потребления электрической энергии	%		3,0	2,6	1,3	1,7	0,6	0,9
Заряд ГАЭС	млн кВт.ч	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0
Максимум ЕЭС	тыс. кВт	155003,0	157543,0	161058,0	162975,0	165372,0	166866,0	168024,0
Число часов использования максимума	час	6673	6761	6783	6793	6806	6784	6799
Экспорт мощности	тыс. кВт	3214,0	3214,0	3214,0	3214,0	3214,0	2814,0	2814,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	25169,0	25567,0	26143,0	26460,0	26846,0	27101,0	27294,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	183386,0	186324,0	190415,0	192649,0	195432,0	196781,0	198132,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	248061,0	247101,3	248237,8	249323,3	248613,6	248921,8	250426,1
АЭС	тыс. кВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ГЭС	тыс. кВт	50007,4	50077,7	50164,6	50235,0	50308,1	50341,3	50362,5
ТЭС	тыс. кВт	164257,0	163326,2	163683,2	164200,7	164346,7	165421,7	165754,9
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	3333,3	4234,1	4926,7	5424,4	5495,6	5495,6	5495,6
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	22103,7	23717,8	24537,1	25168,9	25173,3	25289,5	25310,7
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	2036,6	539,9	246,9	300,0	0,0	1685,4	2090,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	6486,9	5760,9	4634,1	3935,8	3343,2	3023,3	2730,3
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	217433,8	217082,6	218819,6	219918,5	220097,1	218923,6	220295,2
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	34047,8	30758,6	28404,6	27269,5	24665,1	22142,6	22163,2

Примечание: в сводном балансе по ЕЭС России ОЭС Сибири и ОЭС Востока учтены на совмещенный максимум

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

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	996121,0	1026580,0	1053197,0	1066621,0	1083324,0	1088154,0	1096127,0
Рост потребления электрической энергии	%		3,1	2,6	1,3	1,6	0,4	0,7
Заряд ГАЭС	млн кВт.ч	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0
Максимум ЕЭС России	тыс. кВт	149226,0	151614,0	154985,0	156761,0	158937,0	160225,0	161237,0
Число часов использования максимума	час	6657	6753	6778	6786	6799	6774	6781
Экспорт мощности	тыс. кВт	2714,0	2714,0	2714,0	2714,0	2714,0	2314,0	2314,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	23898,0	24263,0	24807,0	25093,0	25430,0	25640,0	25801,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	175838,0	178591,0	182506,0	184568,0	187081,0	188179,0	189352,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	236819,9	235884,2	236948,7	238058,2	237348,5	237116,5	238263,7
АЭС	тыс. кВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ГЭС	тыс. кВт	45389,9	45460,2	45547,1	45617,5	45690,6	45723,8	45745,0
ТЭС	тыс. кВт	157633,5	156726,7	157011,7	157553,2	157699,2	158234,0	158210,0
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	3333,3	4234,1	4926,7	5424,4	5495,6	5495,6	5495,6
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	21881,2	23498,7	24318,1	24925,4	24929,7	25045,9	25067,1
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	1876,6	539,9	174,9	300,0	0,0	1200,0	1150,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	6486,9	5760,9	4634,1	3935,8	3343,2	3023,3	2730,3
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	206575,2	206084,6	207821,6	208897,0	209075,6	207847,3	209316,3
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	30737,2	27493,6	25315,6	24329,0	21994,6	19668,3	19964,3

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

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

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	786420,0	810390,0	829896,0	841073,0	852550,0	856752,0	863519,0
Рост потребления электрической энергии	%		3,0	2,4	1,3	1,4	0,5	0,8
Заряд ГАЭС	млн кВт.ч	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0	2777,0
Максимум, совмещенный с ЕЭС России	тыс. кВт	119810,0	121368,0	124176,0	125641,0	127155,0	128250,0	129045,0
Число часов использования максимума	час	6541	6654	6661	6672	6683	6659	6670
Экспорт мощности	тыс. кВт	2479,0	2479,0	2479,0	2479,0	2479,0	2079,0	2079,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	20368,0	20633,0	21110,0	21359,0	21616,0	21803,0	21938,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	142657,0	144480,0	147765,0	149479,0	151250,0	152132,0	153062,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	184742,1	183881,5	184414,1	185290,2	184502,7	184020,6	185167,8
АЭС	тыс. кВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ГЭС	тыс. кВт	20048,3	20095,7	20159,7	20207,2	20257,4	20290,6	20311,8
ТЭС	тыс. кВт	131197,5	130438,7	130264,7	130595,7	130686,7	130971,5	130947,5
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	3033,1	3883,9	4526,5	5024,2	5095,4	5095,4	5095,4
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	9448,7	10949,6	11591,0	12096,4	12173,8	12207,0	12228,2
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	1801,6	524,9	24,9	300,0	0,0	1200,0	1150,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	3997,3	3659,4	3058,5	2790,6	2627,8	2505,5	2383,0
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	169494,5	168747,6	169739,7	170103,2	169701,0	168108,1	169406,6
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	26837,5	24267,6	21974,7	20624,2	18451,0	15976,1	16344,6

Баланс мощности ОЭС Северо-Запада с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	93054,0	95438,0	97001,0	97795,0	99020,0	99284,0	99879,0
Рост потребления электрической энергии	%		2,6	1,6	0,8	1,3	0,3	0,6
Максимум, совмещенный с ЕЭС России	тыс. кВт	14332,0	14429,0	14631,0	14721,0	14904,0	14996,0	15085,0
Число часов использования максимума	час	6493	6614	6630	6643	6644	6621	6621
Экспорт мощности	тыс. кВт	1839,0	1839,0	1839,0	1839,0	1839,0	1439,0	1439,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	3055,0	3095,0	3167,0	3204,0	3242,0	3270,0	3291,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	19226,0	19363,0	19637,0	19764,0	19985,0	19705,0	19815,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	24711,5	24912,5	24936,0	24936,0	24974,0	22979,0	24129,0
АЭС	тыс. кВт	6097,6	6097,6	6097,6	6097,6	6097,6	4097,6	5247,6
ГЭС	тыс. кВт	3005,0	3005,0	3029,1	3029,1	3037,1	3037,1	3037,1
ТЭС	тыс. кВт	15603,7	15603,7	15603,1	15603,1	15633,1	15638,1	15638,1
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	5,1	206,1	206,1	206,1	206,1	206,1	206,1
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	1401,0	1602,0	1617,5	1617,5	1625,5	1625,5	1625,5
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	1150,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1150,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	2056,2	2033,2	1722,7	1700,7	1688,7	1675,7	1664,7
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	20104,3	21277,3	21595,8	21617,8	21659,8	19677,8	19688,8
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	878,3	1914,3	1958,8	1853,8	1674,8	-27,2	-126,2

Баланс мощности ОЭС Центра с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	240159,0	244970,0	248579,0	250775,0	253340,0	254986,0	257945,0
Рост потребления электрической энергии	%		2,0	1,5	0,9	1,0	0,6	1,2
Заряд ГАЭС	млн кВт.ч	2622,0	2622,0	2622,0	2622,0	2622,0	2622,0	2622,0
Максимум, совмещенный с ЕЭС России	тыс. кВт	38383,0	38757,0	39373,0	39652,0	40093,0	40491,0	40743,0
Число часов использования максимума	час	6189	6253	6247	6258	6253	6233	6267
Экспорт мощности	тыс. кВт	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	6518,0	6603,0	6755,0	6835,0	6917,0	6977,0	7020,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	45001,0	45460,0	46228,0	46587,0	47110,0	47568,0	47863,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	52443,2	50743,2	50658,9	50846,9	49886,9	51206,9	51182,9
АЭС	тыс. кВт	14778,3	13778,3	13778,3	13778,3	12778,3	13978,3	13978,3
ГЭС	тыс. кВт	1810,1	1810,1	1820,1	1820,1	1820,1	1820,1	1820,1
ТЭС	тыс. кВт	35854,9	35154,9	35060,6	35248,6	35288,6	35408,6	35384,6
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	982,2	972,2	964,8	948,8	948,8	948,8	948,8
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	300,0	0,0	1200,0	0,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	51461,0	49771,0	49694,1	49598,1	48938,1	49058,1	50234,1
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	6460,0	4311,0	3466,1	3011,1	1828,1	1490,1	2371,1

Баланс мощности ОЭС Средней Волги с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	104528,0	109712,0	112322,0	113528,0	114855,0	115057,0	115599,0
Рост потребления электрической энергии	%		5,0	2,4	1,1	1,2	0,2	0,5
Максимум, совмещенный с ЕЭС России	тыс. кВт	16417,0	16679,0	17086,0	17282,0	17457,0	17564,0	17648,0
Число часов использования максимума	час	6367	6578	6574	6569	6579	6551	6550
Экспорт мощности	тыс. кВт	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	2240,0	2270,0	2322,0	2349,0	2378,0	2399,0	2413,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	18667,0	18959,0	19418,0	19641,0	19845,0	19973,0	20071,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	27466,0	27494,7	27549,7	27977,5	28033,5	28109,0	28115,0
АЭС	тыс. кВт	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0
ГЭС	тыс. кВт	7013,0	7020,5	7020,5	7028,0	7064,0	7077,5	7083,5
ТЭС	тыс. кВт	16075,6	16061,8	16116,8	16116,8	16136,8	16198,8	16198,8
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	305,4	340,4	340,4	760,7	760,7	760,7	760,7
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	2188,6	2231,1	2231,1	2658,9	2654,9	2668,4	2674,4
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	25277,4	25263,6	25318,6	25318,6	25378,6	25440,6	25440,6
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	6610,4	6304,6	5900,6	5677,6	5533,6	5467,6	5369,6

Баланс мощности ОЭС Юга с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	99174,0	104036,0	106269,0	108258,0	110447,0	110984,0	111766,0
Рост потребления электрической энергии	%		4,9	2,1	1,9	2,0	0,5	0,7
Заряд ГАЭС	млн кВт.ч	155,0	155,0	155,0	155,0	155,0	155,0	155,0
Максимум, совмещенный с ЕЭС России	тыс. кВт	15538,0	15987,0	16312,0	16537,0	16818,0	16972,0	17065,0
Число часов использования максимума	час	6373	6498	6505	6537	6558	6530	6540
Экспорт мощности	тыс. кВт	450,0	450,0	450,0	450,0	450,0	450,0	450,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	2037,0	2063,0	2111,0	2136,0	2162,0	2180,0	2194,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	18025,0	18500,0	18873,0	19123,0	19430,0	19602,0	19709,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	26648,2	27682,9	28219,4	28326,7	28380,1	28384,8	28385,0
АЭС	тыс. кВт	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3
ГЭС	тыс. кВт	6326,5	6351,4	6376,3	6401,3	6402,5	6407,2	6407,4
ТЭС	тыс. кВт	13984,4	14424,4	14385,4	14390,4	14371,4	14371,4	14371,4
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	2307,0	2876,8	3427,4	3504,8	3576,0	3576,0	3576,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	3063,6	4231,0	4770,6	4849,2	4917,6	4922,3	4922,5
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	597,6	524,9	24,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	22987,0	22927,0	23423,9	23477,5	23462,5	23462,5	23462,5
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	4962,0	4427,0	4550,9	4354,5	4032,5	3860,5	3753,5

Баланс мощности ОЭС Урала с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	249505,0	256234,0	265725,0	270717,0	274888,0	276441,0	278330,0
Рост потребления электрической энергии	%		2,7	3,7	1,9	1,5	0,6	0,7
Максимум, совмещенный с ЕЭС России	тыс. кВт	35140,0	35516,0	36774,0	37449,0	37883,0	38227,0	38504,0
Число часов использования максимума	час	7100	7215	7226	7229	7256	7232	7229
Экспорт мощности	тыс. кВт	80,0	80,0	80,0	80,0	80,0	80,0	80,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	6518,0	6602,0	6755,0	6835,0	6917,0	6977,0	7020,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	41738,0	42198,0	43609,0	44364,0	44880,0	45284,0	45604,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	53473,2	53048,2	53050,1	53203,1	53228,1	53340,9	53355,9
АЭС	тыс. кВт	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0
ГЭС	тыс. кВт	1893,7	1908,7	1913,7	1928,7	1933,7	1948,7	1963,7
ТЭС	тыс. кВт	49678,9	49193,9	49098,8	49236,8	49256,8	49354,6	49354,6
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	415,7	460,7	552,7	552,7	552,7	552,7	552,7
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	1813,3	1913,3	2007,1	2022,1	2027,1	2042,1	2057,1
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	54,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	1941,1	1626,2	1335,8	1089,9	939,1	829,8	718,3
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	49664,8	49508,7	49707,2	50091,1	50261,9	50469,0	50580,5
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	7926,8	7310,7	6098,2	5727,1	5381,9	5185,0	4976,5

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения совмещенного максимума с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	209701,0	216190,0	223301,0	225548,0	230774,0	231402,0	232608,0
Рост потребления электрической энергии	%		3,1	3,3	1,0	2,3	0,3	0,5
Максимум, совмещенный с ЕЭС России	тыс. кВт	29416,0	30246,0	30809,0	31120,0	31782,0	31975,0	32192,0
Число часов использования максимума	час	7129	7148	7248	7248	7261	7237	7226
Экспорт мощности	тыс. кВт	235,0	235,0	235,0	235,0	235,0	235,0	235,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	3530,0	3630,0	3697,0	3734,0	3814,0	3837,0	3863,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	33181,0	34111,0	34741,0	35089,0	35831,0	36047,0	36290,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	52077,8	52002,7	52534,6	52768,0	52845,9	53095,9	53095,9
АЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ГЭС	тыс. кВт	25341,6	25364,5	25387,4	25410,3	25433,2	25433,2	25433,2
ТЭС	тыс. кВт	26436,0	26288,0	26747,0	26957,5	27012,5	27262,5	27262,5
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	300,2	350,2	400,2	400,2	400,2	400,2	400,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	12432,5	12549,2	12727,1	12829,0	12755,9	12838,9	12838,9
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	75,0	15,0	150,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	2489,6	2101,5	1575,6	1145,2	715,4	517,8	347,3
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	37080,7	37337,0	38081,9	38793,8	39374,6	39739,2	39909,7
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	3899,7	3226,0	3340,9	3704,8	3543,6	3692,2	3619,7

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения собственного максимума с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	209701,0	216190,0	223301,0	225548,0	230774,0	231402,0	232608,0
Рост потребления электрической энергии	%		3,1	3,3	1,0	2,3	0,3	0,5
Собственный максимум ОЭС Сибири	тыс. кВт	30931,0	31771,0	32366,0	32677,0	33343,0	33532,0	33756,0
Число часов использования максимума	час	6780	6805	6899	6902	6921	6901	6891
Экспорт мощности	тыс. кВт	235,0	235,0	235,0	235,0	235,0	235,0	235,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	3712,0	3813,0	3884,0	3921,0	4001,0	4024,0	4051,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	34878,0	35819,0	36485,0	36833,0	37579,0	37791,0	38042,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	52077,8	52002,7	52534,6	52768,0	52845,9	53095,9	53095,9
АЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ГЭС	тыс. кВт	25341,6	25364,5	25387,4	25410,3	25433,2	25433,2	25433,2
ТЭС	тыс. кВт	26436,0	26288,0	26747,0	26957,5	27012,5	27262,5	27262,5
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	300,2	350,2	400,2	400,2	400,2	400,2	400,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	12432,5	12549,2	12727,1	12829,0	12755,9	12838,9	12838,9
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	75,0	15,0	150,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	1833,6	1431,5	886,6	439,2	0,0	0,0	0,0
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	37736,7	38007,0	38770,9	39499,8	40090,0	40257,0	40257,0
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	2858,7	2188,0	2285,9	2666,8	2511,0	2466,0	2215,0

Баланс мощности ОЭС Востока на час прохождения совмещенного максимума с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	41026,0	41271,0	42116,0	43239,0	44915,0	46650,0	49008,0
Рост потребления электрической энергии	%		0,6	2,0	2,7	3,9	3,9	5,1
Максимум, совмещенный с ЕЭС России	тыс. кВт	5777,0	5929,0	6073,0	6214,0	6435,0	6641,0	6787,0
Число часов использования максимума	час	7102	6961	6935	6958	6980	7025	7236
Экспорт мощности	тыс. кВт	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	1271,0	1304,0	1336,0	1367,0	1416,0	1461,0	1493,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	7548,0	7733,0	7909,0	8081,0	8351,0	8602,0	8780,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	11241,1	11217,1	11289,1	11265,1	11265,1	11805,3	12162,4
АЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ГЭС	тыс. кВт	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5
ТЭС	тыс. кВт	6623,6	6599,6	6671,6	6647,6	6647,6	7187,8	7544,9
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	222,5	219,1	219,1	243,6	243,6	243,6	243,6
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	160,0	0,0	72,0	0,0	0,0	485,4	940,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	10858,6	10998,0	10998,0	11021,5	11021,5	11076,3	10978,8
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	3310,6	3265,0	3089,0	2940,5	2670,5	2474,3	2198,8

Баланс мощности ОЭС Востока на час прохождения собственного максимума с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

	Ед. измер.	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год
Спрос
Потребление электрической энергии	млн кВт.ч	41026,0	41271,0	42116,0	43239,0	44915,0	46650,0	49008,0
Рост потребления электрической энергии	%		0,6	2,0	2,7	3,9	3,9	5,1
Собственный максимум ОЭС Востока	тыс. кВт	6812,0	6992,0	7161,0	7328,0	7588,0	7825,0	7985,0
Число часов использования максимума	час	6023	5903	5881	5901	5919	5962	6150
Экспорт мощности	тыс. кВт	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0
Нормативный резерв мощности	тыс. кВт	1499,0	1538,0	1575,0	1612,0	1669,0	1722,0	1757,0
Нормативный резерв в % к максимуму	%	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
Итого спрос на мощность	тыс. кВт	8811,0	9030,0	9236,0	9440,0	9757,0	10047,0	10242,0

Покрытие
Установленная мощность на конец года	тыс. кВт	11241,1	11217,1	11289,1	11265,1	11265,1	11805,3	12162,4
АЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ГЭС	тыс. кВт	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5
ТЭС	тыс. кВт	6623,6	6599,6	6671,6	6647,6	6647,6	7187,8	7544,9
ВЭС, СЭС	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки	тыс. кВт	222,5	219,1	219,1	243,6	243,6	243,6	243,6
Вводы мощности после прохождения максимума	тыс. кВт	160,0	0,0	72,0	0,0	0,0	485,4	940,0
Невыпускаемая мощность	тыс. кВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого покрытие спроса	тыс. кВт	10858,6	10998,0	10998,0	11021,5	11021,5	11076,3	10978,8
Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов	тыс. кВт	2047,6	1968,0	1762,0	1581,5	1264,5	1029,3	736,8

Приложение N 11
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Региональная структура перспективных балансов мощности с учётом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации на 2020-2026 годы

МВт

ОЭС Северо-Запада	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС	14227,0	14332,0	14429,0	14631,0	14721,0	14904,0	14996,0	15085,0

ЭС Архангельской области
Потребность (собственный максимум)	1142,0	1179,0	1184,0	1187,0	1189,0	1192,0	1194,0	1196,0
Покрытие (установленная мощность)	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0	1611,0
ВЭС, СЭС

ЭС Калининградской области
Потребность (собственный максимум)	755,0	793,0	796,0	802,0	809,0	814,0	820,0	825,0
Покрытие (установленная мощность)	1715,6	1913,7	1913,7	1913,7	1913,7	1913,7	1913,7	1913,7
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7
ТЭС	1708,8	1906,9	1906,9	1906,9	1906,9	1906,9	1906,9	1906,9
ВЭС, СЭС	5,1	5,1	5,1	5,1	5,1	5,1	5,1	5,1

ЭС Республики Карелия
Потребность (собственный максимум)	1204,0	1198,0	1198,0	1198,0	1199,0	1200,0	1201,0	1202,0
Покрытие (установленная мощность)	1098,1	1147,9	1147,9	1156,0	1156,0	1156,0	1156,0	1156,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	640,1	689,9	689,9	698,0	698,0	698,0	698,0	698,0
ТЭС	458,0	458,0	458,0	458,0	458,0	458,0	458,0	458,0
ВЭС, СЭС

ЭС Республики Коми
Потребность (собственный максимум)	1296,0	1276,0	1273,0	1339,0	1349,0	1362,0	1372,0	1371,0
Покрытие (установленная мощность)	2506,2	2488,2	2488,2	2463,2	2463,2	2463,2	2463,2	2463,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2506,2	2488,2	2488,2	2463,2	2463,2	2463,2	2463,2	2463,2
ВЭС, СЭС

ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
Потребность (собственный максимум)	7719,0	7728,0	7823,0	7904,0	7955,0	8102,0	8172,0	8240,0
Покрытие (установленная мощность)	13050,8	13080,4	13080,4	13104,8	13104,8	13134,8	11139,8	12289,8
в том числе:
АЭС	4187,6	4337,6	4337,6	4337,6	4337,6	4337,6	2337,6	3487,6
ГЭС	707,8	707,8	707,8	707,8	707,8	707,8	707,8	707,8
ТЭС	8155,4	8034,9	8034,9	8059,3	8059,3	8089,3	8094,3	8094,3
ВЭС, СЭС

