Присоединяйтесь!
Зарегистрированных пользователей портала: 505 358. Присоединяйтесь к нам, зарегистрироваться очень просто →
Законодательство
Законодательство

ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 29.08.2011 N 380 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2011 - 2017 ГОДЫ" (Часть 1)

Дата документа29.08.2011
Статус документаДействует
МеткиПриказ

    

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

ПРИКАЗ
от 29 августа 2011 г. N 380

 

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2011 - 2017 ГОДЫ

 
 
    РЕФЕРЕНТ: Части 2, 3, 4 Приказа Минэнерго РФ от 29.08.2011 N 380 включены в систему отдельными документами.
 
 
    В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073) и пунктом 4.4.1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337; 2009, N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 33, ст. 4088; N 52 (ч. II), ст. 6586; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 31, ст. 4251; N 47, ст. 6128; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935), приказываю:
    Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2011 - 2017 годы.
 

Министр
С.И.ШМАТКО

 
 
 

УТВЕРЖДЕНА
Приказом Минэнерго России
от 29.08.2011 N 380

 

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2011 - 2017 ГОДЫ

 

I. Основные цели и задачи

 
    Схема и программа развития Единой энергетической системы (далее - ЕЭС) России на 2011 - 2017 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073).
    Основной целью схемы и программы является содействие развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.
    Основными задачами схемы и программы являются обеспечение надежного функционирования ЕЭС России в долгосрочной перспективе, скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей и информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии и инвесторов.
 

II. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2011 - 2017 годы

 
    Прогноз спроса на электрическую энергию на 2011 - 2017 годы по ЕЭС России выполнен на основе Сценарных условий функционирования экономики Российской Федерации, основных параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2011 год и плановый период 2012 - 2013 годов, представленных Минэкономразвития в июне 2010 года, макроэкономических показателей, разработанных Минэкономразвития в сентябре и уточненных в декабре 2010 года, а также ориентиров и приоритетов социально-экономического развития, предусматриваемых Концепцией долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17.11.2008 N 1662-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 47, ст. 5489; 2009, N 33, ст. 4127).
    Объем потребления электрической энергии по ЕЭС России в 2010 году составил 988,96 млрд. кВт·ч, что на 4,5% выше уровня 2009 года. Рост потребления электрической энергии связан с экономическим оживлением и восстановительным ростом производства в секторах экономики, наиболее пострадавших от кризиса, - в обрабатывающей промышленности, в т.ч. в машиностроительном производстве. Экономический рост поддерживался оживлением потребительского спроса и инвестиционной активности.
    Прогнозируемый вариант спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на 2011 - 2017 годы (рисунок 1.1) выполнен в рамках умеренно-оптимистического варианта прогноза социально-экономического развития России, сформированного с учетом результатов выхода страны из экономического кризиса и предлагаемого в качестве основного варианта для разработки параметров федерального бюджета на 2011 - 2013 годы.
 

Рисунок 1.1. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на 2011 - 2017 гг. (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    По мере исчерпания факторов роста, связанных с восстановлением предкризисных объемов производства, ожидается переход к экономическому подъему при повышении инвестиционной активности, особенно в инфраструктурные проекты. Согласно этому варианту темпы роста ВВП в 2011 - 2013 годах оцениваются на уровне 3,9 - 4,5%, при фактических 4% в 2010 году; соответственно, темпы роста промышленного производства в 2011 - 2013 годах - 3,8 - 4,7% при фактических 8,2% в 2010 году.
    Общий спрос на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозируемого периода оценивается на уровне 1183,4 млрд. кВт·ч, что на 194,5 млрд. кВт·ч выше объема потребления электрической энергии в 2010 году. Превышение уровня 2010 года может составить в 2017 году около 20% при среднегодовом приросте за период 2,6%. Максимальные приросты спроса на электрическую энергию по ЕЭС России ожидаются в 2012 - 2013 годах (соответственно 3% и 3,5%), что связано с восстановлением обрабатывающего производства и строительства, в наибольшей степени пострадавших от кризисных явлений.
    Прогноз спроса на электрическую энергию по территориям субъектов Российской Федерации сформирован на базе отчетных показателей потребления электрической энергии по территориальным энергосистемам с учетом сведений о заключенных договорах об осуществлении технологического присоединения объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям сетевых организаций, информации региональных органов исполнительной власти об инвестиционных проектах, предполагаемых к реализации в прогнозный период, присоединяемой мощности, о сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения, а также Стратегий социально-экономического развития до 2020 года, разрабатываемых Минрегионом России и утверждаемых Правительством Российской Федерации.
    Прогнозируемые показатели спроса по объединенным энергосистемам (далее - ОЭС), сформированные в рамках прогноза спроса на электрическую энергию по ЕЭС России, представлены в таблице 1.1; по территориальным энергосистемам - в приложении N 1.
    В четырех ОЭС прогнозируются темпы прироста спроса на электрическую энергию выше средних по ЕЭС России: в ОЭС Юга, ОЭС Востока, ОЭС Центра и ОЭС Сибири. Темпы прироста потребления электрической энергии ниже среднего прогнозируются в ОЭС Урала.
    Наиболее высокие темпы увеличения спроса на электрическую энергию ожидаются в ОЭС Юга. Спрос на электрическую энергию в ОЭС Юга может возрасти к концу прогнозного периода по сравнению с 2010 годом почти на 30%. Опережающий рост спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга будет определяться следующими факторами: модернизацией обрабатывающего производства, прежде всего машиностроения, развитием кластеров сельскохозяйственного, энергетического и транспортного машиностроения; развитием предприятий металлургии, реализацией проектов развития нефте- и газодобычи на Каспийском шельфе, расширением трубопроводной системы Каспийского трубопроводного консорциума России (далее - КТК-Р); реализацией проектов, обеспечивающих ввод в эксплуатацию и энергоснабжение олимпийских объектов; формированием на базе крупных агломераций Южного федерального округа (далее - ЮФО) (Ростовской, Волгоградской и Краснодарской) торговых, транспортно-логистических и финансовых центров общенационального и межрегионального значения; реализацией конкурентных преимуществ аграрного сектора; поэтапным развитием туризма и рекреации, увеличением пропускной способности транспортных коммуникаций для обеспечения пассажиропотоков в зоны развития туризма, формированием новых особых туристических зон.
    Среди энергосистем ОЭС Юга как по абсолютному объему потребления электрической энергии, так и по темпам прироста, выделяется энергосистема Краснодарского края. В 2010 году ее доля в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга составила 25%. При прогнозируемом для этой энергосистемы увеличении спроса на электрическую энергию к 2017 году более чем в 1,5 раза (среднегодовой прирост за период 6,5%) ее удельный вес возрастет до 30%. Значительный рост спроса на электрическую энергию будет формироваться за счет ввода новых крупных потребителей. Среди них: Абинский электрометаллургический завод, Туапсинский нефтеперерабатывающий завод (далее - НПЗ), новые цементные заводы. Дополнительным стимулом к ускоренному социально-экономическому развитию региона является проведение в 2014 году Олимпийских игр в районе Сочи.
 

Таблица 1.1. Прогноз потребления электрической энергии на 2011 - 2017 годы, млрд. кВт·ч

 

Факт Среднегодовой темп за 2007 - 2009 гг., % Факт Прогноз Среднегодовой темп за 2011 - 2017 гг., %
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
ЕЭС России <*> 946,45  988,96 1009,35 1039,79 1075,74 1101,83 1130,21 1157,88 1183,43  
годовой темп, % -4,37 -0,03 4,49 2,06 3,02 3,46 2,42 2,58 2,45 2,21 2,60
ЕЭС России с учетом Николаевского энергоузла (справочно) 946,70  989,20 1009,49 1040,04 1075,99 1102,09 1130,47 1158,15 1183,69  
ОЭС Северо-Запада 88,81  92,72 93,87 96,53 98,78 100,68 102,61 104,98 107,38  
годовой темп, % -2,73 0,69 4,40 1,24 2,84 2,33 1,92 1,91 2,31 2,29 2,12
ОЭС Центра 211,71  221,85 227,21 236,12 245,78 252,77 259,50 266,73 273,39  
годовой темп, % -3,99 -0,26 4,79 2,42 3,92 4,09 2,84 2,66 2,79 2,50 3,03
ОЭС Средней Волги 99,34  104,99 106,96 110,44 113,81 116,33 118,43 120,85 123,34  
годовой темп, % -8,04 -1,92 5,69 1,87 3,25 3,05 2,21 1,81 2,04 2,06 2,33
ОЭС Юга 78,10  82,41 85,04 89,28 95,20 98,67 101,12 103,85 106,33  
годовой темп, % -3,56 0,72 5,52 3,19 4,99 6,63 3,64 2,48 2,70 2,39 3,71
ОЭС Урала 239,32  248,73 252,40 257,63 263,72 268,75 273,53 278,04 283,06  
годовой темп, % -4,65 -0,33 3,93 1,47 2,07 2,36 1,91 1,78 1,65 1,81 1,86
ОЭС Сибири 200,92  208,35 213,40 217,91 224,17 229,28 238,72 246,31 251,52  
годовой темп, % -3,98 0,79 3,70 2,42 2,11 2,87 2,28 4,12 3,18 2,12 2,73
ОЭС Востока <*> 28,25  29,91 30,48 31,88 34,29 35,35 36,30 37,12 38,42  
годовой темп, % -1,33 0,81 5,88 1,91 4,62 7,53 3,10 2,69 2,27 3,48 3,64

 
    


    <*> Без учета Николаевского энергоузла.
 
    Примечание: показатели потребления электрической энергии приведены с округлением.
 