ЭС Мурманской области
Потребность (собственный максимум)	1874,0	1892	1896	1916	1925	1932	1935	1949
Покрытие (установленная мощность)	3604,6	3584,6	3785,6	3801,6	3801,6	3809,6	3809,6	3809,6
в том числе:
АЭС	1760,0	1760,0	1760,0	1760,0	1760,0	1760,0	1760,0	1760,0
ГЭС	1594,6	1602,6	1602,6	1618,6	1618,6	1626,6	1626,6	1626,6
ТЭС	250,0	222,0	222,0	222,0	222,0	222,0	222,0	222,0
ВЭС, СЭС			201,0	201,0	201,0	201,0	201,0	201,0

ЭС Новгородской области
Потребность (собственный максимум)	701,0	683,0	680,0	714,0	724,0	736,0	736,0	736,0
Покрытие (установленная мощность)	440,0	440,0	440,0	440,0	440,0	440,0	440,0	440,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	440,0	440,0	440,0	440,0	440,0	440,0	440,0	440,0
ВЭС, СЭС

ЭС Псковской области
Потребность (собственный максимум)	413,0	414,0	415,0	420,0	424,0	430,0	435,0	440,0
Покрытие (установленная мощность)	445,7	445,7	445,7	445,7	445,7	445,7	445,7	445,7
в том числе:
АЭС
ГЭС	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
ТЭС	442,7	442,7	442,7	442,7	442,7	442,7	442,7	442,7
ВЭС, СЭС

ОЭС Центра	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС	36958,0	38383,0	38757,0	39373,0	39652,0	40093,0	40491,0	40743,0

ЭС Белгородской области
Потребность (собственный максимум)	2214,0	2247,0	2254,0	2282,0	2286,0	2285,0	2347,0	2354,0
Покрытие (установленная мощность)	251,0	251,0	241,0	222,0	222,0	222,0	222,0	222,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	251,0	251,0	241,0	222,0	222,0	222,0	222,0	222,0
ВЭС, СЭС

ЭС Брянской области
Потребность (собственный максимум)	751,0	730,0	728,0	766,0	767,0	769,0	770,0	771,0
Покрытие (установленная мощность)	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1
ВЭС, СЭС

ЭС Владимирской области
Потребность (собственный максимум)	1211,0	1207,0	1209,0	1225,0	1235,0	1238,0	1252,0	1265,0
Покрытие (установленная мощность)	602,0	602,0	602,0	602,0	602,0	602,0	602,0	602,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	602,0	602,0	602,0	602,0	602,0	602,0	602,0	602,0
ВЭС, СЭС

ЭС Вологодской области
Потребность (собственный максимум)	2014,0	2031,0	2053,0	2080,0	2058,0	2097,0	2100,0	2102,0
Покрытие (установленная мощность)	2006,2	2031,0	1401,0	1401,0	1401,0	1401,0	1401,0	1401,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	26,3	26,3	26,3	26,3	26,3	26,3	26,3	26,3
ТЭС	1979,9	2004,7	1374,7	1374,7	1374,7	1374,7	1374,7	1374,7
ВЭС, СЭС

ЭС Воронежской области
Потребность (собственный максимум)	1843,0	1901,0	1908,0	1936,0	1934,0	1941,0	1945,0	1939,0
Покрытие (установленная мощность)	4043,3	4172,9	4172,9	4172,9	4172,9	4172,9	4174,9	4174,9
в том числе:
АЭС	3778,3	3778,3	3778,3	3778,3	3778,3	3778,3	3778,3	3778,3
ГЭС
ТЭС	265,0	394,6	394,6	394,6	394,6	394,6	396,6	396,6
ВЭС, СЭС

ЭС Ивановской области
Потребность (собственный максимум)	603,0	623,0	630,0	642,0	642,0	642,0	642,0	643,0
Покрытие (установленная мощность)	982,0	982,0	922,0	922,0	782,0	782,0	782,0	782,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	982,0	982,0	922,0	922,0	782,0	782,0	782,0	782,0
ВЭС, СЭС

ЭС Калужской области
Потребность (собственный максимум)	1146,0	1166,0	1179,0	1199,0	1246,0	1269,0	1316,0	1343,0
Покрытие (установленная мощность)	142,0	142,0	142,0	142,0	142,0	142,0	142,0	142,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	142,0	142,0	142,0	142,0	142,0	142,0	142,0	142,0
ВЭС, СЭС

ЭС Костромской области
Потребность (собственный максимум)	600,0	612,0	632,0	636,0	637,0	637,0	637,0	638,0
Покрытие (установленная мощность)	3824,0	3803,0	3803,0	3863,0	3923,0	3923,0	3993,0	3993,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3824,0	3803,0	3803,0	3863,0	3923,0	3923,0	3993,0	3993,0
ВЭС, СЭС

ЭС Курской области
Потребность (собственный максимум)	1184,0	1230,0	1294,0	1324,0	1259,0	1388,0	1412,0	1404,0
Покрытие (установленная мощность)	4270,7	4265,9	3265,9	3265,9	3265,9	2265,9	3465,9	3465,9
в том числе:
АЭС	4000,0	4000,0	3000,0	3000,0	3000,0	2000,0	3200,0	3200,0
ГЭС
ТЭС	270,7	265,9	265,9	265,9	265,9	265,9	265,9	265,9
ВЭС, СЭС

ЭС Липецкой области
Потребность (собственный максимум)	1925,0	1908,0	1917,0	1919,0	1947,0	1975,0	1997,0	2007,0
Покрытие (установленная мощность)	1164,5	1155,5	1155,5	1155,5	1455,5	1455,5	1455,5	1455,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1164,5	1155,5	1155,5	1155,5	1455,5	1455,5	1455,5	1455,5
ВЭС, СЭС

ЭС г. Москвы и Московской области
Потребность (собственный максимум)	17353,0	18022,0	18112,0	18257,0	18403,0	18550,0	18698,0	18877,0
Покрытие (установленная мощность)	16871,6	16725,6	16725,6	16651,3	16651,3	16671,3	16678,3	16678,3
в том числе:
АЭС
ГЭС	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4	83,4
ГАЭС	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0	1200,0
ТЭС	15588,2	15442,2	15442,2	15367,9	15367,9	15387,9	15394,9	15394,9
ВЭС, СЭС

ЭС Орловской области
Потребность (собственный максимум)	464,0	470,0	473,0	512,0	532,0	536,0	541,0	541,0
Покрытие (установленная мощность)	393,3	375,3	375,3	375,3	375,3	375,3	375,3	375,3
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
ТЭС	392,1	374,1	374,1	374,1	374,1	374,1	374,1	374,1
ВЭС, СЭС

ЭС Рязанской области
Потребность (собственный максимум)	1016,0	1066,0	1079,0	1091,0	1127,0	1134,0	1135,0	1136,0
Покрытие (установленная мощность)	3825,1	3697,1	3697,1	3672,1	3672,1	3672,1	3672,1	3672,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3825,11	3697,1	3697,1	3672,1	3672,1	3672,1	3672,1	3672,1
ВЭС, СЭС

ЭС Смоленской области
Потребность (собственный максимум)	988,0	1036,0	1046,0	1063,0	1066,0	1070,0	1077,0	1082,0
Покрытие (установленная мощность)	3995,0	3995,0	3995,0	3995,0	3995,0	4015,0	4036,0	4036,0
в том числе:
АЭС	3000,0	3000,0	3000,0	3000,0	3000,0	3000,0	3000,0	3000,0
ГЭС
ТЭС	995,0	995,0	995,0	995,0	995,0	1015,0	1036,0	1036,0
ВЭС, СЭС

ЭС Тамбовской области
Потребность (собственный максимум)	612,0	597,0	600,0	626,0	637,0	638,0	639,0	640,0
Покрытие (установленная мощность)	301,0	283,0	283,0	283,0	283,0	283,0	303,0	303,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	301,0	283,0	283,0	283,0	283,0	283,0	303,0	303,0
ВЭС, СЭС

ЭС Тверской области
Потребность (собственный максимум)	1295,0	1349,0	1377,0	1424,0	1403,0	1443,0	1439,0	1444,0
Покрытие (установленная мощность)	6797,6	6797,6	6797,6	6786,6	6786,6	6786,6	6786,6	6762,6
в том числе:
АЭС	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0
ГЭС	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6
ТЭС	2795,0	2795,0	2795,0	2784,0	2784,0	2784,0	2784,0	2760,0
ВЭС, СЭС

ЭС Тульской области
Потребность (собственный максимум)	1548,0	1584,0	1670,0	1778,0	1862,0	1877,0	1943,0	1953,0
Покрытие (установленная мощность)	1637,1	1612,1	1612,1	1587,1	1555,1	1555,1	1555,1	1555,1
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1637,1	1612,1	1612,1	1587,1	1555,1	1555,1	1555,1	1555,1
ВЭС, СЭС

ЭС Ярославской области
Потребность (собственный максимум)	1362,0	1387,0	1387,0	1417,0	1420,0	1422,0	1427,0	1435,0
Покрытие (установленная мощность)	1532,1	1542,1	1542,1	1552,1	1552,1	1552,1	1552,1	1552,1
в том числе:
АЭС
ГЭС	486,6	496,6	496,6	506,6	506,6	506,6	506,6	506,6
ТЭС	1045,5	1045,5	1045,5	1045,5	1045,5	1045,5	1045,5	1045,5
ВЭС, СЭС

ОЭС Средней Волги	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС	16760,0	16417,0	16679,0	17086,0	17282,0	17457,0	17564,0	17648,0

ЭС Республики Марий Эл
Потребность (собственный максимум)	470,0	488,0	511,0	511,0	512,0	513,0	514,0	515,0
Покрытие (установленная мощность)	252,5	252,5	252,5	252,5	252,5	252,5	252,5	252,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	252,5	252,5	252,5	252,5	252,5	252,5	252,5	252,5
ВЭС, СЭС

ЭС Республики Мордовия
Потребность (собственный максимум)	530,0	535,0	539,0	543,0	547,0	549,0	551,0	552,0
Покрытие (установленная мощность)	388,0	388,0	388,0	388,0	388,0	388,0	388,0	388,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	388,0	388,0	388,0	388,0	388,0	388,0	388,0	388,0
ВЭС, СЭС

ЭС Нижегородской области
Потребность (собственный максимум)	3331,0	3383,0	3454,0	3496,0	3535,0	3600,0	3625,0	3663,0
Покрытие (установленная мощность)	2755,3	2756,1	2738,6	2738,6	2746,1	2746,1	2753,6	2753,6
в том числе:
АЭС
ГЭС	523,0	523,0	530,5	530,5	538,0	538,0	545,5	545,5
ТЭС	2232,3	2233,1	2208,1	2208,1	2208,1	2208,1	2208,1	2208,1
ВЭС, СЭС

ЭС Пензенской области
Потребность (собственный максимум)	827,0	785,0	814,0	870,0	873,0	888,0	900,0	902,0
Покрытие (установленная мощность)	374,0	374,0	374,0	374,0	374,0	374,0	374,0	374,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	374,0	374,0	374,0	374,0	374,0	374,0	374,0	374,0
ВЭС, СЭС

ЭС Самарской области
Потребность (собственный максимум)	3631,0	3560,0	3615,0	3767,0	3812,0	3869,0	3893,0	3922,0
Покрытие (установленная мощность)	5883,8	5812,1	5812,1	5787,1	5978,8	5978,8	5993,7	5993,7
в том числе:
АЭС
ГЭС	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0
ТЭС	3320,8	3249,1	3249,1	3224,1	3224,1	3224,1	3239,0	3239,0
ВЭС, СЭС	75,0	75,0	75,0	75,0	266,7	266,7	266,7	266,7

ЭС Саратовской области
Потребность (собственный максимум)	2002,0	2007,0	2034,0	2056,0	2083,0	2102,0	2109,0	2115,0
Покрытие (установленная мощность)	6598,0	6550,0	6585,0	6610,0	6838,6	6874,6	6880,6	6886,6
в том числе:
АЭС	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0
ГЭС	1427,0	1427,0	1427,0	1427,0	1427,0	1463,0	1469,0	1475,0
ТЭС	1126,0	1053,0	1053,0	1078,0	1078,0	1078,0	1078,0	1078,0
ВЭС, СЭС	45,0	70,0	105,0	105,0	333,6	333,6	333,6	333,6

ЭС Республики Татарстан
Потребность (собственный максимум)	4388,0	4472,0	4489,0	4609,0	4677,0	4697,0	4707,0	4713,0
Покрытие (установленная мощность)	8031,4	8047,4	8058,6	8113,6	8113,6	8133,6	8180,7	8180,7
в том числе:
АЭС
ГЭС	1205,0	1205,0	1205,0	1205,0	1205,0	1205,0	1205,0	1205,0
ТЭС	6826,4	6842,4	6853,6	6908,6	6908,6	6928,6	6975,7	6975,7
ВЭС, СЭС

ЭС Ульяновской области
Потребность (собственный максимум)	962,0	992,0	1006,0	1028,0	1044,0	1046,0	1044,0	1041,0
Покрытие (установленная мощность)	1029,9	1104,9	1104,9	1104,9	1104,9	1104,9	1104,9	1104,9
в том числе:
АЭС	72,0	72,0	72,0	72,0	72,0	72,0	72,0	72,0
ГЭС
ТЭС	872,5	872,5	872,5	872,5	872,5	872,5	872,5	872,5
ВЭС, СЭС	85,4	160,4	160,4	160,4	160,4	160,4	160,4	160,4

ЭС Чувашской Республики
Потребность (собственный максимум)	851,0	855,0	887,0	892,0	894,0	894,0	896,0	904,0
Покрытие (установленная мощность)	2181,0	2181,0	2181,0	2181,0	2181,0	2181,0	2181,0	2181,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	1370,0	1370,0	1370,0	1370,0	1370,0	1370,0	1370,0	1370,0
ТЭС	811,0	811,0	811,0	811,0	811,0	811,0	811,0	811,0
ВЭС, СЭС

ОЭС Юга	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС	14923,0	15538,0	15987,0	16312,0	16537,0	16818,0	16972,0	17065,0

ЭС Астраханской области
Потребность (собственный максимум)	691,0	715,0	744,0	768,0	777,0	798,0	800,0	804,0
Покрытие (установленная мощность)	999,0	1029,0	1386,0	1386,0	1386,0	1386,0	1386,0	1386,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	744,0	744,0	744,0	744,0	744,0	744,0	744,0	744,0
ВЭС, СЭС	255,0	285,0	642,0	642,0	642,0	642,0	642,0	642,0

ЭС Волгоградской области
Потребность (собственный максимум)	2560,0	2565,0	2594,0	2632,0	2662,0	2696,0	2696,0	2698,0
Покрытие (установленная мощность)	4047,7	4167,8	4255,6	4505,6	4583,0	4583,0	4583,0	4583,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	2693,0	2693,0	2693,0	2693,0	2693,0	2693,0	2693,0	2693,0
ТЭС	1344,7	1374,8	1374,8	1374,8	1374,8	1374,8	1374,8	1374,8
ВЭС, СЭС	10,0	100,0	187,8	437,8	515,2	515,2	515,2	515,2

ЭС Республики Дагестан
Потребность (собственный максимум)	1196,0	1255,0	1257,0	1269,0	1281,0	1293,0	1306,0	1319,0
Покрытие (установленная мощность)	1904,1	1904,1	1904,1	1904,1	1904,1	1904,1	1904,1	1904,1
в том числе:
АЭС
ГЭС	1886,1	1886,1	1886,1	1886,1	1886,1	1886,1	1886,1	1886,1
ТЭС	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
ВЭС, СЭС

ЭС Республики Ингушетия
Потребность (собственный максимум)	141,0	145,0	156,0	159,0	168,0	169,0	169,0	170,0
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВЭС, СЭС

ЭС Кабардино-Балкарской Республики
Потребность (собственный максимум)	297,0	311,0	312,0	314,0	317,0	319,0	320,0	322,0
Покрытие (установленная мощность)	210,1	220,1	220,1	220,1	220,1	220,1	220,1	220,1
в том числе:
АЭС
ГЭС	188,1	198,1	198,1	198,1	198,1	198,1	198,1	198,1
ТЭС	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
ВЭС, СЭС

ЭС Республики Калмыкия
Потребность (собственный максимум)	124,0	124,0	124,0	125,0	126,0	138,0	139,0	141,0
Покрытие (установленная мощность)	69,9	354,9	369,9	384,9	384,9	384,9	384,9	384,9
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
ВЭС, СЭС	51,9	336,9	351,9	366,9	366,9	366,9	366,9	366,9

ЭС Карачаево-Черкесской Республики
Потребность (собственный максимум)	207,0	228,0	231,0	239,0	240,0	242,0	244,0	245,0
Покрытие (установленная мощность)	355,1	360,8	385,7	410,6	434,3	434,3	434,3	434,3
в том числе:
АЭС
ГЭС	164,0	169,6	194,5	219,4	243,1	243,1	243,1	243,1
ГАЭС	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0	140,0
ТЭС	51,1	51,2	51,2	51,2	51,2	51,2	51,2	51,2
ВЭС, СЭС

ЭС Республики Адыгея и Краснодарского края (Лето)
Потребность (собственный максимум)	4559,0	4785,0	5016,0	5178,0	5294,0	5473,0	5576,0	5607,0
Покрытие (установленная мощность)	2392,7	2739,6	3239,6	3239,6	3244,6	3249,6	3249,6	3249,6
в том числе:
АЭС
ГЭС	79,4	79,4	79,4	79,4	79,4	79,4	79,4	79,4
ТЭС	2313,3	2510,2	3010,2	3010,2	3015,2	3020,2	3020,2	3020,2
ВЭС, СЭС		150,0	150,0	150,0	150,0	150,0	150,0	150,0

ЭС Республики Адыгея и Краснодарского края (Зима)
Потребность (собственный максимум)	4165,0	4579,0	4800,0	4955,0	5066,0	5237,0	5335,0	5365,0
Покрытие (установленная мощность)	2392,7	2739,6	3239,6	3239,6	3244,6	3249,6	3249,6	3249,6
в том числе:
АЭС
ГЭС	79,4	79,4	79,4	79,4	79,4	79,4	79,4	79,4
ТЭС	2313,3	2510,2	3010,2	3010,2	3015,2	3020,2	3020,2	3020,2
ВЭС, СЭС		150,0	150,0	150,0	150,0	150,0	150,0	150,0

ЭС Республики Крым и г. Севастополя
Потребность (собственный максимум)	1357,0	1519,0	1632,0	1662,0	1694,0	1723,0	1749,0	1775,0
Покрытие (установленная мощность)	2105,9	2105,9	2105,9	2066,9	2066,9	2042,9	2042,9	2042,9
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1717,3	1717,3	1717,3	1678,3	1678,3	1654,3	1654,3	1654,3
ВЭС, СЭС	388,6	388,6	388,6	388,6	388,6	388,6	388,6	388,6

ЭС Ростовской области
Потребность (собственный максимум)	2980,0	3082,0	3094,0	3124,0	3144,0	3151,0	3164,0	3170,0
Покрытие (установленная мощность)	7245,9	7802,4	7852,4	7852,4	7852,4	7852,4	7852,4	7852,4
в том числе:
АЭС	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3
ГЭС	211,5	211,5	211,5	211,5	211,5	211,5	211,5	211,5
ТЭС	3004,2	3004,2	2944,2	2944,2	2944,2	2944,2	2944,2	2944,2
ВЭС, СЭС		556,5	666,5	666,5	666,5	666,5	666,5	666,5

ЭС Республики Северная Осетия - Алания
Потребность (собственный максимум)	309,0	330,0	332,0	333,0	340,0	344,0	346,0	349,0
Покрытие (установленная мощность)	452,9	452,9	452,9	452,9	454,1	455,3	456,5	456,7
в том числе:
АЭС
ГЭС	446,9	446,9	446,9	446,9	448,1	449,3	450,5	450,7
ТЭС	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ВЭС, СЭС

ЭС Ставропольского края
Потребность (собственный максимум)	1592,0	1639,0	1704,0	1751,0	1761,0	1770,0	1778,0	1787,0
Покрытие (установленная мощность)	4713,1	5149,3	5149,3	5434,9	5434,9	5506,2	5509,6	5509,6
в том числе:
АЭС
ГЭС	479,3	500,6	500,6	500,6	500,6	500,6	504,1	504,1
ТЭС	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7
ВЭС, СЭС	75,0	490,0	490,0	775,6	775,6	846,9	846,9	846,9

ЭС Чеченской Республики
Потребность (собственный максимум)	531,0	528,0	531,0	536,0	542,0	545,0	548,0	551,0
Покрытие (установленная мощность)	361,3	361,3	361,3	361,3	361,3	361,3	361,3	361,3
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3
ТЭС	360,0	360,0	360,0	360,0	360,0	360,0	360,0	360,0
ВЭС, СЭС

ОЭС Урала	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС	35230,0	35140,0	35516,0	36774,0	37449,0	37883,0	38227,0	38504,0

ЭС Республики Башкортостан
Потребность (собственный максимум)	3992,0	4000,0	4089,0	4168,0	4187,0	4227,0	4254,0	4282,0
Покрытие (установленная мощность)	5593,0	5633,0	5648,0	5630,0	5693,1	5693,1	5725,9	5725,9
в том числе:
АЭС
ГЭС	223,4	223,4	223,4	223,4	223,4	223,4	223,4	223,4
ТЭС	5324,0	5324,0	5324,0	5289,0	5352,1	5352,1	5384,9	5384,9
ВЭС, СЭС	45,7	85,7	100,7	117,7	117,7	117,7	117,7	117,7