    Строительство новых, расширение и реконструкция действующих гостиничных и курортно-оздоровительных комплексов будет способствовать росту спроса на электрическую энергию в сфере услуг.
    Энергосистема Ростовской области характеризуется приростами спроса на электрическую энергию (среднегодовой прирост за период 3,5%), близкими к средним по ОЭС Юга (3,7%). На территории энергосистемы до 2017 года планируется осуществление ряда крупных инвестиционных проектов: расширение производства на ОАО "Таганрогский металлургический завод" (ввод в эксплуатацию электропечи ДСП-150 с увеличением нагрузки до 108 МВт); ввод второй очереди на ОАО "Новошахтинский завод нефтепродуктов" с увеличением объема переработки нефти до 7,5 млн. тонн; строительство нового цементного завода (инвестиционный проект "Лафарж") в Матвеево-Курганском районе.
    Высокие темпы спроса на электрическую энергию (среднегодовой прирост 11,2%) прогнозируются для энергосистемы Республики Калмыкия, что связано со строительством на территории республики новых нефтеперекачивающих станций, предусматриваемых инвестиционным проектом по расширению нефтепровода КТК-Р.
    Крупнейшая в ЕЭС России ОЭС Центра характеризуется высокими темпами увеличения спроса на электрическую энергию (среднегодовой прирост за период 3%). Перспективная потребность в электрической энергии по ОЭС Центра формируется как за счет продолжающегося развития традиционных для регионов, входящих в ОЭС, видов экономической деятельности, так и за счет реализации крупных инвестиционных проектов. Среди них: строительство Калужского научно-производственного электрометаллургического завода, включенного в перечень приоритетных проектов Стратегии развития металлургической промышленности России до 2020 года, утвержденной Приказом Минпромторга России от 18.03.2009 N 150; строительство цементного завода (ООО "Лафарж ГЕО"); создание технологического парка "Людиново". Увеличению спроса на электрическую энергию будет способствовать создание единой системы транспортных коммуникаций и развитие научно-инновационных центров (Сколково, Дубна, Черноголовка, Зеленоград, Троицк, Протвино, Королев, Обнинск).
    Около половины (46%) прироста потребности в электрической энергии по ОЭС Центра формируется в энергосистеме Москвы и Московской области, доля которой в течение всего прогнозного периода сохраняется на уровне 44% от общего потребления электрической энергии по ОЭС. Прогнозируемый рост спроса на электрическую энергию в энергосистеме Москвы и Московской области определяется наличием в Московском регионе значительного потенциала для перспективного социально-экономического и градостроительного развития.
    Темпы роста спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири будут незначительно превышать темпы роста спроса на электрическую энергию в целом по ЕЭС России, что корреспондируется с тезисом о необходимости превышения среднегодового темпа роста валового регионального продукта над среднероссийским показателем, декларируемой в Стратегии социально-экономического развития Сибири до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 05.07.2010 N 1120-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 33, ст. 4444). Динамика увеличения потребления электрической энергии в ОЭС Сибири характеризуется максимальными приростами в 2015 и 2016 годах (соответственно 4,1% и 3,2%), что в значительной степени связано с предполагаемым вводом в эти годы на полную мощность двух крупнейших алюминиевых заводов - Тайшетского (1440 МВт) и Богучанского (1185 МВт). Соответственно, среднегодовые темпы спроса на электрическую энергию в энергосистемах Иркутской области и Красноярского края (3,5%) выше, чем в среднем по ОЭС Сибири. На территории энергосистемы Иркутской области ожидается также ввод Сибирского электрометаллургического завода (далее - СЭМЗ) в Братске с нагрузкой 90 МВт, увеличение в результате проведения модернизации мощности Иркутского алюминиевого завода, ввод дополнительной мощности на трассе магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан (далее - ВСТО) за счет строительства новых нефтеперерабатывающих станций (далее - НПС). На территории энергосистемы Красноярского края дополнительное увеличение потребления электрической энергии будет связано с ожидаемым осуществлением жилищного строительства и развитием инфраструктуры в городе Красноярске.
    Среди энергосистем ОЭС Сибири наибольшее увеличение спроса на электрическую энергию в рассматриваемый период (более чем в 1,5 раза) прогнозируется в Республике Тыва при максимальных приростах в 2014 и 2015 годах. Это связано с возможной реализацией крупных инвестиционных проектов, направленных на освоение полезных ископаемых: строительство горно-обогатительного комбината (далее - ГОК) на базе Ак-Сугского медно-молибденового месторождения, ГОК по разработке Кызыл-Таштыгского месторождения полиметаллических руд; строительство угледобывающего комплекса на Элегестском месторождении. Освоению месторождений будет способствовать строительство железнодорожной линии Кызыл-Курагино.
    Темпы роста спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги прогнозируются ниже средних темпов по ЕЭС России. Значительная часть прироста формируется в энергосистемах Республики Татарстан, Самарской, Нижегородской и Саратовской областей. В Республике Татарстан - за счет модернизации и строительства комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов (ОАО "Танеко"), развития особой экономической зоны промышленно-производственного типа (далее - ОЭЗ ППТ) "Алабуга", строительства объектов для проведения в 2013 году в Казани летней Универсиады. Крупным инвестиционным проектом, реализуемым в прогнозный период в энергосистеме Самарской области, является создание ОЭЗ ППТ с высокотехнологичными производствами в различных отраслях, а также производством автомобильных компонентов. На территории энергосистемы Нижегородской области - ввод комплекса по производству поливинилхлорида (ООО "Русвинил") с выходом на полную мощность к 2015 году; модернизация и расширение металлургического производства на ОАО "Выксунский металлургический завод".
    Около половины объема спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада (47% в 2010 году) приходится на энергосистему Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Доля этой энергосистемы в потреблении электрической энергии ОЭС к 2017 году не только сохранится, но даже увеличится. Прогнозируемый невысокий, но стабильный рост спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада (среднегодовой прирост за период 2,1%) на 56% формируется в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области и определяется увеличением объемов транспортных услуг (реконструкция и сооружение специализированных терминалов в портах Усть-Луга, Приморск, Выборг, Большой порт Санкт-Петербурга, реконструкция аэропорта Пулково), развитием машиностроения (строительство завода по производству высоковольтного электротехнического оборудования на площадях ОАО "Силовые машины"), строительством ряда инфраструктурных объектов.
    Прогнозируемые на 2016 и 2017 годы высокие приросты потребности в электрической энергии по энергосистеме Калининградской области обусловлены объемами потребления электрической энергии на собственные нужды вводимой в указанный период Балтийской атомной электростанции (далее - АЭС).
    Прирост спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала определяется динамикой добычи нефти с учетом выработки старых месторождений и освоением перспективных месторождений Центрального Увата на юге Тюменской области, развитием нефтегазохимических производств (Ново-Уренгойский газохимический комплекс, Тобольскнефтехим); модернизацией и расширением существующих предприятий металлургического производства с использованием энергоэффективных технологий. Доля энергосистем Свердловской и Челябинской областей достигает 40% в суммарном приросте спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала за рассматриваемый период.
    Высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока определяются строительством и вводом в эксплуатацию второй очереди нефтепроводной системы ВСТО (новые НПС в Амурской области, Хабаровском и Приморском краях, нефтеналивной порт в бухте Козьмино); строительством в районе Находки нефтехимического комплекса; освоением Эльгинского угольного месторождения со строительством железной дороги Улак-Эльга; развитием горно-металлургических предприятий Приамурья на базе месторождений: Кимканского и Сутарского - железорудных, Куранахского - титаномагнетитовых руд, золоторудного "Пионер"; строительством объектов для проведения саммита азиатско-тихоокеанского экономического сотрудничества (далее - АТЭС) и созданием университетского городка на острове Русский; развитием портовых комплексов Ванино и Советская Гавань.
    Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии в 2017 году по сравнению с 2010 годом в рамках ЕЭС России, представленное на рисунке 1.2, характеризуется существенным увеличением (на 0,7 процентных пункта) доли ОЭС Центра и ОЭС Юга и снижением доли ОЭС Урала (на 1,2 процентных пункта), ОЭС Северо-Запада и ОЭС Средней Волги. Доля ОЭС Сибири и ОЭС Востока увеличится незначительно.
 

Рисунок 1.2. Прогнозное изменение территориальной структуры потребления электрической энергии (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 

III. Прогноз максимальных электрических нагрузок Единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2011 - 2017 годы

 
    ЕЭС России
    В таблице 2.1 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2011 - 2017 годы. В ниже приведенных таблицах спрос на электрическую энергию представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС).
 

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

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 943,9 986,3 1006,8 1036,8 1072,5 1097,7 1126,1 1153,8 1179,3
P_max собств. млн. кВт 150,0 149,2 153,9 158,9 164,6 168,8 173,0 177,4 181,4

 

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

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 915,6 956,4 976,3 1005,0 1038,2 1062,4 1089,8 1116,6 1140,9
P_max собств. млн. кВт 145,8 145,1 149,6 154,4 159,8 163,8 167,9 172,2 176,0
T_max год. час/год 6279 6592 6525 6508 6498 6486 6490 6486 6482

 
    В таблицах 2.1 и 2.2 не учтены спрос на электрическую энергию и мощность Николаевского энергоузла ввиду непредусматриваемого его присоединения к сетям энергосистемы Хабаровского края в рассматриваемый перспективный период.
    По данным таблицы 2.1 максимальная электрическая нагрузка ЕЭС России на 2017 год прогнозируется на уровне 181,4 млн. кВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за 2011 - 2017 годы около 2,8%.
    На рисунке 2.1 представлен график изменения прогнозных максимальных электрических нагрузок ЕЭС России.
 