Энергосистема Кировской области
Потребность (собственный максимум)	1152,0	1157,0	1193,0	1196,0	1198,0	1203,0	1210,0	1217,0
Покрытие (установленная мощность)	971,3	944,3	944,3	944,3	944,3	944,3	944,3	944,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	971,3	944,3	944,3	944,3	944,3	944,3	944,3	944,3
ВЭС, СЭС

ЭС Курганской области
Потребность (собственный максимум)	723,0	740,0	744,0	746,0	746,0	749,0	749,0	752,0
Покрытие (установленная мощность)	706,2	706,2	706,2	706,2	706,2	706,2	706,2	706,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	706,2	706,2	706,2	706,2	706,2	706,2	706,2	706,2
ВЭС, СЭС

ЭС Оренбургской области
Потребность (собственный максимум)	2254,0	2250,0	2234,0	2240,0	2256,0	2265,0	2273,0	2289,0
Покрытие (установленная мощность)	3870,0	3907,5	3937,5	3902,5	3932,5	3932,5	3962,5	3962,5
в том числе:
АЭС
ГЭС	30,0	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5
ТЭС	3555,0	3555,0	3555,0	3445,0	3475,0	3475,0	3505,0	3505,0
ВЭС, СЭС	285,0	330,0	360,0	435,0	435,0	435,0	435,0	435,0

ЭС Пермского края
Потребность (собственный максимум)	3454,0	3483,0	3521,0	3649,0	3685,0	3755,0	3794,0	3836,0
Покрытие (установленная мощность)	7761,5	7776,7	7791,7	7826,6	7871,6	7876,6	7891,6	7906,6
в том числе:
АЭС
ГЭС	1640,8	1640,8	1655,8	1660,8	1675,8	1680,8	1695,8	1710,8
ТЭС	6120,7	6135,9	6135,9	6165,8	6195,8	6195,8	6195,8	6195,8
ВЭС, СЭС

ЭС Свердловской области
Потребность (собственный максимум)	6456,0	6457,0	6462,0	6522,0	6571,0	6613,0	6693,0	6754,0
Покрытие (установленная мощность)	10540,9	10279,9	10279,9	10279,9	10279,9	10279,9	10319,9	10319,9
в том числе:
АЭС	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0
ГЭС	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0
ТЭС	9048,9	8787,9	8787,9	8787,9	8787,9	8787,9	8827,9	8827,9
ВЭС, СЭС

ЭС Тюменской области, ЯНАО, ХМАО
Потребность (собственный максимум)	12291,0	11613,0	11820,0	12663,0	13167,0	13379,0	13536,0	13642,0
Покрытие (установленная мощность)	17318,8	17294,8	17294,8	17314,8	17314,8	17334,8	17329,8	17329,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	17318,8	17294,8	17294,8	17314,8	17314,8	17334,8	17329,8	17329,8
ВЭС, СЭС

ЭС Удмуртской Республики
Потребность (собственный максимум)	1516,0	1461,0	1458,0	1537,0	1564,0	1567,0	1571,0	1575,0
Покрытие (установленная мощность)	719,3	672,6	672,6	672,6	687,5	687,5	687,5	687,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	719,31	672,6	672,6	672,6	687,5	687,5	687,5	687,5
ВЭС, СЭС

ЭС Челябинской области
Потребность (собственный максимум)	5130,0	5132,0	5160,0	5260,0	5304,0	5368,0	5401,0	5420,0
Покрытие (установленная мощность)	6215,5	6258,3	5773,3	5773,3	5773,3	5773,3	5773,3	5773,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6215,5	6258,3	5773,3	5773,3	5773,3	5773,3	5773,3	5773,3
ВЭС, СЭС

ОЭС Сибири	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС	27788,0	29416,0	30246,0	30809,0	31120,0	31782,0	31975,0	32192,0

ЭС Республики Алтай и Алтайского края
Потребность (собственный максимум)	1810,0	1894,0	1913,0	1924,0	1926,0	1928,0	1929,0	1937,0
Покрытие (установленная мощность)	1686,5	1692,5	1742,5	1762,5	1762,5	1762,5	1762,5	1762,5
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1566,5	1572,5	1572,5	1572,5	1572,5	1572,5	1572,5	1572,5
ВЭС, СЭС	120,0	120,0	170,0	190,0	190,0	190,0	190,0	190,0

ЭС Республики Бурятия
Потребность (собственный максимум)	942,0	983,0	995,0	1011,0	1029,0	1049,0	1064,0	1069,0
Покрытие (установленная мощность)	1444,8	1489,8	1489,8	1553,8	1553,8	1573,8	1573,8	1573,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1374,8	1374,8	1374,8	1408,8	1408,8	1428,8	1428,8	1428,8
ВЭС, СЭС	70,0	115,0	115,0	145,0	145,0	145,0	145,0	145,0

ЭС Забайкальского края
Потребность (собственный максимум)	1266,0	1331,0	1345,0	1368,0	1407,0	1452,0	1496,0	1501,0
Покрытие (установленная мощность)	1623,8	1539,8	1539,8	1539,8	1539,8	1539,8	1539,8	1539,8
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1593,8	1509,8	1509,8	1509,8	1509,8	1509,8	1509,8	1509,8
ВЭС, СЭС	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0

ЭС Иркутской области
Потребность (собственный максимум)	8196,0	8450,0	8792,0	9069,0	9172,0	9279,0	9295,0	9379,0
Покрытие (установленная мощность)	13132,1	13093,1	13116,0	13143,9	13377,3	13400,2	13400,2	13400,2
в том числе:
АЭС
ГЭС	9088,4	9128,4	9151,3	9174,2	9197,1	9220,0	9220,0	9220,0
ТЭС	4043,7	3964,7	3964,7	3969,7	4180,2	4180,2	4180,2	4180,2
ВЭС, СЭС

ЭС Красноярского края
Потребность (собственный максимум)	6555,0	6720,0	6982,0	7021,0	7094,0	7555,0	7642,0	7738,0
Покрытие (установленная мощность)	15864,9	15868,0	15882,0	16332,0	16332,0	16367,0	16607,0	16607,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	9002,2	9002,2	9002,2	9002,2	9002,2	9002,2	9002,2	9002,2
ТЭС	6862,7	6865,8	6879,8	7329,8	7329,8	7364,8	7604,8	7604,8
ВЭС, СЭС

ЭС Кемеровской области
Потребность (собственный максимум)	4495,0	4360,0	4523,0	4572,0	4591,0	4593,0	4600,0	4612,0
Покрытие (установленная мощность)	5528,3	5530,3	5530,3	5427,3	5427,3	5427,3	5427,3	5427,3
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	5528,3	5530,3	5530,3	5427,3	5427,3	5427,3	5427,3	5427,3
ВЭС, СЭС

ЭС Новосибирской области
Потребность (собственный максимум)	2902,0	2852,0	2869,0	2879,0	2892,0	2896,0	2903,0	2913,0
Покрытие (установленная мощность)	3012,5	3022,5	3022,5	3022,5	3022,5	3022,5	3022,5	3022,5
в том числе:
АЭС
ГЭС	490,0	490,0	490,0	490,0	490,0	490,0	490,0	490,0
ТЭС	2522,5	2532,5	2532,5	2532,5	2532,5	2532,5	2532,5	2532,5
ВЭС, СЭС

ЭС Омской области
Потребность (собственный максимум)	1776,0	1770,0	1807,0	1855,0	1898,0	1900,0	1902,0	1904,0
Покрытие (установленная мощность)	1601,2	1631,2	1631,2	1631,2	1631,2	1631,2	1631,2	1631,2
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1601,2	1601,2	1601,2	1601,2	1601,2	1601,2	1601,2	1601,2
ВЭС, СЭС		30,0	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0

ЭС Томской области
Потребность (собственный максимум)	1327,0	1189,0	1176,0	1306,0	1307,0	1315,0	1322,0	1322,0
Покрытие (установленная мощность)	1036,4	1036,4	874,4	947,4	947,4	947,4	957,4	957,4
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1036,4	1036,4	874,4	947,4	947,4	947,4	957,4	957,4
ВЭС, СЭС

ЭС Республики Тыва
Потребность (собственный максимум)	154,0	162,0	163,0	170,0	177,0	211,0	217,0	223,0
Покрытие (установленная мощность)	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0
ВЭС, СЭС

ЭС Республики Хакасия
Потребность (собственный максимум)	2182,0	2177,0	2189,0	2192,0	2195,0	2196,0	2199,0	2202,0
Покрытие (установленная мощность)	7157,2	7157,2	7157,2	7157,2	7157,2	7157,2	7157,2	7157,2
в том числе:
АЭС
ГЭС	6721,0	6721,0	6721,0	6721,0	6721,0	6721,0	6721,0	6721,0
ТЭС	431,0	431,0	431,0	431,0	431,0	431,0	431,0	431,0
ВЭС, СЭС	5,2	5,2	5,2	5,2	5,2	5,2	5,2	5,2

ОЭС Востока	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Максимум ОЭС, совмещенный с ЕЭС	5775,0	5777,0	5929,0	6073,0	6214,0	6435,0	6641,0	6787,0

ЭС Амурской области
Потребность (собственный максимум)	1467,0	1502,0	1536,0	1582,0	1672,0	1805,0	1911,0	2052,0
Покрытие (установленная мощность)	4166,0	4307,0	4307,0	4307,0	4307,0	4307,0	4307,0	4307,0
в том числе:
АЭС
ГЭС	3660,0	3660,0	3660,0	3660,0	3660,0	3660,0	3660,0	3660,0
ТЭС	506,0	647,0	647,0	647,0	647,0	647,0	647,0	647,0
ВЭС, СЭС

ЭС Приморского края
Потребность (собственный максимум)	2314,0	2369,0	2466,0	2523,0	2551,0	2574,0	2594,0	2602,0
Покрытие (установленная мощность)	2759,0	2759,0	2759,0	2759,0	2759,0	2759,0	2836,0	3776,0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2759,0	2759,0	2759,0	2759,0	2759,0	2759,0	2836,0	3776,0
ВЭС, СЭС

ЭС Хабаровского края и ЕАО
Потребность (собственный максимум)	1759,0	1759,0	1785,0	1816,0	1860,0	1923,0	2021,0	2031,0
Покрытие (установленная мощность)	2100,7	2148,7	2148,7	2148,7	2148,7	2148,7	2476,7	2041,7
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2100,7	2148,7	2148,7	2148,7	2148,7	2148,7	2476,7	2041,7
ВЭС, СЭС

ЭС Республики Саха (Якутия)*
Потребность (собственный максимум)	1327,2	1353,0	1379,0	1418,0	1429,0	1480,0	1501,0	1508,0
Покрытие (установленная мощность)	2043,3	2026,4	2002,4	2074,4	2050,4	2050,4	2185,6	2037,7
в том числе:
АЭС
ГЭС	957,5	957,5	957,5	957,5	957,5	957,5	957,5	957,5
ТЭС	1085,8	1068,9	1044,9	1116,9	1092,9	1092,9	1228,1	1080,2
ВЭС, СЭС

______________________________

* Учитывается присоединение к ОЭС Востока Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) с 2019 года

Приложение N 12
к схеме и программе развития Единой
энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Перспективные балансы электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России с учетом вводов, мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации на 2020-2026 годы

Баланс электрической энергии ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		1037,147	1067,851	1095,313	1109,860	1128,239	1134,804	1145,135
в том числе заряд ГАЭС		2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777
Экспорт		16,043	15,421	15,057	15,040	15,061	11,505	11,510
Импорт		1,322	1,171	1,171	1,171	1,171	1,123	1,123
Потребность		1051,868	1082,101	1109,199	1123,729	1142,129	1145,186	1155,522
Производство электрической энергии - всего		1051,868	1082,101	1109,199	1123,729	1142,129	1145,186	1155,522
ГЭС		181,332	188,257	188,377	188,518	188,552	188,552	188,552
АЭС			201,068	199,031	194,622	196,217	181,035	191,506
ТЭС		660,447	686,757	714,032	731,503	747,315	765,459	765,324
ВЭС, СЭС		2,497	6,019	7,759	9,086	10,045	10,140	10,140
Установленная мощность - всего	МВт	248061,0	247101,3	248237,8	249323,3	248613,6	248921,8	250426,1
ГЭС	МВт	50007,4	50077,7	50164,6	50235,0	50308,1	50341,3	50362,5
АЭС	МВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ТЭС	МВт	164257,0	163326,2	163683,2	164200,7	164346,7	165421,7	165754,9
ВЭС, СЭС	МВт	3333,3	4234,1	4926,7	5424,4	5495,6	5495,6	5495,6
Число часов использования установленной мощности	час/год
АЭС	час/год	6815	6824	6755	6606	6894	6544	6646
ТЭС	час/год	4021	4205	4362	4455	4547	4627	4617
ВЭС, СЭС	час/год	749	1422	1575	1675	1828	1845	1845

Баланс электрической энергии ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		996,121	1026,580	1053,197	1066,621	1083,324	1088,154	1096,127
в том числе заряд ГАЭС		2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777
Экспорт		12,943	12,321	11,957	11,940	11,961	8,205	8,210
Импорт		1,322	1,171	1,171	1,171	1,171	1,123	1,123
Получение электрической энергии из ОЭС Востока		0,270	0,270	0,481	0,730	1,006	1,006	1,006
Потребность		1007,472	1037,460	1063,502	1076,660	1093,108	1094,230	1102,208
Производство электрической энергии - всего		1007,472	1037,460	1063,502	1076,660	1093,108	1094,230	1102,208
ГЭС		165,020	170,554	170,674	170,815	170,849	170,849	170,849
АЭС		207,592	201,068	199,031	194,622	196,217	181,035	191,506
ТЭС		632,363	659,819	686,038	702,137	715,997	732,206	729,713
ВЭС, СЭС		2,497	6,019	7,759	9,086	10,045	10,140	10,140
Установленная мощность - всего	МВт	236819,9	235884,2	236948,7	238058,2	237348,5	237116,5	238263,7
ГЭС	МВт	45389,9	45460,2	45547,1	45617,5	45690,6	45723,8	45745,0
АЭС	МВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ТЭС	МВт	157633,5	156726,7	157011,7	157553,2	157699,2	158234,0	158210,0
ВЭС, СЭС	МВт	3333,3	4234,1	4926,7	5424,4	5495,6	5495,6	5495,6
Число часов использования установленной мощности	час/год
АЭС	час/год	6815	6824	6755	6606	6894	6544	6646
ТЭС	час/год	4012	4210	4369	4457	4540	4627	4612
ВЭС, СЭС	час/год	749	1422	1575	1675	1828	1845	1845

Баланс электрической энергии Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		786,420	810,390	829,896	841,073	852,550	856,752	863,519
в том числе заряд ГАЭС		2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777	2,777
Экспорт		12,443	11,811	11,447	11,430	11,451	7,695	7,700
Импорт		0,213	0,121	0,121	0,121	0,121	0,073	0,073
Передача электрической энергии в ОЭС Сибири		1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Потребность		799,650	823,080	842,222	853,382	864,880	865,374	872,146
Производство электрической энергии - всего		799,650	823,080	842,222	853,382	864,880	865,374	872,146
ГЭС		64,807	63,177	63,297	63,438	63,472	63,472	63,472
АЭС		207,592	201,068	199,031	194,622	196,217	181,035	191,506
ТЭС		525,015	553,323	572,734	586,918	595,828	611,409	607,710
ВЭС, СЭС		2,236	5,512	7,160	8,404	9,363	9,458	9,458
Установленная мощность - всего	МВт	184742,1	183881,5	184414,1	185290,2	184502,7	184020,6	185167,8
ГЭС	МВт	20048,3	20095,7	20159,7	20207,2	20257,4	20290,6	20311,8
АЭС	МВт	30463,2	29463,2	29463,2	29463,2	28463,2	27663,2	28813,2
ТЭС	МВт	131197,5	130438,7	130264,7	130595,7	130686,7	130971,5	130947,5
ВЭС, СЭС	МВт	3033,1	3883,9	4526,5	5024,2	5095,4	5095,4	5095,4
Число часов использования установленной мощности	час/год
АЭС	час/год	6815	6824	6755	6606	6894	6544	6646
ТЭС	час/год	4002	4242	4397	4494	4559	4668	4641
ВЭС, СЭС	час/год	737	1419	1582	1673	1838	1856	1856

Баланс электрической энергии ОЭС Северо-Запада с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		93,054	95,438	97,001	97,795	99,020	99,284	99,879
в том числе заряд ГАЭС
Экспорт, всего в т.ч.		10,500	9,916	9,549	9,527	9,543	6,078	6,078
в Балтию		3,599	3,550	3,489	3,467	3,465
в Норвегию (приграничный)		0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
в Финляндию (ВПТ и приграничный)		6,871	6,336	6,030	6,030	6,048	6,048	6,048
Импорт из Балтии		0,048	0,048	0,048	0,048	0,048
Передача электрической энергии в ОЭС Центра		4,000	3,200	7,000	6,400	6,000	1,500
Получение электрической энергии из ОЭС Центра								4,000
Потребность		107,506	108,506	113,502	113,674	114,515	106,862	101,957
Производство электрической энергии - всего		107,506	108,506	113,502	113,674	114,515	106,862	101,957
ГЭС		12,763	12,629	12,660	12,660	12,660	12,660	12,660
АЭС		36,312	36,763	40,863	40,863	40,864	32,616	26,863
ТЭС		58,419	59,069	59,566	59,738	60,578	61,173	62,021
ВЭС, СЭС		0,012	0,045	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413
Установленная мощность - всего	МВт	24711,5	24912,5	24936,0	24936,0	24974,0	22979,0	24129,0
ГЭС	МВт	3005,0	3005,0	3029,1	3029,1	3037,1	3037,1	3037,1
АЭС	МВт	6097,6	6097,6	6097,6	6097,6	6097,6	4097,6	5247,6
ТЭС	МВт	15603,7	15603,7	15603,1	15603,1	15633,1	15638,1	15638,1
ВЭС, СЭС	МВт	5,1	206,1	206,1	206,1	206,1	206,1	206,1
Число часов использования установленной мощности	час/год
АЭС	час/год	5955	6029	6702	6702	6702	7960	5119
ТЭС	час/год	3744	3786	3818	3829	3875	3912	3966
ВЭС, СЭС	час/год	2353	216	2004	2004	2004	2004	2004

Баланс электрической энергии ОЭС Центра с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		240,159	244,970	248,579	250,775	253,340	254,986	257,945
в том числе заряд ГАЭС		2,622	2,622	2,622	2,622	2,622	2,622	2,622
Экспорт, всего в т.ч.		0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
в Беларусь		0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
Импорт
Передача электрической энергии в ОЭС Северо-Запада								4,000
Передача электрической энергии в ОЭС Средней Волги		1,500	2,000	2,000	2,000	2,000	1,000	2,000
Получение электрической энергии из ОЭС Северо-Запада		4,000	3,200	7,000	6,400	6,000	1,500
Получение электрической энергии из ОЭС Юга		1,000	2,000	3,000	3,000	3,000	3,500	3,000
Получение электрической энергии из ОЭС Урала		1,050	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050
Потребность		235,639	240,750	239,559	242,355	245,320	249,966	259,925
Производство электрической энергии - всего		235,639	240,750	239,559	242,355	245,320	249,966	259,925
ГЭС		3,351	3,414	3,414	3,414	3,414	3,414	3,414
АЭС		98,760	97,398	91,410	87,007	88,803	81,512	97,848
ТЭС		133,528	139,938	144,735	151,934	153,103	165,040	158,663
ВЭС, СЭС
Установленная мощность - всего	МВт	52443,2	50743,2	50658,9	50846,9	49886,9	51206,9	51182,9
ГЭС	МВт	1810,1	1810,1	1820,1	1820,1	1820,1	1820,1	1820,1
АЭС	МВт	14778,3	13778,3	13778,3	13778,3	12778,3	13978,3	13978,3
ТЭС	МВт	35854,9	35154,9	35060,6	35248,6	35288,6	35408,6	35384,6
ВЭС, СЭС	МВт	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Число часов использования установленной мощности	час/год
АЭС	час/год	6683	7069	6634	6315	6950	5831	7000
ТЭС	час/год	3724	3981	4128	4310	4339	4661	4484
ВЭС, СЭС	час/год

Баланс электрической энергии ОЭС Юга с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		99,174	104,036	106,269	108,258	110,447	110,984	111,766
в том числе заряд ГАЭС		0,155	0,155	0,155	0,155	0,155	0,155	0,155
Экспорт, всего в т.ч.		0,742	0,689	0,692	0,697	0,702	0,707	0,712
в Грузию		0,506	0,512	0,512	0,512	0,512	0,512	0,512
в Южную Осетию		0,145	0,147	0,150	0,155	0,160	0,165	0,170
в Казахстан		0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
в Азербайджан		0,061
Импорт, всего в т.ч.		0,165	0,073	0,073	0,073	0,073	0,073	0,073
в Грузию		0,073	0,073	0,073	0,073	0,073	0,073	0,073
в Азербайджан		0,092
Передача электрической энергии в ОЭС Центра		1,000	2,000	3,000	3,000	3,000	3,500	3,000
Получение электрической энергии из ОЭС Средней Волги		2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000
Потребность		98,751	104,652	107,888	109,882	112,076	113,118	113,405
Производство электрической энергии - всего		98,751	104,652	107,888	109,882	112,076	113,118	113,405
ГЭС		21,385	21,859	21,948	22,089	22,123	22,123	22,123
АЭС		30,900	28,212	28,212	28,212	28,212	28,212	28,212
ТЭС		45,032	50,314	52,329	53,160	55,131	56,078	56,365
ВЭС, СЭС		1,434	4,267	5,399	6,421	6,610	6,705	6,705
Установленная мощность - всего	МВт	26648,2	27682,9	28219,4	28326,7	28380,1	28384,8	28385,0
ГЭС	МВт	6326,5	6351,4	6376,3	6401,3	6402,5	6407,2	6407,4
АЭС	МВт	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3
ТЭС	МВт	13984,4	14424,4	14385,4	14390,4	14371,4	14371,4	14371,4
ВЭС, СЭС	МВт	2307,0	2876,8	3427,4	3504,8	3576,0	3576,0	3576,0
Число часов использования установленной мощности	час/год
АЭС	час/год	7667	7000	7000	7000	7000	7000	7000
ТЭС	час/год	3220	3488	3638	3694	3836	3902	3922
ВЭС, СЭС	час/год	621	1483	1575	1832	1848	1875	1875

Баланс электрической энергии ОЭС Средней Волги с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		104,528	109,712	112,322	113,528	114,855	115,057	115,599
Экспорт в Казахстан		0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
Импорт
Передача электрической энергии в ОЭС Юга		2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000
Получение электрической энергии из ОЭС Центра		1,500	2,000	2,000	2,000	2,000	1,000	2,000
Получение электрической энергии из ОЭС Урала			2,000	2,000	2,000	2,000	3,000	3,000
Потребность		105,058	107,742	110,352	111,558	112,885	113,087	112,629
Производство электрической энергии - всего		105,058	107,742	110,352	111,558	112,885	113,087	112,629
ГЭС		21,811	20,310	20,310	20,310	20,310	20,310	20,310
АЭС		31,330	28,300	28,300	28,300	28,300	28,300	28,300
ТЭС		51,558	58,536	61,086	62,222	62,779	62,981	62,523
ВЭС, СЭС		0,359	0,596	0,656	0,726	1,496	1,496	1,496
Установленная мощность - всего	МВт	27466,0	27494,7	27549,7	27977,5	28033,5	28109,0	28115,0
ГЭС	МВт	7013,0	7020,5	7020,5	7028,0	7064,0	7077,5	7083,5
АЭС	МВт	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0	4072,0
ТЭС	МВт	16075,6	16061,8	16116,8	16116,8	16136,8	16198,8	16198,8
ВЭС, СЭС	МВт	305,4	340,4	340,4	760,7	760,7	760,7	760,7
Число часов использования установленной мощности	час/год
АЭС	час/год	7694	6950	6950	6950	6950	6950	6950
ТЭС	час/год	3207	3644	3790	3861	3890	3888	3860
ВЭС, СЭС	час/год	1174	1750	1926	954	1967	1967	1967

Баланс электрической энергии ОЭС Урала с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		249,505	256,234	265,725	270,717	274,888	276,441	278,330
Экспорт в Казахстан		1,141	1,146	1,146	1,146	1,146	0,850	0,850
Импорт
Передача электрической энергии в ОЭС Центра		1,050	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050
Передача электрической энергии в ОЭС Средней Волги			2,000	2,000	2,000	2,000	3,000	3,000
Передача электрической энергии в ОЭС Сибири		1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Потребность		252,696	261,430	270,921	275,913	280,084	282,341	284,230
Производство электрической энергии - всего		252,696	261,430	270,921	275,913	280,084	282,341	284,230
ГЭС		5,497	4,965	4,965	4,965	4,965	4,965	4,965
АЭС		10,290	10,395	10,245	10,240	10,038	10,395	10,283
ТЭС		236,478	245,466	255,018	259,864	264,237	266,137	268,138
ВЭС, СЭС		0,431	0,604	0,692	0,844	0,844	0,844	0,844
Установленная мощность - всего	МВт	53473,2	53048,2	53050,1	53203,1	53228,1	53340,9	53355,9
ГЭС	МВт	1893,7	1908,7	1913,7	1928,7	1933,7	1948,7	1963,7
АЭС	МВт	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0	1485,0
ТЭС	МВт	49678,9	49193,9	49098,8	49236,8	49256,8	49354,6	49354,6
ВЭС, СЭС	МВт	415,7	460,7	552,7	552,7	552,7	552,7	552,7
Число часов использования установленной мощности	час/год
АЭС	час/год	6929	7000	6899	6895	6759	7000	6925
ТЭС	час/год	4760	4990	5194	5278	5364	5392	5433
ВЭС, СЭС	час/год	1038	1312	1253	1527	1527	1527	1527

Баланс электрической энергии ОЭС Сибири с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		209,701	216,190	223,301	225,548	230,774	231,402	232,608
Экспорт, всего в т.ч.		0,500	0,510	0,510	0,510	0,510	0,510	0,510
в Казахстан		0,110	0,110	0,110	0,110	0,110	0,110	0,110
в Монголию		0,390	0,400	0,400	0,400	0,400	0,400	0,400
Импорт, всего в т.ч.		1,109	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050
из Монголии		0,026	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
из Казахстана		1,083	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020
Получение электрической энергии из ОЭС Урала		1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Получение электрической энергии из ОЭС Востока		0,270	0,270	0,481	0,730	1,006	1,006	1,006
Потребность		207,822	214,380	221,280	223,278	228,228	228,856	230,062
Производство электрической энергии - всего		207,822	214,380	221,280	223,278	228,228	228,856	230,062
ГЭС		100,213	107,377	107,377	107,377	107,377	107,377	107,377
ТЭС		107,348	106,496	113,304	115,219	120,169	120,797	122,003
ВЭС, СЭС		0,261	0,507	0,599	0,682	0,682	0,682	0,682
Установленная мощность - всего	МВт	52077,8	52002,7	52534,6	52768,0	52845,9	53095,9	53095,9
ГЭС	МВт	25341,6	25364,5	25387,4	25410,3	25433,2	25433,2	25433,2
ТЭС	МВт	26436,0	26288,0	26747,0	26957,5	27012,5	27262,5	27262,5
ВЭС, СЭС	МВт	300,2	350,2	400,2	400,2	400,2	400,2	400,2
Число часов использования установленной мощности	час/год
ТЭС	час/год	4061	4051	4236	4274	4449	4431	4475
ВЭС, СЭС	час/год	869	1448	1498	1704	1704	1704	1704

Баланс электрической энергии ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		41,026	41,271	42,116	43,239	44,915	46,650	49,008
Экспорт в Китай		3,100	3,100	3,100	3,100	3,100	3,300	3,300
Передача электрической энергии в ОЭС Сибири		0,270	0,270	0,481	0,730	1,006	1,006	1,006
Потребность		44,396	44,641	45,697	47,069	49,021	50,956	53,314
Производство электрической энергии - всего		44,396	44,641	45,697	47,069	49,021	50,956	53,314
ГЭС		16,312	17,703	17,703	17,703	17,703	17,703	17,703
ТЭС		28,084	26,938	27,994	29,366	31,318	33,253	35,611
Установленная мощность - всего	МВт	11241,1	11217,1	11289,1	11265,1	11265,1	11805,3	12162,4
ГЭС	МВт	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5
ТЭС	МВт	6623,6	6599,6	6671,6	6647,6	6647,6	7187,8	7544,9
Число часов использования установленной мощности	час/год
ТЭС	час/год	4240	4082	4196	4418	4711	4626	4720

Баланс электрической энергии ОЭС Сибири для маловодного года с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		209,701	216,190	223,301	225,548	230,774	231,402	232,608
Экспорт, всего в т.ч.		0,500	0,510	0,510	0,510	0,510	0,510	0,510
в Казахстан		0,110	0,110	0,110	0,110	0,110	0,110	0,110
в Монголию		0,390	0,400	0,400	0,400	0,400	0,400	0,400
Импорт, всего в т.ч.		1,109	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050
из Монголии		0,026	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
из Казахстана		1,083	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020	1,020
Получение электрической энергии из ОЭС Урала		1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Получение электрической энергии из ОЭС Востока		0,270	0,270	0,481	0,730	1,006	1,006	1,006
Потребность		207,822	214,380	221,280	223,278	228,228	228,856	230,062
Производство электрической энергии - всего		207,822	214,380	221,280	223,278	228,228	228,856	230,062
ГЭС		100,213	95,673	95,673	95,673	95,673	95,673	95,673
ТЭС		107,348	118,200	125,008	126,923	131,873	132,501	133,707
ВЭС, СЭС		0,261	0,507	0,599	0,682	0,682	0,682	0,682
Установленная мощность - всего	МВт	52077,8	52002,7	52534,6	52768,0	52845,9	53095,9	53095,9
ГЭС	МВт	25341,6	25364,5	25387,4	25410,3	25433,2	25433,2	25433,2
ТЭС	МВт	26436,0	26288,0	26747,0	26957,5	27012,5	27262,5	27262,5
ВЭС, СЭС	МВт	300,2	350,2	400,2	400,2	400,2	400,2	400,2
Число часов использования установленной мощности	час/год
ТЭС	час/год	4061	4496	4674	4708	4882	4860	4904
ВЭС, СЭС	час/год	869	1448	1498	1704	1704	1704	1704

Баланс электрической энергии ОЭС Востока для маловодного года с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Наименование	Единицы измерения	Прогноз
Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии		41,026	41,271	42,116	43,239	44,915	46,650	49,008
Экспорт в Китай		3,100	3,100	3,100	3,100	3,100	3,300	3,300
Передача электрической энергии в ОЭС Сибири		0,270	0,270	0,481	0,730	1,006	1,006	1,006
Потребность		44,396	44,641	45,697	47,069	49,021	50,956	53,314
Производство электрической энергии - всего		44,396	44,641	45,697	47,069	49,021	50,956	53,314
ГЭС		16,312	13,874	13,874	13,874	13,874	13,874	13,874
ТЭС		28,084	30,767	31,823	33,195	35,147	37,082	39,440
Установленная мощность - всего	МВт	11241,1	11217,1	11289,1	11265,1	11265,1	11805,3	12162,4
ГЭС	МВт	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5
ТЭС	МВт	6623,6	6599,6	6671,6	6647,6	6647,6	7187,8	7544,9
Число часов использования установленной мощности	час/год
ТЭС	час/год	4240	4662	4770	4994	5287	5159	5227

Приложение N 13
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Региональная структура перспективных балансов электрической энергии с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации на 2020-2026 годы

ОЭС Северо-Запада	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Потребление электрической энергии ОЭС	94,959	93,054	95,438	97,001	97,795	99,020	99,284	99,879

Покрытие	112,789	107,506	108,506	113,502	113,674	114,515	106,862	101,957
в том числе:
АЭС	38,600	36,312	36,763	40,863	40,863	40,864	32,616	26,863
ГЭС	12,072	12,763	12,629	12,660	12,660	12,660	12,660	12,660
ТЭС	62,106	58,419	59,069	59,566	59,738	60,578	61,173	62,021
ВЭС, СЭС	0,011	0,012	0,045	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413
Сальдо перетоков электрической энергии*	-17,829	14,452	-13,068	-16,501	-15,879	-15,495	-7,578	-2,078

ЭС Архангельской области
Потребность (потребление электрической энергии)	7,318	7,390	7,391	7,411	7,424	7,463	7,454	7,470
Покрытие (производство электрической энергии)	6,243	6,190	6,191	6,212	6,223	6,263	6,254	6,270
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6,243	6,190	6,191	6,212	6,223	6,263	6,254	6,270
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,075	1,200	1,200	1,199	1,201	1,200	1,200	1,200

ЭС Калининградской области
Потребность (потребление электрической энергии)	4,452	4,408	4,493	4,540	4,574	4,622	4,642	4,673
Покрытие (производство электрической энергии)	7,099	7,348	7,433	7,514	7,514	7,562	4,642	4,673
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010
ТЭС	7,078	7,326	7,412	7,493	7,493	7,541	4,621	4,652
ВЭС, СЭС	0,011	0,012	0,011	0,011	0,011	0,011	0,011	0,011
Сальдо перетоков электрической энергии*	-2,647	-2,940	-2,940	-2,974	-2,940	-2,940	0,000	0,000

ЭС Республики Карелия
Потребность (потребление электрической энергии)	7,847	7,877	7,858	7,863	7,869	7,900	7,878	7,889
Покрытие (производство электрической энергии)	4,932	4,961	4,838	4,861	4,867	4,900	5,097	5,145
в том числе:
АЭС
ГЭС	2,822	3,071	2,918	2,948	2,948	2,948	2,948	2,948
ТЭС	2,109	1,890	1,920	1,913	1,919	1,952	2,149	2,197
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,915	2,916	3,020	3,002	3,002	3,000	2,781	2,744

ЭС Мурманской области
Потребность (потребление электрической энергии)	12,721	12,593	12,654	12,899	12,942	13,001	12,992	13,101
Покрытие (производство электрической энергии)	16,673	17,046	17,328	17,697	17,697	17,696	17,695	17,695
в том числе:
АЭС	10,072	10,202	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500
ГЭС	6,122	6,341	6,289	6,289	6,289	6,289	6,289	6,289
ТЭС	0,479	0,503	0,506	0,506	0,506	0,505	0,504	0,504
ВЭС, СЭС	0,000	0,000	0,034	0,402	0,402	0,402	0,402	0,402
Сальдо перетоков электрической энергии*	-3,951	-4,453	-4,674	-4,798	-4,755	-4,695	-4,703	-4,594

ЭС Республики Коми
Потребность (потребление электрической энергии)	9,030	8,661	8,629	9,082	9,150	9,266	9,302	9,300
Покрытие (производство электрической энергии)	10,168	9,861	9,829	10,282	10,350	10,466	10,502	10,500
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	10,168	9,861	9,829	10,282	10,350	10,466	10,502	10,500
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-1,138	-1,200	-1,200	-1,200	-1,200	-1,200	-1,200	-1,200

ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области
Потребность (потребление электрической энергии)	46,917	45,606	47,872	48,423	48,947	49,776	50,032	50,450
Покрытие (производство электрической энергии)	65,784	60,029	60,809	64,859	64,944	65,544	60,557	55,547
в том числе:
АЭС	28,528	26,110	26,263	30,363	30,363	30,364	22,116	16,363
ГЭС	3,105	3,331	3,400	3,400	3,400	3,400	3,400	3,400
ТЭС	34,151	30,588	31,146	31,096	31,181	31,780	35,041	35,784
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-18,866	-14,423	-12,937	-16,436	-15,997	-15,768	-10,525	-5,097

ЭС Новгородской области
Потребность (потребление электрической энергии)	4,463	4,303	4,290	4,522	4,618	4,703	4,693	4,698
Покрытие (производство электрической энергии)	1,677	1,913	1,915	1,915	1,916	1,918	1,929	1,934
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,677	1,913	1,915	1,915	1,916	1,918	1,929	1,934
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,786	2,390	2,375	2,607	2,702	2,785	2,764	2,764

ЭС Псковской области
Потребность (потребление электрической энергии)	2,211	2,216	2,251	2,261	2,271	2,289	2,291	2,298
Покрытие (производство электрической энергии)	0,213	0,158	0,163	0,162	0,163	0,166	0,186	0,193
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,012	0,010	0,013	0,013	0,013	0,013	0,013	0,013
ТЭС	0,201	0,148	0,150	0,149	0,150	0,153	0,173	0,180
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,999	2,058	2,088	2,099	2,108	2,123	2,105	2,105

______________________________

* ( - ) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой

ОЭС Центра	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Потребление электрической энергии ОЭС	241,946	240,159	244,970	248,579	250,775	253,340	254,986	257,945

Покрытие	236,314	235,639	240,750	239,559	242,355	245,320	249,966	259,925
в том числе:
АЭС	96,309	98,760	97,398	91,410	87,007	88,803	81,512	97,848
ГЭС	1,701	1,524	1,530	1,530	1,530	1,530	1,530	1,530
ГАЭС	1,778	1,827	1,884	1,884	1,884	1,884	1,884	1,884
ТЭС	136,526	133,528	139,938	144,735	151,934	153,103	165,040	158,663
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	5,632	4,520	4,220	9,020	8,420	8,020	5,020	-1,980

ЭС Белгородской области
Потребность (потребление электрической энергии)	15,940	16,064	16,110	16,390	16,457	16,506	16,784	17,017
Покрытие (производство электрической энергии)	0,829	0,829	0,804	0,770	0,773	0,772	0,835	0,787
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,829	0,829	0,804	0,770	0,773	0,772	0,835	0,787
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	15,111	15,235	15,306	15,620	15,684	15,734	15,949	16,230

ЭС Брянской области
Потребность (потребление электрической энергии)	4,295	4,028	4,170	4,387	4,395	4,415	4,408	4,418
Покрытие (производство электрической энергии)	0,038	0,012	0,013	0,012	0,013	0,013	0,015	0,013
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,038	0,012	0,013	0,012	0,013	0,013	0,015	0,013
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	4,256	4,016	4,157	4,375	4,382	4,402	4,393	4,405

ЭС Владимирской области
Потребность (потребление электрической энергии)	6,991	6,799	7,072	7,174	7,235	7,287	7,333	7,401
Покрытие (производство электрической энергии)	2,283	1,668	1,907	1,772	1,992	1,986	2,367	2,076
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	2,283	1,668	1,907	1,772	1,992	1,986	2,367	2,076
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	4,708	5,131	5,165	5,402	5,243	5,301	4,966	5,325

ЭС Вологодской области
Потребность (потребление электрической энергии)	13,969	13,762	14,178	14,372	14,217	14,533	14,499	14,525
Покрытие (производство электрической энергии)	10,317	9,987	10,216	9,799	10,015	9,991	10,317	10,044
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,167	0,098	0,127	0,127	0,127	0,127	0,127	0,127
ТЭС	10,150	9,889	10,089	9,672	9,888	9,864	10,190	9,917
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	3,652	3,775	3,962	4,573	4,202	4,542	4,182	4,481

ЭС Воронежской области
Потребность (потребление электрической энергии)	11,716	12,051	12,247	12,498	12,585	12,596	12,528	12,645
Покрытие (производство электрической энергии)	22,807	28,315	28,834	28,746	28,895	28,888	29,034	28,965
в том числе:
АЭС	21,431	26,250	26,448	26,448	26,448	26,448	26,448	26,448
ГЭС
тэС	1,377	2,065	2,386	2,298	2,447	2,440	2,586	2,517
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-11,092	-16,264	-16,587	-16,248	-16,310	-16,292	-16,506	-16,320

ЭС Ивановской области
Потребность (потребление электрической энергии)	3,483	3,328	3,475	3,541	3,542	3,555	3,543	3,546
Покрытие (производство электрической энергии)	1,434	1,472	1,504	1,472	1,126	1,125	1,285	1,165
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,434	1,472	1,504	1,472	1,126	1,125	1,285	1,165
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,049	1,856	1,971	2,069	2,416	2,430	2,258	2,381

ЭС Калужской области
Потребность (потребление электрической энергии)	6,821	6,869	6,982	7,088	7,362	7,521	7,844	8,041
Покрытие (производство электрической энергии)	0,285	0,242	0,239	0,226	0,235	0,233	0,264	0,238
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,285	0,242	0,239	0,226	0,235	0,233	0,264	0,238
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	6,535	6,627	6,743	6,862	7,127	7,288	7,580	7,803

ЭС Костромской области
Потребность (потребление электрической энергии)	3,620	3,245	3,642	3,669	3,675	3,692	3,681	3,685
Покрытие (производство электрической энергии)	16,072	12,616	14,421	17,111	19,972	19,856	23,407	20,964
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	16,072	12,616	14,421	17,111	19,972	19,856	23,407	20,964
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-12,452	-9,371	-10,779	-13,442	-16,297	-16,164	-19,726	-17,279

ЭС Курской области
Потребность (потребление электрической энергии)	8,502	8,759	8,519	8,700	8,262	8,232	8,164	9,043
Покрытие (производство электрической энергии)	25,046	26,691	23,091	22,093	17,146	15,851	10,837	23,547
в том числе:
АЭС	23,847	25,620	21,950	21,000	16,015	14,720	9,588	22,400
ГЭС
ТЭС	1,199	1,071	1,141	1,093	1,131	1,131	1,249	1,147
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-16,544	-17,932	-14,572	-13,393	-8,884	-7,619	-2,673	-14,504

ЭС Липецкой области
Потребность (потребление электрической энергии)	12,884	12,901	12,884	13,061	13,241	13,467	13,565	13,642
Покрытие (производство электрической энергии)	5,470	5,246	5,400	5,338	5,496	6,541	8,168	7,960
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	5,470	5,246	5,400	5,338	5,496	6,541	8,168	7,960
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	7,414	7,655	7,484	7,723	7,745	6,926	5,397	5,682

ЭС г. Москвы и Московской области
Потребность (потребление электрической энергии)	107,694	107,555	108,689	109,602	110,459	111,845	112,495	113,591
Покрытие (производство электрической энергии)	72,834	74,527	75,160	76,073	76,930	77,316	77,966	79,062
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,208	0,188	0,200	0,200	0,200	0,200	0,200	0,200
ГАЭС	1,778	1,827	1,884	1,884	1,884	1,884	1,884	1,884
ТЭС	70,848	72,512	73,076	73,989	74,846	75,232	75,882	76,978
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	34,861	33,028	33,529	33,529	33,529	34,529	34,529	34,529

ЭС Орловской области
Потребность (потребление электрической энергии)	2,803	2,629	2,771	2,941	3,056	3,090	3,104	3,131
Покрытие (производство электрической энергии)	1,225	1,076	1,233	1,143	1,282	1,278	1,520	1,334
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,006	0,007	0,009	0,009	0,009	0,009	0,009	0,009
ТЭС	1,219	1,069	1,224	1,134	1,273	1,269	1,511	1,325
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,578	1,553	1,538	1,798	1,774	1,812	1,584	1,797