Рисунок 2.1. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ЕЭС России и числа часов их использования (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    С учетом основных тенденций изменения режимов потребления электрической энергии, выявленных на основе ретроспективного анализа, заявок потребителей и технических условий на технологическое присоединение, сформированы перспективные режимы потребления электрической энергии по ОЭС.
    Далее представлены характеристики перспективных режимов потребления электрической энергии по каждой из ОЭС.
 
    ОЭС Северо-Запада
    Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 9,6% и 9,4% в 2017 году. В 2011 году собственный максимум электрической нагрузки может достигнуть значения 15 млн. кВт, к 2017 году - 17,2 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимума нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,1%.
    В таблице 2.3 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.
 

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

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 88,8 92,7 93,9 96,5 98,8 100,7 102,6 105,0 107,4
P_max собств. млн. кВт 14,5 14,9 15,0 15,4 15,8 16,1 16,4 16,9 17,2
T_max год. час/год 6090 6224 6276 6261 6255 6247 6241 6229 6236
P_max совм. млн. кВт 14,3 14,7 14,8 15,3 15,7 16,0 16,3 16,7 17,1
T_max совм. час/год 6175 6309 6327 6311 6305 6297 6291 6280 6288

 
    Изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Северо-Запада представлено на рисунке 2.2.
 

Рисунок 2.2. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Северо-Запада и числа часов их использования (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    ОЭС Центра
    В 2011 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 24,2%, а в 2017 году - 24,7%. В 2011 году собственный максимум электрической нагрузки региона прогнозируется на уровне 37,9 млн. кВт, к 2017 году - 45,7 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 3,1%.
    В таблице 2.4 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.
 

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

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 209,1 219,2 224,6 233,2 242,5 248,8 255,5 262,8 269,4
P_max собств. млн. кВт 36,9 36,9 37,9 39,4 41,0 42,2 43,4 44,6 45,7
T_max год. час/год 5665 5940 5929 5923 5908 5892 5892 5892 5894
P_max совм. млн. кВт 36,8 36,6 37,2 38,7 40,2 41,5 42,6 43,8 44,9
T_max совм. час/год 5680 5988 6038 6032 6018 6001 6001 6002 6004

 
 
    Спрос на электрическую энергию в таблице 2.4 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в 2012 году.
    На рисунке 2.3 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Центра на 2011 - 2017 годы.
 

Рисунок 2.3. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Центра и числа часов их использования (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    ОЭС Средней Волги
    Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 11,2% в 2011 году и незначительно снизится к 2017 году - до 11%. К 2011 году собственный максимум электрической нагрузки составит 17,4 млн. кВт, к 2017 году - 20,1 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,6%.
    В таблице 2.5 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.
 

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

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 99,3 105,0 107,0 110,4 113,8 116,3 118,4 120,8 123,3
P_max собств. млн. кВт 17,4 16,8 17,4 18,0 18,5 19,0 19,3 19,7 20,1
T_max год. час/год 5705 6253 6158 6138 6139 6136 6133 6136 6138
P_max совм. млн. кВт 17,4 16,2 17,3 17,9 18,5 18,9 19,2 19,6 20,0
T_max совм. час/год 5705 6476 6183 6163 6163 6161 6158 6161 6163

 
    На рисунке 2.4 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Средней Волги на 2011 - 2017 годы.
 

Рисунок 2.4. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Средней Волги и числа часов их использования (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    ОЭС Юга
    Доля ОЭС Юга в 2011 году составит порядка 8,9% по потреблению мощности от общей максимальной нагрузки ЕЭС России. К 2017 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,5%. В 2011 году собственный максимум электрической нагрузки прогнозируется на уровне 14,2 млн. кВт, к 2017 году - 18 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 4,1%.
    В таблице 2.6 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.
 

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

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 78,1 82,4 85,0 89,3 95,2 98,5 100,9 103,7 106,2
P_max собств. млн. кВт 13,3 13,6 14,2 15,0 16,0 16,6 17,0 17,5 18,0
T_max год. час/год 5870 6039 5974 5965 5961 5946 5940 5933 5922
P_max совм. млн. кВт 12,9 13,6 14,0 14,4 15,3 15,9 16,3 16,8 17,2
T_max совм. час/год 6055 6051 6208 6202 6203 6190 6185 6178 6167

 
    Спрос на электрическую энергию в таблице 2.6 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГАЭС, ввод которой предусмотрен в 2013 году.
    На рисунке 2.5 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Юга на 2011 - 2017 годы.
 

Рисунок 2.5. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Юга и числа часов их использования (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    ОЭС Урала
    Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 23,6% и в 2017 году - 22,7%. Собственный максимум электрической нагрузки в 2011 году прогнозируется на уровне 36,6 млн. кВт, к 2017 году - на уровне 41,5 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,1%.
    В таблице 2.7 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Урала.
 

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

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 239,3 248,7 252,4 257,6 263,7 268,7 273,5 278,0 283,1
P_max собств. млн. кВт 35,6 35,9 36,6 37,5 38,5 39,3 40,1 40,8 41,5
T_max год. час/год 6635 6923 6901 6871 6851 6834 6828 6822 6816
P_max совм. млн. кВт 35,2 34,6 36,3 37,2 38,2 39,0 39,8 40,1 41,2
T_max совм. час/год 6710 7188 6953 6922 6902 6885 6879 6873 6867

 
    На рисунке 2.6 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Урала на 2011 - 2017 годы.
 

Рисунок 2.6. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Урала и числа часов их использования (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    ОЭС Сибири
    Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 19,7% и в 2017 году останется на прежнем уровне. Собственный максимум электрической нагрузки к 2011 году прогнозируется на уровне 31,7 млн. кВт, к 2017 году - на уровне 37,6 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,5%.
    В таблице 2.8 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Сибири.
 

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

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 200,9 208,4 213,4 217,9 224,2 229,3 238,7 246,3 251,5
P-max собств. млн. кВт 31,1 31,7 32,0 32,6 33,5 34,3 35,6 36,8 37,6
T_max год. час/год 6460 6564 6675 6675 6682 6680 6706 6702 6693
P_max совм. млн. кВт 29,2 29,3 30,3 30,9 31,8 32,5 33,7 34,8 35,6
T_max совм. час/год 6880 7119 7047 7048 7056 7054 7080 7074 7065

 
    На рисунке 2.7 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Сибири и чисел часов их использования на 2011 - 2017 годы.
 

Рисунок 2.7. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Сибири и числа часов их использования (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    ОЭС Востока
    Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 2,8%, а к в 2017 году увеличится до 3%. Собственный максимум электрической нагрузки ОЭС Востока (без Николаевского энергоузла) в 2011 году прогнозируется на уровне 5,2 млн. кВт, к 2017 году - 6,6 млн. кВт. Среднегодовые темпы прироста максимума электрической нагрузки за 2011 - 2017 годы составят около 3,5%.
    В таблице 3.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.
 

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

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 28,2 29,9 30,5 31,9 34,3 35,3 36,3 37,1 38,4
P_max собств. млн. кВт 5,0 5,2 5,2 5,5 5,9 6,0 6,2 6,4 6,6
T_max год. час/год 5715 5736 5820 5782 5823 5854 5843 5822 5835
P-max совм. млн. кВт 4,0 4,1 4,3 4,5 4,8 5,0 5,1 5,2 5,4
T_max совм. час/год 7210 7411 7078 7031 7080 7119 7105 7080 7095

 
    На рисунке 2.8 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Востока на 2011 - 2017 годы.
 

Рисунок 2.8. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Востока (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    Отчетные и перспективные показатели режимов потребления электрической энергии Николаевского энергоузла на 2011 - 2017 годы представлены в таблице 2.10.
 

Таблица 2.10. Отчетные и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии Николаевского энергоузла

 

Наименование Единицы измерения Факт Прогноз
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 0,248 0,242 0,250 0,253 0,257 0,259 0,262 0,266 0,268
P_max собств. млн. кВт 0,042 0,040 0,045 0,046 0,046 0,047 0,047 0,048 0,048
T_max год. час/год 5905 6050 55554 5500 5587 5511 5574 5542 5583

 
    Для сопоставимости балансов мощности в отчетном и прогнозных периодах в таблице 2.11 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока с учетом Николаевского энергоузла.
 

Таблица 2.11. Прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока с учетом Николаевского энергоузла

 

Наименование Единицы измерения 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Э год млрд. кВтч 30,726 32,136 34,540 35,606 36,560 37,389 38,683
P_max собст. млн. кВт 5,281 5,560 5,934 6,085 6,259 6,424 6,632
T_max год. час/год 5818 5780 5820 5852 5841 5820 5833

 