ЭС Рязанской области
Потребность (потребление электрической энергии)	6,532	6,518	6,630	6,678	6,941	6,984	6,997	7,008
Покрытие (производство электрической энергии)	4,211	4,041	4,510	4,147	4,610	4,589	5,345	4,764
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	4,211	4,041	4,510	4,147	4,610	4,589	5,345	4,764
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,321	2,477	2,120	2,531	2,331	2,395	1,652	2,244

ЭС Смоленской области
Потребность (потребление электрической энергии)	6,257	6,091	6,515	6,594	6,630	6,671	6,687	6,724
Покрытие (производство электрической энергии)	22,457	21,448	23,681	20,465	19,335	22,494	20,971	24,069
в том числе:
АЭС	19,992	19,080	21,000	17,970	16,544	19,635	17,476	21,000
ГЭС
ТЭС	2,465	2,368	2,681	2,495	2,791	2,859	3,495	3,069
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-16,201	-15,357	-17,166	-13,871	-12,705	-15,823	-14,284	-17,345

ЭС Тамбовской области
Потребность (потребление электрической энергии)	3,622	3,355	3,456	3,621	3,668	3,727	3,720	3,726
Покрытие (производство электрической энергии)	0,849	0,731	0,766	0,733	0,793	0,791	0,970	0,881
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,849	0,731	0,766	0,733	0,793	0,791	0,970	0,881
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,774	2,624	2,690	2,888	2,875	2,936	2,750	2,845

ЭС Тверской области
Потребность (потребление электрической энергии)	8,245	7,926	8,760	8,653	8,991	8,997	9,007	9,070
Покрытие (производство электрической энергии)	38,223	34,938	36,041	37,836	41,258	41,178	43,007	41,383
в том числе:
АЭС	31,040	27,810	28,000	25,993	28,000	28,000	28,000	28,000
ГЭС	0,007	0,009	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008	0,008
ТЭС	7,176	7,119	8,033	11,835	13,250	13,170	14,999	13,375
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-29,978	-27,012	-27,281	-29,183	-32,267	-32,181	-34,000	-32,313

ЭС Тульской области
Потребность (потребление электрической энергии)	10,290	10,265	10,692	11,250	11,681	11,806	12,209	12,265
Покрытие (производство электрической энергии)	5,296	5,880	6,424	5,903	6,139	6,107	6,728	6,234
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	5,296	5,880	6,424	5,903	6,139	6,107	6,728	6,234
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	4,994	4,385	4,268	5,347	5,542	5,699	5,481	6,031

ЭС Ярославской области
Потребность (потребление электрической энергии)	8,283	8,014	8,178	8,360	8,378	8,416	8,418	8,467
Покрытие (производство электрической энергии)	6,638	5,920	6,506	5,921	6,345	6,311	6,930	6,439
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,313	1,222	1,186	1,186	1,186	1,186	1,186	1,186
ТЭС	5,325	4,698	5,320	4,735	5,159	5,125	5,744	5,253
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,645	2,094	1,672	2,439	2,033	2,105	1,488	2,028

______________________________

* ( - ) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой

ОЭС Средней Волги	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Потребление электрической энергии ОЭС	109,085	104,528	109,712	112,322	113,528	114,855	115,057	115,599

Покрытие	110,223	105,058	107,742	110,352	111,558	112,885	113,087	112,629
в том числе:
АЭС	30,198	31,330	28,300	28,300	28,300	28,300	28,300	28,300
ГЭС	23,113	21,811	20,310	20,310	20,310	20,310	20,310	20,310
ТЭС	56,563	51,558	58,536	61,086	62,222	62,779	62,981	62,523
ВЭС, СЭС	0,348	0,359	0,596	0,656	0,726	1,496	1,496	1,496
Сальдо перетоков электрической энергии*	-1,138	-0,530	1,970	1,970	1,970	1,970	1,970	2,970

ЭС Республики Марий Эл
Потребность (потребление электрической энергии)	2,661	2,678	2,646	2,646	2,651	2,665	2,662	2,668
Покрытие (производство электрической энергии)	0,885	0,848	0,934	0,978	1,001	1,008	0,999	0,972
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,885	0,848	0,934	0,978	1,001	1,008	0,999	0,972
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,776	1,830	1,712	1,668	1,650	1,657	1,663	1,696

ЭС Республики Мордовия
Потребность (потребление электрической энергии)	3,335	3,374	3,353	3,383	3,409	3,430	3,427	3,437
Покрытие (производство электрической энергии)	1,577	1,402	1,624	1,709	1,750	1,767	1,745	1,697
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,577	1,402	1,624	1,709	1,750	1,767	1,745	1,697
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,758	1,972	1,729	1,674	1,659	1,663	1,682	1,740

ЭС Нижегородской области
Потребность (потребление электрической энергии)	20,898	19,650	21,221	21,482	21,716	22,207	22,291	22,539
Покрытие (производство электрической энергии)	9,754	8,350	9,740	10,115	10,293	10,363	10,278	10,053
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,773	1,588	1,510	1,510	1,510	1,510	1,510	1,510
ТЭС	7,982	6,762	8,230	8,605	8,783	8,853	8,768	8,543
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	11,143	11,300	11,481	11,367	11,423	11,844	12,013	12,486

ЭС Пензенской области
Потребность (потребление электрической энергии)	4,944	4,377	4,737	5,044	5,091	5,209	5,237	5,256
Покрытие (производство электрической энергии)	1,041	1,078	1,203	1,256	1,286	1,300	1,286	1,257
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	1,041	1,078	1,203	1,256	1,286	1,300	1,286	1,257
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	3,903	3,299	3,534	3,788	3,805	3,909	3,951	3,999

ЭС Самарской области
Потребность (потребление электрической энергии)	23,263	21,786	23,132	23,921	24,055	24,357	24,468	24,580
Покрытие (производство электрической энергии)	22,006	20,442	20,897	21,195	21,393	21,808	21,811	21,584
в том числе:
АЭС
ГЭС	11,048	10,528	9,600	9,600	9,600	9,600	9,600	9,600
ТЭС	10,870	9,824	11,162	11,460	11,626	11,690	11,693	11,466
ВЭС, СЭС	0,088	0,090	0,135	0,135	0,167	0,518	0,518	0,518
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,257	1,344	2,235	2,726	2,662	2,549	2,657	2,996

ЭС Саратовской области
Потребность (потребление электрической энергии)	12,676	12,382	13,031	13,270	13,473	13,545	13,614	13,674
Покрытие (производство электрической энергии)	39,342	39,807	36,979	37,324	37,415	37,854	37,838	37,754
в том числе:
АЭС	29,995	31,030	28,000	28,000	28,000	28,000	28,000	28,000
ГЭС	5,884	5,706	5,400	5,400	5,400	5,400	5,400	5,400
ТЭС	3,409	3,017	3,476	3,761	3,814	3,834	3,818	3,734
ВЭС, СЭС	0,053	0,055	0,103	0,163	0,201	0,620	0,620	0,620
Сальдо перетоков электрической энергии*	-26,666	-27,425	-23,948	-24,054	-23,942	-24,309	-24,224	-24,080

ЭС Республики Татарстан
Потребность (потребление электрической энергии)	30,590	30,031	30,752	31,556	32,004	32,244	32,195	32,246
Покрытие (производство электрической энергии)	28,880	26,218	28,870	30,051	30,582	30,903	31,302	31,627
в том числе:
АЭС
ГЭС	2,300	1,761	1,700	1,700	1,700	1,700	1,700	1,700
ТЭС	26,580	24,457	27,170	28,351	28,882	29,203	29,602	29,927
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,711	3,813	1,882	1,505	1,422	1,341	0,893	0,619

ЭС Ульяновской области
Потребность (потребление электрической энергии)	5,612	5,353	5,680	5,813	5,897	5,929	5,901	5,886
Покрытие (производство электрической энергии)	2,608	2,674	3,023	3,160	3,228	3,254	3,218	3,141
в том числе:
АЭС	0,203	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
ГЭС
ТЭС	2,199	2,160	2,365	2,502	2,570	2,596	2,560	2,483
ВЭС, СЭС	0,207	0,214	0,358	0,358	0,358	0,358	0,358	0,358
Сальдо перетоков электрической энергии*	3,003	2,679	2,657	2,653	2,669	2,675	2,683	2,745

ЭС Чувашской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)	5,108	4,897	5,160	5,207	5,232	5,269	5,262	5,313
Покрытие (производство электрической энергии)	4,130	4,239	4,472	4,564	4,610	4,628	4,610	4,544
в том числе:
АЭС
ГЭС	2,109	2,229	2,100	2,100	2,100	2,100	2,100	2,100
ТЭС	2,021	2,010	2,372	2,464	2,510	2,528	2,510	2,444
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	0,978	0,658	0,688	0,643	0,622	0,641	0,652	0,769

______________________________

* ( - ) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой

ОЭС Юга	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Потребление электрической энергии ОЭС	101,283	99,174	104,036	106,269	108,258	110,447	110,984	111,766

Покрытие	103,064	98,751	104,652	107,888	109,882	112,076	113,118	113,405
в том числе:
АЭС	33,887	30,900	28,212	28,212	28,212	28,212	28,212	28,212
ГЭС	19,744	21,232	21,763	21,853	21,994	22,028	22,028	22,028
ГАЭС	0,098	0,153	0,096	0,096	0,096	0,096	0,096	0,096
ТЭС	48,506	45,032	50,314	52,329	53,160	55,131	56,078	56,365
ВЭС, СЭС	0,828	1,434	4,267	5,399	6,421	6,610	6,705	6,705
Сальдо перетоков электрической энергии*	-1,781	-0,423	-0,616	-1,619	-1,624	-1,629	-2,134	-1,639

ЭС Астраханской области
Потребность (потребление электрической энергии)	4,286	4,237	4,360	4,506	4,561	4,690	4,691	4,712
Покрытие (производство электрической энергии)	4,106	3,276	3,833	4,441	4,493	4,646	4,718	4,739
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3,833	2,908	3,338	3,292	3,344	3,497	3,569	3,590
ВЭС, СЭС	0,273	0,368	0,495	1,149	1,149	1,149	1,149	1,149
Сальдо перетоков электрической энергии*	0,180	0,961	0,527	0,065	0,068	0,044	-0,027	-0,027

ЭС Волгоградской области
Потребность (потребление электрической энергии)	16,224	16,330	16,560	16,832	17,024	17,293	17,232	17,254
Покрытие (производство электрической энергии)	16,819	15,469	15,621	15,842	16,373	16,725	16,826	16,855
в том числе:
АЭС
ГЭС	12,419	12,049	11,642	11,642	11,642	11,642	11,642	11,642
ТЭС	4,388	3,355	3,772	3,791	3,850	4,060	4,161	4,190
ВЭС, СЭС	0,012	0,065	0,207	0,409	0,881	1,023	1,023	1,023
Сальдо перетоков электрической энергии*	-0,595	0,861	0,939	0,990	0,651	0,569	0,407	0,400

ЭС Чеченской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)	3,045	3,080	3,058	3,104	3,129	3,168	3,174	3,193
Покрытие (производство электрической энергии)	0,705	1,421	1,629	1,597	1,618	1,680	1,710	1,718
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,008	0,007	0,007	0,007	0,007	0,007	0,007	0,007
ТЭС	0,698	1,414	1,622	1,590	1,611	1,673	1,703	1,711
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,339	1,659	1,430	1,508	1,512	1,489	1,465	1,476

ЭС Республики Дагестан
Потребность (потребление электрической энергии)	6,652	6,659	6,650	6,752	6,817	6,904	6,926	7,018
Покрытие (производство электрической энергии)	4,117	5,029	5,266	5,269	5,269	5,269	5,267	5,267
в том числе:
АЭС
ГЭС	4,063	4,972	5,208	5,208	5,208	5,208	5,208	5,208
ТЭС	0,053	0,057	0,058	0,061	0,061	0,061	0,059	0,059
ВЭС, СЭС	0,000
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,535	1,630	1,384	1,483	1,548	1,635	1,659	1,751

ЭС Республики Ингушетия
Потребность (потребление электрической энергии)	0,807	0,806	0,834	0,853	0,887	0,901	0,902	0,908
Покрытие (производство электрической энергии)	0	0	0	0	0	0	0	0
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	0,807	0,806	0,834	0,853	0,887	0,901	0,902	0,908

ЭС Кабардино-Балкарской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)	1,677	1,664	1,733	1,742	1,754	1,776	1,779	1,788
Покрытие (производство электрической энергии)	0,412	0,647	0,748	0,748	0,748	0,748	0,748	0,748
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,409	0,642	0,743	0,743	0,743	0,743	0,743	0,743
ТЭС	0,003	0,005	0,005	0,005	0,005	0,005	0,005	0,005
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,265	1,017	0,985	0,994	1,006	1,028	1,031	1,040

ЭС Республики Калмыкия
Потребность (потребление электрической энергии)	0,782	0,781	0,779	0,782	0,801	0,881	0,886	0,896
Покрытие (производство электрической энергии)	0,106	0,170	0,754	0,781	0,808	0,810	0,810	0,810
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,102	0,108	0,109	0,109	0,109	0,111	0,111	0,111
ВЭС, СЭС	0,004	0,062	0,645	0,672	0,699	0,699	0,699	0,699
Сальдо перетоков электрической энергии*	0,676	0,611	0,025	0,001	-0,007	0,071	0,076	0,086

ЭС Карачаево-Черкесской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)	1,382	1,417	1,434	1,452	1,486	1,500	1,504	1,515
Покрытие (производство электрической энергии)	0,503	0,607	0,687	0,781	0,923	0,958	0,959	0,959
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,375	0,358	0,478	0,568	0,709	0,743	0,743	0,743
ГАЭС	0,083	0,144	0,085	0,085	0,085	0,085	0,085	0,085
ТЭС	0,046	0,105	0,124	0,128	0,129	0,130	0,131	0,131
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	0,879	0,810	0,747	0,671	0,563	0,542	0,545	0,556

ЭС Республики Адыгея и Краснодарского края
Потребность (потребление электрической энергии)	27,628	27,141	28,461	29,394	30,488	31,561	31,983	32,282
Покрытие (производство электрической энергии)	10,366	9,661	11,253	13,440	13,603	14,050	14,294	14,347
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,361	0,399	0,383	0,383	0,383	0,383	0,383	0,383
ТЭС	10,004	9,262	10,570	12,757	12,920	13,367	13,611	13,664
ВЭС, СЭС		0,000	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Сальдо перетоков электрической энергии*	17,262	17,480	17,208	15,954	16,885	17,511	17,689	17,935

ЭС Республики Крым и г. Севастополь
Потребность (потребление электрической энергии)	7,843	7,696	8,356	8,571	8,754	8,955	9,076	9,222
Покрытие (производство электрической энергии)	6,611	6,668	6,755	6,870	7,053	7,154	7,175	7,221
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6,101	6,136	6,226	6,341	6,524	6,625	6,646	6,692
ВЭС, СЭС	0,510	0,532	0,529	0,529	0,529	0,529	0,529	0,529
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,232	1,028	1,601	1,701	1,701	1,801	1,901	2,001

ЭС Ростовской области
Потребность (потребление электрической энергии)	18,882	17,693	19,365	19,559	19,684	19,838	19,842	19,925
Покрытие (производство электрической энергии)	44,329	40,083	39,313	39,530	39,700	40,149	40,365	40,425
в том числе:
АЭС	33,887	30,900	28,212	28,212	28,212	28,212	28,212	28,212
ГЭС	0,509	0,633	0,611	0,611	0,611	0,611	0,611	0,611
ТЭС	9,933	8,301	9,359	9,374	9,544	9,993	10,209	10,269
ВЭС, СЭС		0,249	1,131	1,333	1,333	1,333	1,333	1,333
Сальдо перетоков электрической энергии*	-25,447	-22,390	-19,948	-19,971	-20,016	-20,311	-20,523	-20,500

ЭС Республики Северная Осетия - Алания
Потребность (потребление электрической энергии)	1,721	1,682	1,774	1,783	1,839	1,851	1,846	1,850
Покрытие (производство электрической энергии)	0,301	0,699	1,136	1,136	1,136	1,136	1,136	1,136
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,301	0,699	1,136	1,136	1,136	1,136	1,136	1,136
ТЭС
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,420	0,983	0,639	0,648	0,704	0,716	0,711	0,715

ЭС Ставропольского края
Потребность (потребление электрической энергии)	10,355	9,988	10,672	10,939	11,034	11,129	11,143	11,203
Покрытие (производство электрической энергии)	14,690	15,022	17,657	17,454	18,159	18,753	19,112	19,182
в том числе:
АЭС
ГЭС	1,300	1,474	1,556	1,556	1,556	1,556	1,556	1,556
ГАЭС	0,015	0,010	0,011	0,011	0,011	0,011	0,011	0,011
ТЭС	13,345	13,381	15,131	14,881	15,063	15,609	15,873	15,943
ВЭС, СЭС	0,030	0,157	0,960	1,007	1,530	1,578	1,673	1,673
Сальдо перетоков электрической энергии*	-4,335	-5,034	-6,985	-6,515	-7,125	-7,624	-7,969	-7,979

______________________________

* ( - ) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой

ОЭС Урала	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Потребление электрической энергии ОЭС	260,357	249,505	256,234	265,725	270,717	274,888	276,441	278,330

Покрытие	265,652	252,696	261,430	270,921	275,913	280,084	282,341	284,230
в том числе:
АЭС	9,779	10,290	10,395	10,246	10,240	10,038	10,395	10,283
ГЭС	7,415	5,497	4,965	4,965	4,965	4,965	4,965	4,965
ТЭС	248,125	236,478	245,466	255,018	259,864	264,237	266,137	268,138
ВЭС, СЭС	0,333	0,431	0,604	0,692	0,844	0,844	0,844	0,844
Сальдо перетоков электрической энергии*	-5,295	-3,191	-5,196	-5,196	-5,196	-5,196	-5,900	-5,900

ЭС Республики Башкортостан
Потребность (потребление электрической энергии)	27,430	26,858	27,532	28,072	28,227	28,581	28,668	28,868
Покрытие (производство электрической энергии)	26,578	24,724	25,364	26,341	27,021	27,463	27,702	27,810
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,866	0,804	0,746	0,746	0,746	0,746	0,746	0,746
ТЭС	25,660	23,866	24,490	25,440	26,092	26,534	26,773	26,881
ВЭС, СЭС	0,053	0,055	0,129	0,156	0,184	0,184	0,184	0,184
Сальдо перетоков электрической энергии*	0,852	2,134	2,168	1,731	1,206	1,118	0,966	1,058

ЭС Кировской области
Потребность (потребление электрической энергии)	7,154	6,972	7,218	7,241	7,254	7,306	7,324	7,364
Покрытие (производство электрической энергии)	4,309	3,968	4,097	4,292	4,351	4,410	4,422	4,435
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	4,309	3,968	4,097	4,292	4,351	4,410	4,422	4,435
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,845	3,004	3,121	2,949	2,903	2,896	2,902	2,929

ЭС Курганской области
Потребность (потребление электрической энергии)	4,442	4,195	4,496	4,501	4,516	4,547	4,532	4,551
Покрытие (производство электрической энергии)	3,191	2,898	2,960	3,045	3,116	3,181	3,184	3,232
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3,191	2,898	2,960	3,045	3,116	3,181	3,184	3,232
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	1,252	1,297	1,536	1,456	1,400	1,366	1,348	1,319

ЭС Оренбургской области
Потребность (потребление электрической энергии)	15,458	15,301	15,490	15,530	15,644	15,769	15,780	15,891
Покрытие (производство электрической энергии)	10,376	11,231	11,648	11,957	12,330	12,550	12,677	12,731
в том числе:
АЭС
ГЭС	0,036	0,074	0,075	0,075	0,075	0,075	0,075	0,075
ТЭС	10,060	10,780	11,097	11,345	11,594	11,814	11,941	11,995
ВЭС, СЭС	0,281	0,377	0,476	0,536	0,660	0,660	0,660	0,660
Сальдо перетоков электрической энергии*	5,081	4,070	3,842	3,573	3,314	3,219	3,103	3,160

ЭС Пермского края
Потребность (потребление электрической энергии)	23,913	22,779	23,991	24,877	25,130	25,664	25,844	26,127
Покрытие (производство электрической энергии)	31,012	30,692	31,154	32,142	32,489	32,808	32,862	32,933
в том числе:
АЭС
ГЭС	6,494	4,598	4,125	4,125	4,125	4,125	4,125	4,125
ТЭС	24,518	26,094	27,029	28,017	28,364	28,683	28,737	28,808
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-7,099	-7,913	-7,163	-7,265	-7,359	-7,144	-7,018	-6,806

ЭС Свердловской области
Потребность (потребление электрической энергии)	43,079	41,545	43,365	43,764	44,077	44,478	44,857	45,016
Покрытие (производство электрической энергии)	56,240	53,011	54,409	56,120	56,735	57,292	57,982	58,065
в том числе:
АЭС	9,779	10,290	10,395	10,246	10,240	10,038	10,395	10,283
ГЭС	0,020	0,021	0,019	0,019	0,019	0,019	0,019	0,019
ТЭС	46,442	42,700	43,995	45,855	46,476	47,235	47,568	47,763
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-13,162	-11,466	-11,044	-12,356	-12,658	-12,814	-13,125	-13,049

ЭС Тюменской области, ЯНАО, ХМАО
Потребность (потребление электрической энергии)	93,596	88,087	89,431	95,833	99,488	101,569	102,373	103,280
Покрытие (производство электрической энергии)	101,666	94,672	98,612	102,690	104,566	105,873	106,291	107,048
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	101,666	94,672	98,612	102,690	104,566	105,873	106,291	107,048
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-8,070	-6,585	-9,181	-6,857	-5,078	-4,304	-3,918	-3,768

ЭС Удмуртской Республики
Потребность (потребление электрической энергии)	9,702	8,854	9,229	9,727	9,897	9,950	9,938	9,970
Покрытие (производство электрической энергии)	3,728	3,532	3,630	3,813	3,972	4,060	4,077	4,100
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3,728	3,532	3,630	3,813	3,972	4,060	4,077	4,100
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	5,974	5,322	5,599	5,914	5,925	5,890	5,861	5,870

ЭС Челябинской области
Потребность (потребление электрической энергии)	35,584	34,914	35,482	36,180	36,484	37,024	37,125	37,263
Покрытие (производство электрической энергии)	28,552	27,968	29,556	30,521	31,333	32,447	33,144	33,876
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	28,552	27,968	29,556	30,521	31,333	32,447	33,144	33,876
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	7,032	6,946	5,926	5,659	5,151	4,577	3,981	3,387

______________________________

* ( - ) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой

ОЭС Сибири	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Потребление электрической энергии ОЭС	211,423	209,701	216,190	223,301	225,548	230,774	231,402	232,608

Покрытие	208,696	207,822	214,380	221,280	223,278	228,228	228,856	230,062
в том числе:
АЭС
ГЭС	107,786	100,213	107,377	107,377	107,377	107,377	107,377	107,377
ТЭС	100,824	107,348	106,496	113,304	115,219	120,169	120,797	122,003
ВЭС, СЭС	0,085	0,261	0,507	0,599	0,682	0,682	0,682	0,682
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,728	1,879	1,810	2,021	2,270	2,546	2,546	2,546

ЭС Республики Алтай и Алтайского края
Потребность (потребление электрической энергии)	10,608	10,195	10,815	10,886	10,901	10,947	10,914	10,955
Покрытие (производство электрической энергии)	6,276	7,108	7,140	7,669	7,729	8,096	8,096	8,155
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6,217	6,980	6,949	7,390	7,417	7,784	7,784	7,843
ВЭС, СЭС	0,060	0,128	0,191	0,279	0,312	0,312	0,312	0,312
Сальдо перетоков электрической энергии*	4,332	3,087	3,675	3,217	3,172	2,851	2,818	2,800

ЭС Республики Бурятия
Потребность (потребление электрической энергии)	5,550	5,550	5,648	5,735	5,848	5,986	6,052	6,070
Покрытие (производство электрической энергии)	5,264	5,932	6,013	6,549	6,623	7,030	7,029	7,082
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	5,246	5,844	5,811	6,342	6,367	6,774	6,773	6,826
ВЭС, СЭС	0,017	0,088	0,202	0,207	0,256	0,256	0,256	0,256
Сальдо перетоков электрической энергии*	0,286	-0,382	-0,365	-0,813	-0,775	-1,044	-0,977	-1,012

ЭС Иркутской области
Потребность (потребление электрической энергии)	55,481	56,283	58,533	63,380	64,156	64,844	64,825	65,068
Покрытие (производство электрической энергии)	57,577	55,477	59,806	60,511	61,076	62,117	62,120	62,273
в том числе:
АЭС
ГЭС	44,865	41,990	46,360	46,360	46,360	46,360	46,360	46,360
ТЭС	12,712	13,487	13,446	14,151	14,716	15,757	15,760	15,913
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-2,097	0,806	-1,273	2,869	3,080	2,727	2,705	2,795

ЭС Красноярского края
Потребность (потребление электрической энергии)	47,010	47,276	48,408	48,715	49,136	52,560	52,970	53,569
Покрытие (производство электрической энергии)	59,745	62,435	63,819	66,240	67,356	68,262	68,832	69,403
в том числе:
АЭС
ГЭС	35,790	34,473	35,990	35,990	35,990	35,990	35,990	35,990
ТЭС	23,955	27,962	27,829	30,250	31,366	32,272	32,842	33,413
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-12,735	-15,159	-15,411	-17,525	-18,220	-15,702	-15,862	-15,834

ЭС Кемеровской области
Потребность (потребление электрической энергии)	31,755	31,451	31,747	32,013	32,248	32,393	32,370	32,479
Покрытие (производство электрической энергии)	22,195	22,431	22,311	23,236	23,291	24,238	24,249	24,403
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	22,195	22,431	22,311	23,236	23,291	24,238	24,249	24,403
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	9,559	9,020	9,436	8,777	8,957	8,155	8,121	8,076

ЭС Новосибирской области
Потребность (потребление электрической энергии)	16,381	15,913	16,557	16,688	16,780	16,865	16,848	16,916
Покрытие (производство электрической энергии)	13,198	12,817	12,518	13,271	13,323	13,914	13,909	14,012
в том числе:
АЭС
ГЭС	2,047	1,928	1,687	1,687	1,687	1,687	1,687	1,687
ТЭС	11,151	10,889	10,831	11,584	11,636	12,227	12,222	12,325
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	3,183	3,096	4,039	3,417	3,457	2,951	2,939	2,904

ЭС Омской области
Потребность (потребление электрической энергии)	10,681	10,136	10,959	11,255	11,521	11,572	11,542	11,559
Покрытие (производство электрической энергии)	6,131	7,234	7,252	7,507	7,503	7,630	7,656	7,674
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	6,131	7,234	7,198	7,453	7,449	7,576	7,602	7,620
ВЭС, СЭС			0,054	0,054	0,054	0,054	0,054	0,054
Сальдо перетоков электрической энергии*	4,551	2,902	3,707	3,748	4,018	3,942	3,886	3,885

ЭС Республики Тыва
Потребность (потребление электрической энергии)	0,806	0,815	0,827	0,879	0,923	1,127	1,170	1,204
Покрытие (производство электрической энергии)	0,036	0,039	0,038	0,041	0,041	0,044	0,044	0,044
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	0,036	0,039	0,038	0,041	0,041	0,044	0,044	0,044
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	0,770	0,776	0,789	0,838	0,882	1,083	1,126	1,160

ЭС Томской области
Потребность (потребление электрической энергии)	8,322	7,353	7,494	8,361	8,371	8,423	8,426	8,438
Покрытие (производство электрической энергии)	3,212	3,451	3,103	3,281	3,320	3,396	3,423	3,438
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	3,212	3,451	3,103	3,281	3,320	3,396	3,423	3,438
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	5,110	3,902	4,391	5,080	5,051	5,027	5,003	5,000

ЭС Республики Хакасия
Потребность (потребление электрической энергии)	16,684	16,498	16,888	16,930	16,955	17,026	16,988	17,017
Покрытие (производство электрической энергии)	27,679	24,011	25,513	25,675	25,688	25,816	25,814	25,836
в том числе:
АЭС
ГЭС	25,084	21,822	23,340	23,340	23,340	23,340	23,340	23,340
ТЭС	2,589	2,183	2,167	2,329	2,342	2,470	2,468	2,490
ВЭС, СЭС	0,006	0,006	0,006	0,006	0,006	0,006	0,006	0,006
Сальдо перетоков электрической энергии*	-10,995	-7,513	-8,625	-8,745	-8,733	-8,790	-8,826	-8,819

ЭС Забайкальского края
Потребность (потребление электрической энергии)	8,146	8,231	8,314	8,459	8,709	9,031	9,297	9,333
Покрытие (производство электрической энергии)	7,382	6,887	6,867	7,301	7,328	7,685	7,684	7,742
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	7,380	6,848	6,813	7,247	7,274	7,631	7,630	7,688
ВЭС, СЭС	0,002	0,039	0,054	0,054	0,054	0,054	0,054	0,054
Сальдо перетоков электрической энергии*	0,764	1,344	1,447	1,158	1,381	1,346	1,613	1,591

______________________________

* ( - ) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой

ОЭС Востока	2019 факт	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность:
Потребление электрической энергии ОЭС	40,308	41,026	41,271	42,116	43,239	44,915	46,650	49,008

Покрытие	43,819	44,396	44,641	45,697	47,069	49,021	50,956	53,314
в том числе:
АЭС
ГЭС	16,588	16,312	17,703	17,703	17,703	17,703	17,703	17,703
ТЭС	27,231	28,084	26,938	27,994	29,366	31,318	33,253	35,611
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-3,511	-3,370	-3,370	-3,581	-3,830	-4,106	-4,306	-4,306

ЭС Амурской области
Потребность (потребление электрической энергии)	8,863	9,064	9,081	9,344	9,778	10,569	11,945	13,472
Покрытие (производство электрической энергии)	15,607	15,379	16,672	16,925	17,190	17,510	17,950	18,182
в том числе:
АЭС
ГЭС	13,150	12,820	14,123	14,123	14,123	14,123	14,123	14,123
ТЭС	2,458	2,559	2,549	2,802	3,067	3,387	3,827	4,059
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-6,744	-6,315	-7,591	-7,581	-7,412	-6,941	-6,005	-4,710

ЭС Хабаровского края и ЕАО
Потребность (потребление электрической энергии)	10,487	10,539	10,533	10,700	10,954	11,233	11,414	12,046
Покрытие (производство электрической энергии)	8,347	9,010	8,885	9,135	9,462	10,387	10,478	11,304
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	8,347	9,010	8,885	9,135	9,462	10,387	10,478	11,304
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,140	1,529	1,648	1,565	1,492	0,846	0,936	0,742

ЭС Приморского края
Потребность (потребление электрической энергии)	13,345	13,655	13,840	14,009	14,322	14,516	14,606	14,667
Покрытие (производство электрической энергии)	11,323	11,466	11,007	11,400	11,701	12,035	12,918	14,354
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	11,323	11,466	11,007	11,400	11,701	12,035	12,918	14,354
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	2,022	2,189	2,833	2,609	2,621	2,481	1,688	0,313

ЭС Республики Саха (Якутия)**
Потребность (потребление электрической энергии)	7,613	7,768	7,817	8,063	8,185	8,597	8,685	8,823
Покрытие (производство электрической энергии)	8,541	8,541	8,077	8,237	8,716	9,089	9,610	9,474
в том числе:
АЭС
ГЭС	3,439	3,492	3,580	3,580	3,580	3,580	3,580	3,580
ТЭС	5,103	5,049	4,497	4,657	5,136	5,509	6,030	5,894
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии*	-0,928	-0,773	-0,260	-0,174	-0,531	-0,492	-0,925	-0,651

______________________________

* ( - ) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой

** Учитывается присоединение к ОЭС Востока Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) с 2019 года

Приложение N 14

к схеме и программе развития

Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,

утвержденным приказом Минэнерго России

от 30 июня 2020 г. N 508

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 2020-2026 годов по ОЭС Северо-Запада

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 2020-2026 годов по ОЭС Центра

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 2020-2026 годов по ОЭС Юга

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 2020-2026 годов по ОЭС Урала

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 2020-2026 годов по ОЭС Сибири

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 2020-2026 годов по ОЭС Востока

Приложение N 15
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

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 2020-2026 годов по ОЭС Северо-Запада

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 2020-2026 годов по ОЭС Центра

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 2020-2026 годов по ОЭС Юга

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 2020-2026 годов по ОЭС Урала

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 2020-2026 годов по ОЭС Востока

Приложение N 16

к схеме и программе развития

Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,

утвержденным приказом Минэнерго России

от 30 июня 2020 г. N 508

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 2020-2026 годов по ОЭС Северо-Запада

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 2020-2026 годов по ОЭС Центра

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 2020-2026 годов по ОЭС Юга

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 2020-2026 годов по ОЭС Средней Волги

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 2020-2026 годов по ОЭС Урала

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 2020-2026 годов по ОЭС Сибири

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 2020-2026 годов по ОЭС Востока

Приложение N 17
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Перечень реализуемых и перспективных проектов по реновации объектов электросетевого хозяйства Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2020-2026 годов по ОЭС Северо-Запада

Перечень реализуемых и перспективных проектов по реновации объектов электросетевого хозяйства Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2020-2026 годов по ОЭС Центра

Перечень реализуемых и перспективных проектов по реновации объектов электросетевого хозяйства Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2020-2026 годов по ОЭС Юга

Перечень реализуемых и перспективных проектов по реновации объектов электросетевого хозяйства Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2020-2026 годов по ОЭС Средней Волги

Перечень реализуемых и перспективных проектов по реновации объектов электросетевого хозяйства Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2020-2026 годов по ОЭС Урала

Перечень реализуемых и перспективных проектов по реновации объектов электросетевого хозяйства Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2020-2026 годов по ОЭС Сибири

Перечень реализуемых и перспективных проектов по реновации объектов электросетевого хозяйства Единой национальной (общероссийской) электрической сети на период 2020-2026 годов по ОЭС Востока

Приложение N 18
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Перечень реализованных проектов по развитию Единой национальной (общероссийской) электрической сети, находящихся под напряжением и по которым планируется ввод в эксплуатацию в 2020-2026 годы по ОЭС Северо-Запада

N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	Технические характеристики объектов проекта	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
	750 кВ
1	Строительство одноцепной ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская протяженностью 473 км	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, Вологодской области	2021	472,88 км, 660 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
2	Установка ШР 750 кВ на ПС 750 кВ Ленинградская	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2021	990 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности блока N 5 Ленинградской АЭС
	330 кВ
3	Строительство ВЛ 330 кВ Гатчинская - Лужская с ПС 330 кВ Лужская	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2021	92,16 км, 250 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения существующих и создание возможности технологического присоединения новых потребителей Лужского района Ленинградской области
4	Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - Кингисеппская	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2021	82,01 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности блока N 5 Ленинградской АЭС
5	Строительство одноцепной КВЛ 330 кВ Копорская - Пулковская - Южная протяженностью 110,76 км	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2022	90 км (ВЛ), 20,76 км (КЛ)	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности блока N 5 Ленинградской АЭС
	Реконструкция ПС 330 кВ Пулковская в части установки двух шунтирующих реакторов 330 кВ суммарной мощностью 150 Мвар (1хШР-100 Мвар и 1хШР-50 Мвар)	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2022	100 Мвар, 50 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности блока N 5 Ленинградской АЭС
	Реконструкция ПС 330 кВ Южная в части установки шунтирующего реактора 330 кВ мощностью 100 Мвар (1хШР-100 Мвар)	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2022	100 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности блока N 5 Ленинградской АЭС
6	Расширение и реконструкция подстанции Западная СПб	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2021	200 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
6	Расширение и реконструкция подстанции Западная СПб	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2021	160 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
7	Замена трансформаторов Т-3, Т-4 110/35/6 кВ 25 МВА ПС 330 кВ Восточная на трансформаторы большей мощности связанное с технологическим присоединением ООО "ИЦВА"	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2022	80 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение ООО "ИЦВА"
8	Строительство ВЛ 330 кВ Кольская АЭС - Княжегубская ГЭС - ПС 330/110/35 кВ Лоухи - Путкинская ГЭС - ОРУ 330 кВ Ондской ГЭС (1 и 2 участки)	Республики Карелия, Мурманской области	2021	198,43 км, 2х250 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Республики Карелия и Мурманской области. Реализовано в рамках проекта "Строительство ВЛ 330 кВ Кольская АЭС - Княжегубская ГЭС - ПС 330/110/35 кВ Лоухи - Путкинская ГЭС - ОРУ 330 кВ Ондской ГЭС (1 и 2 участки)"
9	Реконструкция ПС 330 кВ Старорусская в части установки шунтирующего реактора 330 кВ мощностью 180 Мвар (1хШР-180 Мвар)	Новгородской области	2021	180 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
	Реконструкция ПС 330 кВ Новосокольники с установкой одного выключателя 330 кВ и установкой ШР 330 кВ 100 Мвар	Псковской области		100 Мвар
	Реконструкция ПС Великорецкая с установкой двух ШР 10 кВ по 29,7 Мвар в обмотки 10 кВ АТ 330 кВ	Псковской области		2х29,7 Мвар
10	Комплексная реконструкция и техническое перевооружение ПС 220 кВ Завод Ильича в г. С.-Петербурге (1 и 2 этапы)	г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2023	650 МВА, 0,2 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения существующих и создание возможности технологического присоединения новых потребителей г. Санкт-Петербург и Ленинградской области
10		г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области	2023	160 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"
11	Строительство одноцепной ВЛ 330 кВ Лужская - Псков ориентировочной протяженностью 160,7 км (1х160,7 км) с ШР 10 кВ 2*29,7 Мвар на ПС Псков	Псковской области	2021	161,24км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
11		Псковской области	2021	2х29,7 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Усиление межсистемной связи ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра
12	Строительство ПС 330 кВ Мурманская трансформаторной мощностью 250 МВА. Строительство заходов ВЛ 330 кВ Серебрянская ГЭС-15 - Выходной на ПС 330 кВ Мурманская ориентировочной протяженностью 8,93 км (2х4,46 км)	Мурманской области	2026	8,93 км, 250 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ПАО "МРСК Северо-Запада", АО "МОЭСК")
	220 кВ
13	Расширение ПС 220 кВ Кизема (установка второго трансформатора 25 МВА, реконструкция ОРУ 220 кВ, РУ 10 кВ)	Архангельской бласти и Ненецкого автономного округа	2021	25 МВА, 20 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения существующих и создание возможности технологического присоединения новых потребителей Архангельской области
14	Замена АТ-1 мощностью 60 МВА на АТ мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Пикалевская в рамках титула "Замена АТ на Пикалевской"	Ленинградской области	2024	125 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
15	Строительство ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь в рамках титула "ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь"	Республики Коми	2022	252,8 км, 150 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Республики Коми Реализовано в рамках проекта "ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь".

Перечень реализованных проектов по развитию Единой национальной (общероссийской) электрической сети, находящихся под напряжением и по которым планируется ввод в эксплуатацию в 2020-2026 годы по ОЭС Центра