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

 
    Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири, входящих в состав ценовых зон оптового рынка электрической энергии (мощности), сформирован на основании порядка определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядка определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон) свободного перетока электрической энергии (мощности). По ОЭС Востока, относящейся к неценовой зоне оптового рынка электрической энергии (мощности), - в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281 (далее - Методические рекомендации).
    Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию сформирован с учетом обеспечения необходимого резерва мощностей, рассчитанного с использованием значений (коэффициентов), установленных законодательством и/или определяемых в порядке, установленном законодательством (нормативный расчетный резерв мощности).
    При оценке потребности в мощности для ОЭС 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 совмещенный максимум потребления (без учета экспорта) по ЕЭС России на уровне 2011 года составит 153,9 млн. кВт и возрастет к 2017 году до 181,5 млн. кВт, а без учета ОЭС Востока - 149,6 и 176,0 млн. кВт соответственно.
    Величина экспорта (импорта) мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров и предварительных соглашений по данным ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС".
    Экспортные поставки из ЕЭС России в 2012 - 2017 годах предусматриваются в объеме 1,37 млн. кВт/10,2 млрд. кВт·ч. Прогнозируемые объемы экспорта мощности на час годового совмещенного максимума ЕЭС и годовые объемы передаваемой электрической энергии с указанием стран, в которые осуществляются экспортные поставки, представлены в таблице 3.1.
    На период до 2017 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии в Финляндию (0,45 млн. кВт/3,94 млрд. кВт·ч), страны Балтии (0,3 млн. кВт/2,64 млрд. кВт·ч), Беларусь (0,5 млн. кВт/3 млрд. кВт·ч), Монголию (0,06 млн. кВт/0,25 млрд. кВт·ч).
    Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 0,03 млн. кВт/0,13 млрд. кВт·ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период осуществляется приграничный экспорт в Китай в объеме 0,002 млн. кВт/0,02 млрд. кВт·ч.
    Гарантированные экспортные поставки в Казахстан в рассматриваемой перспективе планируются в объеме 0,005 млн. кВт/0,04 млрд. кВт·ч.
    Импорт мощности и электрической энергии в период до 2017 года связан в основном с режимными перетоками из Азербайджана (в ночные часы), Грузии (передача в период паводка) и Монголии (ночной и сезонный провал нагрузки потребителей), суммарный объем которых на уровне 2017 года оценивается 0,65 млн. кВт/2,12 млрд. кВт·ч (таблица 3.2).
 

Таблица 3.1. Прогноз экспорта электрической энергии и мощности по ОЭС и ЕЭС России

 

Наименование 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
энергия мощность энергия мощность энергия мощность энергия мощность энергия мощность энергия мощность энергия мощность
млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт
ЕЭС России, всего 20 239 3 480 10 165,5 1 370 10 165,5 1 370 10 165,5 1 370 10 165,5 1 370 10 165,5 1 370 10 165,5 1 370
ОЭС Северо-Запада 14 600 2 050 6 577 750 6 577 750 6 577 750 6 577 750 6 577 750 6 577 750
Финляндия 9 600 1 450 3 942 450 3 942 450 3 942 450 3 942 450 3 942 450 3 942 450
Балтия 5 000 600 2 635 300 2 635 300 2 635 300 2 635 300 2 635 300 2 635 300
ОЭС Центра 3 300 500 3 000 500 3 000 500 3 000 500 3 000 500 3 000 500 3 000 500
Беларусь 3 300 500 3 000 500 3 000 500 3 000 500 3 000 500 3 000 500 3 000 500
ОЭС Средней Волги 0 0 40 5 40 5 40 5 40 5 40 5 40 5
Казахстан   40 5 40 5 40 5 40 5 40 5 40 5
ОЭС Юга 430 570 132 30 132 30 132 30 132 30 132 30 132 30
Грузия 130 400 132 30 132 30 132 30 132 30 132 30 132 30
Азербайджан 20 100             
Южная Осетия 130 35             
Турция 150 35             
ОЭС Урала 500 100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Казахстан 500 100             
ОЭС Сибири 210 90 399 83 399 83 399 83 399 83 399 83 399 83
Монголия 210 90 251 63 251 63 251 63 251 63 251 63 251 63
Казахстан   148 20 148 20 148 20 148 20 148 20 148 20
ОЭС Востока 1 199 170 17,5 2 17,5 2 17,5 2 17,5 2 17,5 2 17,5 2
Китай 1 199 170 17,5 2 17,5 2 17,5 2 17,5 2 17,5 2 17,5 2

 
 

Таблица 3.2. Прогноз импорта электрической энергии и мощности по ОЭС и ЕЭС России

 

Наименование 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
энергия мощность энергия мощность энергия мощность энергия мощность энергия мощность энергия мощность энергия мощность
млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт млн. кВтч МВт
ЕЭС России, всего 1 620 600 1 920 600 1 920 600 1 920 600 2 120 650 2 120 650 2 120 650
ОЭС Юга 800 500 1 400 500 1 400 500 1 400 500 1 600 550 1 600 550 1 600 550
Азербайджан 200 100 400 100 400 100 400 100 600 150 600 150 600 150
Грузия 600 400 1 000 400 1 000 400 1 000 400 1 000 400 1 000 400 1 000 400
ОЭС Урала 800 100 500 100 500 100 500 100 500 100 500 100 500 100
Казахстан 800 100 500 100 500 100 500 100 500 100 500 100 500 100
ОЭС Сибири 20  20  20  20  20  20  20  
Монголия 20  20  20  20  20  20  20  

 
    Нормативный расчетный резерв мощности (с учетом экспортных поставок) на час максимума ЕЭС по различным ОЭС в процентах от максимума потребления представлен в таблице 3.3. По ОЭС Сибири и Востока резерв мощности приведен на собственный максимум потребления ОЭС.
    Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России (с учетом экспортных поставок) на уровне 2011 года должна составить 39,7 млн. кВт, на уровне 2017 года - 43,8 млн. кВт.
 