N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	Технические характеристики объектов проекта	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
	500 кВ
1	Строительство ПС 500 кВ Белобережская с установкой двух автотрансформаторов 500/220 кВ мощностью 501 МВА, ВЛ 220 кВ Белобережская - Цементная протяженностью 51,54 км, ВЛ 220 кВ Белобережская - Машзавод протяженностью 57,32 км и ВЛ 220 кВ Белобережская - Брянская протяженностью 71,8652 км	Брянской области	2022	2х501 МВА, 4,09 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения существующих и создание возможности технологического присоединения новых потребителей Брянской области. Реализовано в рамках проекта "Строительство ПС 500 кВ Белобережская с заходами ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая, ВЛ 220 кВ Белобережская - Цементная, ВЛ 220 кВ Белобережская - Машзавод и ВЛ 220 кВ Белобережская - Брянская".
				57,3 км
				51,54 км
2	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Очаково. Корректировка	г. Москвы и Московской области	2020	4х500 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей г. Москвы и Московской области
2		г. Москвы и Московской области	2020	5х250 МВА 4х100 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"
3	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500/220/110 кВ Бескудниково. Корректировка	г. Москвы и Московской области	2022	4х500 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей г. Москвы и Московской области
				2х200 МВА 4х100 МВА
				200 Мвар
4	ПС 500 кВ Каскадная с заходами ВЛ 500 и 220 кВ	г. Москвы и Московской области	2022	2х500 МВА 0,98 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения существующих и создание возможности технологического присоединения новых потребителей г. Москвы и Московской области
4	ПС 500 кВ Каскадная с заходами ВЛ 500 и 220 кВ	г. Москвы и Московской области	2022	2х250 МВА 4х100 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"
5	Строительство одноцепной ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 ориентировочной протяженностью 102,6 км (1х102,6 км) с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол в части установки линейной ячейки 500 кВ	Воронежской области, Белгородской области	2020	102,6 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности блока N 7 Нововоронежской АЭС (блока N 2 Нововоронежской АЭС-2)
6	Реконструкция ПС 500 кВ Чагино с заменой автотрансформатора 500/110 кВ мощностью 250 МВА на автотрансформатор 220/110 кВ мощностью 250 МВА в рамках проекта "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Чагино. Корректировка. 4-5 этапы"	г. Москвы и Московской области	2024	250 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов. Реализовано в рамках проекта "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Чагино"
7	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Пахра. Корректировка. (1 этап строительства)	г. Москвы и Московской области	2020	2х250 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов. Реализовано в рамках проекта "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Пахра. Корректировка".
	220 кВ
8	Техперевооружение ПС 220 кВ Заря. Замена ГТ-2 3х50 МВА на АТ 200 МВА	Владимирской области	2022	200 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
9	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Вичуга	Ивановской области	2022	250 МВА, 8,45 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
9		Ивановской области	2022	80 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
10	Реконструкция ВЛ 220 кВ Владимирская - Заря II цепь с отп. на ПС Районная и КВЛ 220 кВ Владимирская ТЭЦ-2 - Владимирская с отп. на ПС Районная	Владимирской области	2021	6,66 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения потребителей Владимирской области
11	Реконструкция ВЛ 220 кВ Ярославская - Тутаев, ВЛ 220 кВ Ярославская - Тверицкая. Двухцепные заходы на Ярославскую ТЭС (ПГУ-470 МВт)	Ярославской области	2020	40,75 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности Хуадань-Тенинской ТЭЦ
12	Некомплексная реконструкция ПС 220 кВ Компрессорная	Смоленской области	2020	125 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
13	Реконструкция ПС 220 кВ Ока с заменой автотрансформатора 220/110/6 кВ мощностью 90 МВА, автотрансформатора 220/110/6 кВ мощностью 200 МВА на два автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 200 МВА и два трансформатора 10/6 кВ мощностью 25 МВА и на 111 МВА до 526 МВА	Московской области	2025	2х63 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов. Реализуется в рамках проекта "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Ока".
14	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Правобережная. Корректировка.	Липецкой области	2023	4х150 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов. Реализовано в рамках проекта "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Правобережная. Корректировка".
15	Реконструкция ПС 220 кВ Ярцево с установкой двух автотрансформаторов 220/10 кВ мощностью по 250 МВА, трансформатора 10/35 кВ мощностью 6,3 МВА	Московской области	2025	2х250 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности Загорской ГАЭС-2. Реализовано в рамках проекта "ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС-Ярцево 1,2 с расширением ПС 220 кВ Ярцево и реконструкцией ВЛ 500 кВ Конаково - Трубино"
15		Московской области	2025	6,3 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"
16	Строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС-2 - Бутурлиновка ориентировочной протяженностью 121,36 км (1х121,36 км) со строительством ПС 220 кВ Бутурлиновка трансформаторной мощностью 125 МВА	Воронежской области	2024	120,56 км, 125 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности блока N 7 Нововоронежской АЭС (блока N 2 Нововоронежской АЭС-2)
17	Реконструкция ПС 220 кВ Ямская с заменой трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 40 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 20 МВА до 400 МВА в рамках проекта "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Ямская"	Рязанской области	2024	40 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов Реализовано в рамках проекта "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Ямская"
18	Реконструкция ПС 220 кВ Северная. Технологическое присоединение электроустановок ОАО "Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства"	Тульской области	2021	200 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение электроустановок ОАО "Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства".
19	Реконструкция ПС 220 кВ Мантурово с заменой трансформатора 220/35/10 кВ мощностью 15 МВА на трансформатор 16 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 1 МВА до 221 МВА	Костромской области	2021	16 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов Реализовано в рамках проекта "Техническое перевооружение ПС 220 кВ Мантурово. Замена АТ-1, Т-1".
20	Реконструкция ПС 220 кВ Мценск. Замена БСК 110 кВ	Орловской области	2020	52 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
21	Реконструкция ПС 220 кВ Орловская Районная с установкой двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью по 125 МВА без увеличения трансформаторной мощности	Орловской области	2025	125 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов. Реализовано в рамках проекта "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Орловская Районная".
22	Реконструкция ПС 220 кВ Дальняя с заменой трансформатора 220/35/6 кВ мощностью 40 МВА без изменения трансформаторной мощности	Владимирской области	2020	40 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов. Реализовано в рамках проекта "Техническое перевооружение ПС 220 кВ Дальняя. Замена Т-1, Т-2".
23	Строительство ПС 220/110 кВ Хованская (Город 101) трансформаторной мощностью 700 МВА (2х250 МВА, 2х100 МВА)	г. Москвы и Московской области		2x250 МВА, 2x100 МВА	ПАО "МОЭСК"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "А101", АО "Крокус" (АО "Крокус Интернэшнл"), АО "Энергосервис", ООО "Староселье", КП города Москвы "Управление гражданского строительства" (КП "УГС"), ООО "Компания "ЮРИСТИ", ООО "Региональная строительная компания", АО "Энергосервис", ООО "Московский ипотечный центр - МИЦ", АО "А101 Девелопмент", ООО "Эдельвейс", ООО "Олета", ИП Никонов С.А., ООО "Компания КЕБЪ", ООО "Аргус", ООО "Аякс", ООО "ГСД" ООО "Стройгарант")
24	Строительство заходов на ПС 220 кВ Молжаниновка ВЛ 220 кВ Старбеево - Омега I, II цепь ориентировочной протяженностью 0,08 км (2х0,04 км)	г. Москвы и Московской области		0,1 км	ПАО "МОЭСК"

Перечень реализованных проектов по развитию Единой национальной (общероссийской) электрической сети, находящихся под напряжением и по которым планируется ввод в эксплуатацию в 2020-2026 годы по ОЭС Юга

N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	Технические характеристики объектов проекта	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
	500 кВ
1	Строительство одноцепной ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок ориентировочной протяженностью 253 км (1х253 км) и ПС 500 кВ Моздок с установкой автотрансформаторной группы 3х167 МВА с резервной фазой 167 МВА, трансформатора плавки гололеда 125 МВА и установкой УШР реактивной мощностью 180 Мвар с резервной фазой 60 Мвар	Ставропольского края, Республики Северная Осетия - Алания	2022	265 км 501 +167 МВА, 125 МВА (ТПГ), 180 + 60 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Усиление электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга, увеличение пропускной способности контролируемого сечения "Терек". Реализовано в рамках проекта "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с расширением ПС 500 кВ Невинномысск и ПС 330 кВ Моздок (сооружение ОРУ 500 кВ)"
2	Расширение ПС 500 кВ Ростовская с установкой трех фаз ШР мощностью по 60 Мвар и резервной фазы ШР мощностью 60 Мвар и трех ячеек 500 кВ для присоединения высоковольтной линии 500 кВ Ростовская - Андреевская - Вышестеблиевская (Тамань)	Ростовская область	2021	180 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение передачи мощности в энергосистему Республики Крым и г. Севастополь.
	330 кВ
3	Строительство ВЛ 330 кВ Артем - Дербент	Республики Дагестан	2020	171,7	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Республики Дагестан
4	Строительство двухцепных заходов ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на Мизурскую ГЭС (Зарамагскую ГЭС-1) протяженностью 38,69 км	Республики Северная Осетия - Алания	2020	38,69 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение выдачи мощности Мизурской ГЭС (Зарамагской ГЭС) (2х173 МВт)
5	Строительство ВЛ 330 кВ Зеленчукская ГЭС - Черкесск с расширением ПС 330 кВ Черкесск	Карачаево-Черкесская Республика	2021	56,8 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Выдача мощности Зеленчукской ГЭС-ГАЭС (каскад Зеленчукский), 2х70 МВт.
6	Реконструкция и техперевооружение ПС 330 кВ Владикавказ-2	Республики Северная Осетия - Алания	2024	2х200 180 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов. Реализовано в рамках проекта "Реконструкция и техперевооружение ПС 330 кВ Владикавказ-2"
7	Реконструкция ПС 330 кВ Кропоткин с заменой БСК 110 кВ мощностью 2х26 Мвар без увеличения реактивной мощности	Республики Адыгея и Краснодарского края	2020	2х26 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
	220 кВ
8	Реконструкция ПС 220 кВ Крыловская с заменой трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА и увеличением трансформаторной мощности на 15 МВА до 285 МВА	Республики Адыгея и Краснодарского края	2022	25 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Краснодарского края и Республики Адыгея. Реализовано в рамках проекта "Реконструкция ПС 220 кВ Крыловская с увеличением трансформаторной мощности на 50 МВА (2х25 МВА)"
9	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Бужора - Вышестеблиевская на ПС 500 кВ Тамань суммарной протяженностью 0,8 км	Республики Адыгея и Краснодарского края	2020	0,8 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей Таманского полуострова (ПАО "Кубаньэнерго")
10	Строительство двухцепных заходов ВЛ 220 кВ от места врезки в ВЛ 220 кВ Трубная - Волжская N 2 на ПС Норби протяженностью 1 км с образованием двух ЛЭП 220 кВ Трубная - Норби и ЛЭП 220 кВ Волжская - Норби	Волгоградской области	2020	1 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Овощевод")
11	Реконструкция ПС 220/110/35/10 кВ Брюховецкая (замена АТ)	Республики Адыгея и Краснодарского края	2020	125 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ПАО "Кубаньэнерго")
12	Реконструкция ПС 220 кВ Вышестеблиевская с увеличением трансформаторной мощности на 125 МВА до 375 МВА для ТП ПАО "Кубаньэнерго"	Республики Адыгея и Краснодарского края	2020	125 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ПАО "Кубаньэнерго", ОАО "РЖД", ПАО "Тольяттиазот")
13	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Кировская	Волгоградской области	2023	2х200 МВА, 2х80 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
14	Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200 МВА и 2х80 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Краснодарская ТЭЦ N 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная промзона ориентировочной протяженностью 16 км	Республики Адыгея и Краснодарского края	2020	560 МВА, 1,58 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение присоединения новых потребителей северо-восточной части г. Краснодара
15	Строительство ПС 220 кВ Ново-Лабинская трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Тихорецк - Усть-Лабинская на ПС 220 кВ Ново-Лабинская ориентировочной протяженностью 0,4км (инвестиции за счет амортизации в рамках тарифа за передачу электроэнергии по распределительным сетям)	Краснодарский край	2021	330 МВА, 50 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения новых потребителей и обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей Усть-Лабинского энергоузла Кубанской энергосистемы
16	Реконструкция ПС 220 кВ Крыловская (установка второго АТ)	Краснодарский край	2020	125 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения новых потребителей и обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей Краснодарского края и Республики Адыгея
17	Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал	Республика Северная Осетия - Алания	2021	20 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения новых потребителей и обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей Республики Северная Осетия - Алания
18	Реконструкция ПС 330 кВ Баксан (замена выпрямительного устройства плавки гололеда (ВУПГ) и установка пунктов контроля гололедной нагрузки на ВЛ 330-30 Баксан - Нальчик для проведения плавки гололеда на проводах и тросах)	Кабардино-Балкарская Республика	2020	63 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
19	Реконструкция ПС 220 кВ Садовая с установкой автотрансформатора 220/110 мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности с 238 до 269 МВА (125 МВА)	Волгоградской области	2021	125 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ПАО "МРСК Юга"). Реализовано в рамках проекта "Реконструкция ПС 220 кВ Садовая. Увеличение трансформаторной мощности"

Перечень реализованных проектов по развитию Единой национальной (общероссийской) электрической сети, находящихся под напряжением и по которым планируется ввод в эксплуатацию в 2020-2026 годы по ОЭС Средней Волги

N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	Технические характеристики объектов проекта	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
	500 кВ
1	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Арзамасская	Нижегородской области	2021	1262 МВА, 6,97 км, 360 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
2	ВЛ 500 кВ Красноармейская - Газовая с расширением ПС 500 кВ Красноармейская и ПС 500 кВ Газовая	Самарской области, Оренбургской области	2020	401,50 км, 360 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Усиление межсистемного сечения ОЭС Волги - ОЭС Урала
3	Установка АТ 500/110 кВ на ПС 500 кВ Луч мощностью 250 МВА	Нижегородской области	2023	250 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения потребителей г. Нижний Новгород и прилегающих районов Нижегородской области
4	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Нижний Новгород (II цепь) с ПС Южная (Нижегородская) с заходами ВЛ 500 кВ, 220 кВ	Нижегородской области	2023	284,66 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Усиление межсистемного сечения ОЭС Центра - ОЭС Волги
	220 кВ
5	Реконструкция ПС 220/110/35 кВ Саратовская в г. Саратове	Саратовской области	2020	250 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
6	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Борская	Нижегородской области	2020	5,49 км, 250 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
7	Заходы ВЛ 220 кВ Нижегородская - Зелецино до РУ 220 кВ Новогорьковской ТЭЦ	Нижегородской области	2022	3,02 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Выдача мощности Новогорьковской ТЭЦ

Перечень реализованных проектов по развитию единой национальной (общероссийской) электрической сети, находящихся под напряжением и по которым планируется ввод в эксплуатацию в 2020-2026 годы по ОЭС Урала

N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	Технические характеристики объектов проекта	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
	500 кВ
1	ПС 500 кВ Преображенская с заходами ВЛ 500 кВ Красноармейская - Газовая и ВЛ 220 кВ Бузулукская - Сорочинская (501 МВА, 5,69 км) (1, 2, 4, 5 этапы)	Оренбургской области	2020	501 МВА, 1,751 км, 1,601 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ПАО "Оренбургнефть")
1		Оренбургской области	2020	1,179 км, 1,160 км	ПАО "ФСК ЕЭС"
2	Строительство ПП 500 кВ Тобол с установкой двух шунтирующих реакторов 500 кВ мощностью 3х60 Мвар с резервной фазой 60 Мвар и заходами ВЛ 500 кВ протяженностью 19,57 км (14,22 км одноцепные участки ВЛ, 5,35 км двухцепные участки ВЛ)	Тюменской области, ЯНАО, ХМАО	2020	19,57 км, ШР 2х180 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения ООО "Западно-Сибирский Нефтехимический комбинат"
3	ВЛ 500 кВ Белоярская АЭС-2 - Исеть	Свердловской области	2022	98,24 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Выдача мощности энергоблока N 4 880 МВт Белоярской АЭС-2
4	ВЛ 500 кВ Трачуковская - Кирилловская	Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	2021	141 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения потребителей Тюменской области
5	ВЛ 500 кВ Холмогорская - Муравленковская - Тарко-Сале. ПС 500 кВ Муравленковская с установкой автотрансформаторной группы 500/220 кВ мощностью 3х167 МВА с резервной фазой 167 МВА	Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	2020	501 МВА, 212,02 км, 180 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения потребителей Тюменской области
6	Реконструкция ПС 500 кВ Белозерная с заменой одной автотрансформаторной группы 500/220/10 кВ мощностью 3х167 МВА на автотрансформаторную группу мощностью 501 МВА без изменения трансформаторной мощности	Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	2026	501 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
	220 кВ
7	Строительство ПС 220 кВ Славянская трансформаторной мощностью 50 МВА (2х25 МВА), строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1, 2 ориентировочной протяженностью 141,7 км каждая.	Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	2023	283,41 км, 50 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (АО "Транснефть - Сибирь" (НПС нефтепровода Заполярье-Пурпе))
8	ПС 220 кВ Мангазея. Этап 1	Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	2022	250 МВА, 100 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Внешнее электроснабжение Ванкорского месторождения
9	Строительство ПС 220 кВ Вектор с двухцепными заходами ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - Усть-Балык протяженностью 21,25 км	Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	2022	376 МВА, 21,25 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения потребителей Нефтеюганского энергоузла
10	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	2020	125 МВА, 8,37 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона и обеспечения технологического присоединения новых потребителей
11	ПС 220 кВ Губернская с двухцепными отпайками от ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - ТММЗ цепь 1,2 протяженностью 1,78 км.	Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	2023	1,78 км, 126 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ЗАО "Антипинский нефтеперерабатывающий завод" (ЗАО "Антипинский НПЗ")
12	Реконструкция ПС 220 кВ Орская	Оренбургской области	2024	250 МВА, 2,45 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
13	Реконструкция ПС 220 кВ Каменская. (1, 2 этапы. Замена АТ 2х250 МВА, БСК 52 Мвар, выключателей 220 кВ - 2 шт., 110 кВ - 3 шт.)	Свердловской области	2023	500 МВА, 52 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
14	Реконструкция ПС 220 кВ Калининская. (1, 2, 3, 4, 5, 7, 9 этапы. Замена АТ 2х250 МВА, выключателей 220 кВ - 3 шт., 110 кВ - 4 шт.)	Свердловской области	2023	500 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов
15	Реконструкция ПС 220 кВ Титан с заменой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА на автотрансформатор мощностью 200 МВА без изменения трансформаторной мощности в рамках проекта "Реконструкция ПС 220 кВ Титан с заходами в ВЛ 220 и 110 кВ"	Пермского края	2025	200 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов

Перечень реализованных проектов по развитию Единой национальной (общероссийской) электрической сети, находящихся под напряжением и по которым планируется ввод в эксплуатацию в 2020-2026 годы по ОЭС Сибири

N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	Технические характеристики объектов проекта	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
	500 кВ
1	Строительство ПС 500 кВ Усть-Кут трансформаторной мощностью 3х167 МВА с резервной фазой 167 МВА и мощностью средств компенсации реактивной мощности 464 Мвар (1хУШР-180 Мвар с резервной фазой 60 Мвар, 1хШР-180 Мвар с резервной фазой 60 Мвар и 2хБСК-52 Мвар)	Иркутской области	2020	501 МВА, ШР 180 Мвар, УШР 180 Мвар, БСК 2х52 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение надежности электроснабжения и технологическое присоединение новых потребителей Иркутской области, Республики Бурятия, БАМа и ТС ВСТО
2	ВЛ 500 кВ N 2 ПС Алюминиевая - ПС Абаканская - ПС Итатская с реконструкцией ПС 500 кВ Абаканская и ПС 1150 кВ Итатская	Республики Хакасия, Красноярского края	2020	332,19 км, 180 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения потребителей Хакасской ЭС (в т.ч. ХаАЗ и СаАЗ)
3	ВЛ 500 кВ Восход - Витязь	Омской области, Тюменской области, ХМАО, ЯНАО	2021	342,48 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Создание прямой межсистемной связи ОЭС Сибири с ОЭС Урала.
4	ПС 500 кВ Енисей с заходами ВЛ 500 кВ и ВЛ 220 кВ	Красноярского края	2020	28,41 км, 1869 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения г. Красноярска
5	ПС 500 кВ Восход с автотрансформаторной группой 500/220 кВ мощностью 3х167 МВА с резервной фазой 167 МВА, тремя ШР 500 кВ мощностью 3х60 Мвар с тремя резервными фазами мощностью 60 Мвар и заходами ВЛ 500 кВ и ВЛ 220 кВ	Омской области	2020	40,97 км, 501 МВА, 540,00 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения потребителей Омской ЭС
6	ВЛ 500 кВ Березовская ГРЭС - Итатская N 3, реконструкция ОРУ 500 кВ ПС 1150 кВ Итатская (для выдачи мощности третьего энергоблока мощностью 800 МВт)	Красноярского края	2020	18,62 км, 180 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Выдача мощности Березовской ГРЭС (блок N 3, 800 МВт)
	220 кВ
7	Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Междуреченская в рамках проекта "Реконструкция ПС 220 кВ Междуреченская с заменой двух автотрансформаторов 220/110 кВ 125 МВА и автотрансформатора 220/110 кВ 200 МВА на 220/110 кВ мощностью 2х200 МВА и трансформаторов 110/35 40 МВА и 2х63 МВА на Т 110/35 кВ 3х63 МВА увеличением (с уменьшением увеличением трансформаторной мощности на 177 МВА 176 27 МВА до 789589 789 МВА)"	Кемеровской области	2023	63 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов. Реализуется в рамках проекта "Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Междуреченская".
8	Строительство одноцепной ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут N 2 ориентировочной протяженностью 294 км (1х294 км)	Иркутской области	2020	294,48 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД" (БАМ и Транссиб) и ООО "Иркутская нефтяная компания" (ПС 220 кВ ЗНХ))
9	ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог N 1 (перевод участка ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс на напряжение 220 кВ с сооружением заходов на ПС 220 кВ Сухой Лог) ориентировочной протяженностью 2 км (1х2 км)	Иркутской области	2023	2 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД", ПАО "Полюс", ООО "Иркутская нефтяная компания")
10	Строительство ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог N 2 ориентировочной протяженностью 262 км (1х262 км)	Иркутской области, Республики Саха (Якутия)	2023	262 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ОАО "РЖД", ПАО "Полюс", ООО "Иркутская нефтяная компания")
	Строительство одноцепных ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Мамакан N 1, N 2 ориентировочной протяженностью 339,8 км (2х169,9 км)	Иркутской области		2х128,6 км
	Строительство ПС 220 кВ Сухой Лог трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	Иркутской области		2х125 МВА
11	Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин)	Забайкальского края	2020		ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Забайкальского края, в том числе объектов ОАО "РЖД"
12	Реконструкция ПС 220 кВ Ак-Довурак с заменой трансформатора 110/35 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35 кВ мощностью 25 МВА без увеличения трансформаторной мощности	Республики Тыва	2020	25 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Реновация основных фондов.

Перечень реализованных проектов по развитию Единой национальной (общероссийской) электрической сети, находящихся под напряжением и по которым планируется ввод в эксплуатацию в 2020-2026 годы по ОЭС Востока

N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	Технические характеристики объектов проекта	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год завершения реализации проекта	ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)	Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
	220 кВ
1	Одноцепная ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь N 1 (1х272 км)	Амурской области, Республики Саха (Якутия) (ЮЭР)	2024	1х268,13 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения ООО "Эльгауголь". Реализовано в рамках проекта "Две ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь с ПС 220 кВ Эльгауголь, ПС 220 кВ А, ПС 220 кВ Б; расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Призейская".
	ПС 220 кВ Эльгауголь АТ 1х125 МВА	Республики Саха (Якутия) (ЮЭР)		1х125 МВА, 50 Мвар
	ПС 220 кВ Призейская. Установка УШР 220 кВ 100 Мвар	Амурской области		100 Мвар
2	Реконструкция ПС 220 кВ НПС-16 (для ТП энергопринимающих устройств ОАО "Транснефть-Восток") с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА	Республики Саха (Якутия)	2020	2х40 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения новых потребителей ТС ВСТО
3	Реконструкция ПС 220 кВ НПС-15 (для ТП энергопринимающих устройств ОАО "Транснефть-Восток") с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА	Республики Саха (Якутия)	2022	80 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Внешнее электроснабжение ТС ВСТО
4	Реконструкция ПС 220 кВ Февральская в объеме ТП ОАО "ДРСК". Корректировка	Амурской области	2020	63 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Повышение надежности электроснабжения потребителей
5	Перевод электроснабжения ПС 220 кВ Козьмино на проектную схему в связи с вводом ПС 500 кВ Лозовая	Приморского края	2020	24,37 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Электроснабжение НТС ВСТО (НТ Козьмино)
6	ВЛ 220 кВ Комсомольская - Селихино - Ванино	Хабаровского края и ЕАО	2022	388,12 км, 125 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение надежного электроснабжения потребителей Ванинского района и г. Советская Гавань, осуществление технологического присоединения ООО "Саха (Якутская) транспортная компания"
7	Строительство одноцепной ответвительной ВЛ 220 кВ от ВЛ 220 кВ Бурейская ГЭС - Завитая N 2 в сторону ПС 220 кВ Створ	Амурской области	2020	36,09 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Внешнее электроснабжение строительной площадки Нижне-Бурейской ГЭС
8	Строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Лесозаводск - Спасск протяженностью 167,7 км	Приморского края	2022	167 км, 167 Мвар	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Приморского края. Реализовано в рамках проекта "ЛЭП 220 кВ Лесозаводск - Спасск - Дальневосточная".
9	Реконструкция ПС 220 кВ НПС-11 (для ТП энергопринимающих устройств ОАО "Транснефть-Восток") с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА	Республики Саха (Якутия)	2021	2х40 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Транснефть-Дальний восток" (объекты магистрального нефтепровода ВСТО))
10	Реконструкция ПС 220 кВ НПС-19 (для ТП энергопринимающих устройств ОАО "Транснефть-Восток") с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА	Республики Саха (Якутия)	2023	2х40 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Транснефть-Дальний восток" (объекты магистрального нефтепровода ВСТО))
11	ВЛ 220 кВ Февральская - Рудная с ПС 220 кВ Рудная	Амурской области	2020	174 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "Албынский Рудник")
				1х63 МВА
				2хБСК-26 Мвар
12	Строительство ПС 220 кВ Промпарк с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток - Промпарк протяженностью 27,47 км с расширением ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Владивосток на две яч. 220 кВ (для ТП энергопринимающих устройств АО "Корпорация развития Дальнего Востока"	Приморского края	2021	2х63 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (АО "Корпорация развития Дальнего Востока")
12		Приморского края	2021	27,47 км	ПАО "ФСК ЕЭС"
13	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 N 1 с отпайкой на ПС НПС-16 в РУ 220 кВ ПП 220 кВ Амга протяженностью 13,578 км, строительство ПП 220 кВ Амга (для ТП энергопринимающих устройств АО "ДРСК")	Республики Саха (Якутия)	2022	13,57 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (АО "ДРСК" (газотранспортная система "Сила Сибири"))
14	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Амурская - Ледяная в ПП 220 кВ Зея протяженностью 12 км, строительство ПП 220 кВ Зея (для ТП энергопринимающих устройств АО "ДРСК")	Амурской области	2022	17,76 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (АО "ДРСК" (газотранспортная система "Сила Сибири"))
15	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Амурская - Ледяная в РУ 220 кВ Свободненской ТЭС ориентировочной протяженностью 10 км (2х5 км) в рамках проекта "Строительство заходов ВЛ 220 кВ на ТЭС Сила Сибири протяженностью 105,76 км (для ТП энергопринимающих устройств ООО "ГЭХ Инжиниринг")"	Амурской области	2022	16,08 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ООО "ГЭХ Инжиниринг" (газотранспортная система "Сила Сибири")). Реализуется в рамках проекта "Строительство заходов ВЛ 220 кВ на ТЭС Сила Сибири протяженностью 105,76 км (для ТП энергопринимающих устройств ООО "ГЭХ Инжиниринг")".
16	Строительство ВЛ 220 кВ Благовещенская - Тамбовка (Журавли) - Варваровка ориентировочной протяженностью 105,92 км в рамках проекта ВЛ 220 кВ Благовещенская - Тамбовка (Журавли) - Варваровка с ПС 220 кВ Тамбовка (Журавли)"	Амурской области	2023	108,49	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (АО "ДРСК")
17	Реконструкция ПС 220 кВ Нижний Куранах (для ТП энергопринимающих устройств ЗАО "САХА Голд Майнинг")	Республики Саха (Якутия)	2020	2х16 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения потребителей (ЗАО "САХА Голд Майнинг")

Приложение N 19
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Сводные показатели вводов линий электропередачи и трансформаторного оборудования по классам напряжения 220 кВ и выше

	2020		2021		2022		2023		2024			2025		2026		Итого за 2020-2026 гг.
	ВЛ, км	ПС, МВА	ВЛ, км	ПС, МВА	ВЛ, км	ПС, МВА	ВЛ, км	ПС, МВА	ВЛ, км	ПС, МВА		ВЛ, км	ПС, МВА	ВЛ, км	ПС, МВА	ВЛ, км	ПС, МВА
ОЭС Северо-Запада	8,9	1577,0	569,5	280,0	588,5	981,0	4,2	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	1171,1	2838,0
750 кВ	0,0	1251,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1251,0
330 кВ	8,9	326,0	280,0	200,0	588,5	650,0	4,2	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	881,5	1176,0
220 кВ	0,0	0,0	289,5	80,0	0,0	331,0	0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	289,5	411,0
ОЭС Центра	24,1	340,0	136,3	3436,0	61,4	5127,0	6,8	1850,0	511,9	2625,0		0,0	0,0	0,0	0,0	740,5	13378,0
750 кВ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,2	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	2,2	0,0
500 кВ	0,0	0,0	0,7	1000,0	0,0	3000,0	0,0	0,0	14,2	501,0		0,0	0,0	0,0	0,0	14,9	4501,0
330 кВ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	172,0	600,0		0,0	0,0	0,0	0,0	172,0	600,0
220 кВ	24,1	340,0	135,6	2436,0	61,4	2127,0	6,8	1850,0	323,5	1524,0		0,0	0,0	0,0	0,0	551,4	8277,0
ОЭС Юга	122,0	2012,0	74,0	901,0	24,0	376,0	0,0	1300,0	18,0		314,0	1,0	661,0	0,0	0,0	239,0	5564,0
500 кВ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	501,0	0,0	0,0	0,0	501,0
330 кВ	7,9	918,0	0,0	63,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	7,9	981,0
220 кВ	114,1	1094,0	74,0	838,0	24,0	376,0	0,0	1300,0	18,0	314,0		1,0	160,0	0,0	0,0	231,1	4082,0
ОЭС Средней Волги	0,0	0,0	0,0	751,0	7,0	250,0	0,0	125,0	0,0	526,0		0,0	0,0	0,0	0,0	7,0	1652,0
500 кВ	0,0	0,0	0,0	751,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	751,0
220 кВ	0,0	0,0	0,0	0,0	7,0	250,0	0,0	125,0	0,0	526,0		0,0	0,0	0,0	0,0	7,0	901,0
ОЭС Урала	6,5	250,0	694,8	1850,0	20,2	206,0	0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	500,0	721,5	2806,0
500 кВ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	500,0	0,0	500,0
220 кВ	6,5	250,0	694,8	1850,0	20,2	206,0	0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	721,5	2306,0
ОЭС Сибири	591,2	3402,3	327,4	3138,0	1926,9	2715,0	2199,4	2700,0	240,9	250,0		23,5	600,0	0,0	0,0	5309,2	12805,3
500 кВ	0,0	1652,0	0,0	501,0	480,0	1002,0	1004,0	1252,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	1484,0	4407,0
220 кВ	591,2	1750,3	327,4	2637,0	1446,9	1713,0	1195,4	1448,0	240,9	250,0		23,5	600,0	0,0	0,0	3825,2	8398,3
ОЭС Востока	249,9	493,0	699,7	564,0	522,7	252,0	1230,5	2837,0	8,0	350,0		341,0	0,0	81,1	500,0	3132,9	4996,0
500 кВ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	895,5	2002,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	895,5	2002,0
220 кВ	249,9	493,0	699,7	564,0	522,7	252,0	335,0	835,0	8,0	350,0		341,0	0,0	81,1	500,0	2237,4	2994,0
Итого	1002,5	8074,3	2501,8	10920,0	3150,6	9907,0	3440,8	8812,0	778,8	4065,0		365,5	1261,0	81,1	1000,0	11321,1	44039,3
750 кВ	0,0	1251,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,2	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0	2,2	1251,0
500 кВ	0,0	1652,0	0,7	2252,0	480,0	4002,0	1899,5	3254,0	14,2	501,0		0,0	501,0	0,0	500,0	2394,4	12662,0
330 кВ	16,8	1244,0	280,0	263,0	588,5	650,0	4,2	0,0	172,0	600,0		0,0	0,0	0,0	0,0	1061,4	2757,0
220 кВ	985,8	3927,3	2221,1	8405,0	2082,1	5255,0	1537,2	5558,0	590,4	2964,0		365,5	760,0	81,1	500,0	7863,1	27369,3

Приложение N 20
к схеме и программе развития Единой
энергетической системы России на 2020-2026 годы,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 30 июня 2020 г. N 508

Обеспечение энергоснабжения инвестиционных проектов, включенных в транспортную часть комплексного плана модернизации и расширения магистральной инфраструктуры, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 N 2101-р

В соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 07.05.2018 N 204 "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года" распоряжением Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 N 2101-р утвержден комплексный план модернизации и расширения магистральной инфраструктуры на период до 2024 года (далее - Комплексный план), в составе которого предусмотрена реализация задачи по увеличению пропускной способности Байкало-Амурской и Транссибирской железнодорожных магистралей (далее - БАМ и Транссиб) в полтора раза, до 180 млн тонн.

Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО "РЖД", связанное с обеспечением увеличения пропускной способности БАМ и Транссиб, предполагается к осуществлению в ОЭС Сибири и ОЭС Востока, в том числе на территории Иркутской области, Республики Бурятия, Забайкальского края, Амурской области, Хабаровского и Приморского краев. Планируемый прирост максимальной мощности энергопринимающих устройств Восточного полигона железных дорог в ОЭС Сибири и ОЭС Востока согласно информации "Трансэлектропроект" филиала АО "Росжелдорпроект" составляет более 2,2 ГВт. Величина максимальной мощности после увеличения нагрузок превысит значение в 5,2 ГВт.

В таблицах 1-4 представлены балансы мощности и электрической энергии ОЭС Сибири и ОЭС Востока на период 2020-2026 годов с учетом прироста в 2023 году нагрузок как существующих, так и вновь сооружаемых объектов электросетевого хозяйства ОАО "РЖД".

Таблица 1

Балансы мощности ОЭС Сибири на период 2020-2026 годов на час прохождения собственного максимума

	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Спрос
Собственный максимум ОЭС Сибири с учетом тяговых подстанций, МВт	30931,0	31771,0	32366,0	34101,0	34767,0	34956,0	35180,0
в том числе прирост нагрузки тяговых подстанций ОАО "РЖД", МВт	-	-	-	1424	1424	1424	1424
Экспорт мощности, МВт	235	235	235	235	235	235	235
Нормативный резерв мощности, МВт	3711,7	3812,5	3883,9	4092,1	4172,0	4194,7	4221,6
Нормативный резерв в % к максимуму	12	12	12	12	12	12	12
Итого спрос на мощность, МВт	34877,7	35818,5	36484,9	38428,1	39174,0	39385,7	39636,6
Покрытие
Установленная мощность на конец года, МВт	52077,8	52002,7	52534,6	52768	52845,9	53095,9	53095,9
ГЭС	25341,6	25364,5	25387,4	25410,3	25433,2	25433,2	25433,2
ТЭС	26436	26288	26747	26957,5	27012,5	27262,5	27262,5
ВЭС, СЭС	300,2	350,2	400,2	400,2	400,2	400,2	400,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки, всего, МВт	12432,5	12549,2	12727,1	12829	12755,9	12838,9	12838,9
Вводы мощности после прохождения максимума потребления, МВт	75	15	150	0	0	0	0
Невыпускаемая мощность, МВт	1833,6	1431,5	886,6	0	0	0	0
Итого покрытие спроса, МВт	37736,7	38007,0	38770,9	39939,0	40090,0	40257,0	40257,0
Получение мощности из ОЭС Востока для покрытия нагрузки Удоканского ГОКа и участка Могоча - Ерофей Павлович	85,0	85,0	207,0	207,0	207,0	207,0	207,0
Избыток(+)/дефицит(-)	2944,0	2273,5	2493,0	1717,9	1123,0	1078,3	827,4

Таблица 2

Баланс электрической энергии ОЭС Сибири на период 2020-2026 годов для условий маловодного года

	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии с учетом тяговых подстанций ОАО "РЖД", млрд	209,701	216,190	223,301	233,256	238,482	239,110	240,316
Экспорт, млрд	0,500	0,510	0,510	0,510	0,510	0,510	0,510
Импорт, млрд	1,109	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050	1,050
Получение электрической энергии по ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская, млрд	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Получение электрической энергии из ОЭС Востока	0,270	0,270	0,481	0,730	1,006	1,006	1,006
Потребность, млрд	207,822	214,380	221,280	230,986	235,936	236,564	237,770
Производство электрической энергии, млрд	207,822	214,380	221,280	230,986	235,936	236,564	237,770
ГЭС	100,213	95,673	95,673	95,673	95,673	95,673	95,673
ТЭС	107,348	118,200	125,008	134,631	139,581	140,209	141,415
ВЭС, СЭС	0,261	0,507	0,599	0,682	0,682	0,682	0,682
Установленная мощность, МВт	52077,8	52002,7	52534,6	52768	52845,9	53095,9	53095,9
ГЭС	25341,6	25364,5	25387,4	25410,3	25433,2	25433,2	25433,2
ТЭС	26436	26288	26747	26957,5	27012,5	27262,5	27262,5
ВЭС, СЭС	300,2	350,2	400,2	400,2	400,2	400,2	400,2

Таблица 3

Балансы мощности ОЭС Востока на период 2020-2026 годов на час прохождения собственного максимума

	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Спрос
Собственный максимум ОЭС Востока с учетом тяговых подстанций, МВт	6812	6992	7161	8135	8395	8632	8792
в том числе прирост нагрузки тяговых подстанций ОАО "РЖД", МВт	-	-	-	807	807	807	807
Экспорт мощности, МВт	500	500	500	500	500	500	500
Нормативный резерв мощности, МВт	1499	1538,0	1575,0	1790	1847	1899	1934
Нормативный резерв в % к максимуму	22	22	22	22	22	22	22
Итого спрос на мощность, МВт	8811,0	9030,0	9236,0	10425,0	10742,0	11031,0	11226,0
Покрытие
Установленная мощность на конец года, МВт	11241,1	11217,1	11289,1	11265,1	11265,1	11805,3	12162,4
ГЭС	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5
ТЭС	6623,6	6599,6	6671,6	6647,6	6647,6	7187,8	7544,9
Ограничения мощности на максимум нагрузки, всего, МВт	222,5	219,1	219,1	243,6	243,6	243,6	243,6
Вводы мощности после прохождения максимума потребления, МВт	160	0	72	0	0	485,4	940
Итого покрытие спроса, МВт	10858,6	10998,0	10998,0	11021,5	11021,5	11076,3	10978,8
Передача мощности в ОЭС Сибири для покрытия нагрузки Удоканского ГОКа и участка Могоча - Ерофей Павлович	-85,0	-85,0	-207,0	-207,0	-207,0	-207,0	-207,0
Избыток(+)/дефицит(-)	1962,6	1883,0	1555,0	389,5	72,5	-161,7	-454,2

Таблица 4

Баланс электрической энергии ОЭС Востока на период 2020-2026 годов для условий маловодного года

	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии с учетом тяговых подстанций ОАО "РЖД", млрд	41,026	41,271	42,116	47,639	49,315	51,05	53,408
Экспорт, млрд	3,100	3,100	3,100	3,100	3,100	3,300	3,300
Передача электрической энергии в ОЭС Сибири, млрд	0,270	0,270	0,481	0,730	1,006	1,006	1,006
Потребность, млрд	44,396	44,641	45,697	51,469	53,421	55,356	57,714
Производство электрической энергии, млрд	44,396	44,641	45,697	51,469	52,396	53,167	52,618
ГЭС	13,874	13,874	13,874	13,874	13,874	13,874	13,874
ТЭС	30,522	30,767	31,823	37,595	38,522	39,293	38,744
Установленная мощность, МВт	11241,1	11217,1	11289,1	11265,1	11265,1	11805,3	12162,4
ГЭС	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5	4617,5
ТЭС	6623,6	6599,6	6671,6	6647,6	6647,6	7187,8	7544,9
Избыток(+)/дефицит(-) электрической энергии, млрд	0,000	0,000	0,000	0,000	-1,025	-2,189	-5,096

Анализ представленных балансов мощности и электрической энергии показывает, что наиболее тяжелая режимно-балансовая ситуация складывается в ОЭС Востока в условиях маловодного года. Баланс электрической энергии ОЭС Востока для условий маловодного года начиная с 2023 года складывается с дефицитом электрической энергии, который к 2026 году достигает величины 5,1 млрд . С учетом ограничений на распределение выработки ГЭС ОЭС Востока внутри расчетного календарного года общая потребность в дополнительной гарантированной генерирующей мощности для условий маловодного года оценивается величиной 970 МВт на уровне 2026 года.

Помимо оценки прогнозных балансов электрической энергии и мощности по ОЭС в целом, в целях выявления локальных дефицитов электрической мощности после набора нагрузки на тяговых подстанциях и определения мероприятий по развитию электрических сетей выполнены расчеты электроэнергетических режимов для характерных периодов. По результатам расчетов определены энергорайоны, в которых параметры электроэнергетического режима с учетом технологического присоединения тяговой нагрузки выходят за пределы допустимых значений.

К таким энергорайонам относятся:

в ОЭС Сибири:

- энергорайон Бодайбинского энергетического кольца (далее - БЭК) (превышение МДП в контролируемом сечении, состоящем из ВЛ, отходящих от ПС 500 кВ Усть-Кут в восточном направлении и непокрываемый дефицит электрической мощности).

в ОЭС Востока:

- Западный энергорайон энергосистемы Амурской области (превышение МДП в контролируемом сечении "ОЭС - Запад Амурэнерго" и непокрываемый дефицит электрической мощности);

- Советско-Гаванский энергорайон (непокрываемый дефицит электрической мощности при выделении энергорайона на изолированную работу от ОЭС Востока);

- Южная часть энергосистемы Приморского края (превышение МДП в контролируемом сечении "Приморская ГРЭС - Юг Приморского края" и непокрываемый дефицит электрической мощности к югу от указанного сечения).

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима необходимо увеличение пропускной способности электрической сети и/или строительство новых объектов генерации.

Учитывая общую потребность в генерирующей мощности в ОЭС Востока для условий маловодного года, при ее размещении целесообразно учитывать необходимость покрытия и локальных дефицитов мощности.

С учетом вышеизложенного, одним из вариантов размещения объектов гарантированной генерации может являться:

в ОЭС Сибири:

- в БЭК - не менее 456 МВт;

в ОЭС Востока:

- западнее контролируемого сечения "ОЭС - Запад Амурэнерго" - не менее 430 МВт;

- в Советско-Гаванском энергорайоне - не менее 260 МВт;

- южнее контролируемого сечения "Приморская ГРЭС - Юг Приморского края" - не менее 280 МВт;

в совокупности со строительством новых объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих выдачу мощности вышеуказанных генерирующих объектов.

В качестве гарантированной генерации могут рассматриваться:

- ТЭС и АЭС;

- ГЭС, проектная гарантированная мощность которых, определяемая как наименьшая мощность ГЭС, выдаваемая в любой период в течение года в маловодный год, характеризующийся годовым объемов притока воды в створе ГЭС обеспеченностью 95%, составляет не менее требуемой величины генерации;

- совокупность указанных видов генерации, удовлетворяющая следующим условиям: совокупный объем (установленная мощность ТЭС, АЭС и гарантированная мощность ГЭС) составляет не менее требуемой величины генерации.

В дополнение к вышеперечисленным генерирующим объектам также требуется реализация следующих мероприятий по развитию электрических сетей:

- реконструкция ПС 220 кВ Таксимо (с сооружением РУ 500 кВ) с установкой автотрансформаторной группы (АТГ) 500/220 кВ мощностью 3х167 МВА с резервной фазой 167 МВА и средств компенсации реактивной мощности 180 Мвар (1хШР-180 Мвар);

- строительство ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Таксимо ориентировочной протяженностью 230 км;

- реконструкция ПС 500 кВ Нижнеангарская с установкой второй АТГ 500/220 кВ и увеличением трансформаторной мощности на 501 МВА (3х167 МВА) до 1002 МВА и с установкой средств компенсации реактивной мощности 230 Мвар (1хШР-180 Мвар, с увеличением мощности ШР с 2х25 Мвар до 2х50 Мвар);

- строительство второй ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Усть-Кут ориентировочной протяженностью 480 км;

- строительство третьей ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут, 294 км, 2хШР-180 Мвар;

- установка ШР-180 Мвар на ПС 500 кВ Усть-Кут во вторую ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Усть-Кут;

- установка ШР-180 Мвар на ПС 500 кВ Нижнеангарская в ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Таксимо;

- строительство ВЛ 220 кВ Холбон - Зилово, ориентировочной протяженностью 220 км;

- строительство ВЛ 220 кВ Зилово - Могоча, ориентировочной протяженностью 220 км;

- строительство ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС - Сковородино, 280 км с ПС 500 кВ Сковородино с установкой АТГ 500/220 кВ мощностью 3х167 МВА и одного ШР-180 Мвар.

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше электростанций ОЭС Северо-Запада на 2020-2026 годы