Таблица 3.3. Нормативный расчетный резерв мощности (с учетом экспортных поставок), %

 

ОЭС %
2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
ОЭС Северо-Запада 37,6 28,6 28,5 28,4 28,2 28,1 28,0
ОЭС Центра 25,6 25,5 25,4 25,3 25,3 25,2 25,1
ОЭС Средней Волги 21,9 21,9 21,9 21,8 21,8 21,8 21,8
ОЭС Юга 29,0 25,1 25,1 25,1 25,1 25,1 25,1
ОЭС Урала 23,1 23,0 23,0 22,9 22,9 22,9 22,8
ОЭС Сибири 24,0 24,0 23,9 23,9 23,8 23,8 23,8
ОЭС Востока 25,2 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0
ЕЭС России 25,8 24,4 24,3 24,3 24,3 24,2 24,2

 
    Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в 2011 - 2017 годах представлено на рисунке 3.1 и в таблице 3.4.
 

Рисунок 3.1. Спрос на мощность в ЕЭС России (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 

Таблица 3.4. Спрос на мощность, млн. кВт

 

2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
ОЭС Северо-Запада
Максимум нагрузки 14836 15295 15668 15989 16310 16717 17077
Нормативный расчетный резерв мощности 5573 4376 4461 4533 4606 4697 4779
в т.ч. экспорт (справочно) 2050 750 750 750 750 750 750
Спрос на мощность - всего 20409 19671 20129 20522 20916 21414 21856
ОЭС Центра
Максимум нагрузки 37204 38657 40298 41464 42583 43783 44878
Нормативный расчетный резерв мощности 9523 9848 10231 10500 10758 11032 11281
в т.ч. экспорт (справочно) 500 500 500 500 500 500 500
Спрос на мощность - всего 46727 48505 50529 51964 53341 54815 56159
ОЭС Средней Волги
Максимум нагрузки 17299 17920 18465 18882 19233 19616 20015
Нормативный расчетный резерв мощности 3788 3922 4036 4124 4198 4278 4360
в т.ч. экспорт (справочно) 0 5 5 5 5 5 5
Спрос на мощность - всего 21087 21842 22501 23006 23431 23894 24375
ОЭС Юга
Максимум нагрузки 13699 14397 15346 15912 16322 16784 17213
Нормативный расчетный резерв мощности 3973 3609 3855 3998 4100 4213 4318
в т.ч. экспорт (справочно) 570 30 30 30 30 30 30
Спрос на мощность - всего 17672 18006 19201 19910 20422 20997 21531
ОЭС Урала
Максимум нагрузки 36302 37218 38210 39035 39762 40453 41218
Нормативный расчетный резерв мощности 8388 8577 8782 8953 9104 9248 9407
в т.ч. экспорт (справочно) 0 0 0 0 0 0 0
Спрос на мощность - всего 44690 45795 46992 47988 48866 49701 50625
ОЭС Сибири
Максимум нагрузки 30282 30920 31770 32505 33718 34817 35601
Нормативный расчетный резерв мощности 7316 7449 7638 7800 8072 8318 8491
в т.ч. экспорт (справочно) 90 83 83 83 83 83 83
Спрос на мощность - всего 37598 38369 39408 40305 41790 43135 44092
ОЭС Востока
Максимум нагрузки 4351 4581 4896 5022 5168 5305 5476
Нормативный расчетный резерв мощности 1127 1010 1079 1107 1139 1169 1207
в т.ч. экспорт (справочно) 170 2 2 2 2 2 2
Спрос на мощность - всего 5478 5591 5975 6129 6307 6474 6683
ЕЭС России
Максимум нагрузки 153973 158988 164653 168809 173096 177475 181478
Нормативный расчетный резерв мощности 39688 38791 40082 41015 41977 42955 43843
в т.ч. экспорт (справочно) 3380 1370 1370 1370 1370 1370 1370
Спрос на мощность - всего 193661 197779 204735 209824 215073 220430 225321
ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки
Максимум нагрузки 31972 32648 33546 34321 35596 36752 37578
Нормативный расчетный резерв мощности 7689 7831 8030 8202 8488 8746 8929
в т.ч. экспорт (справочно) 90 83 83 83 83 83 83
Спрос на мощность - всего 39661 40479 41576 42523 44084 45498 46507
ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки
Максимум нагрузки 5281 5560 5934 6085 6259 6424 6632
Нормативный расчетный резерв мощности 1332 1225 1307 1341 1379 1415 1461
в т.ч. экспорт (справочно) 170 2 2 2 2 2 2
Спрос на мощность - всего 6613 6785 7241 7426 7638 7839 8093
БЭС России (на собственный максимум ОЭС Сибири и Востока)
Максимум нагрузки 156593 161695 167467 171688 176065 180529 184611
Нормативный расчетный резерв мощности 40266 39388 40702 41651 42633 43629 44535
в т.ч. экспорт (справочно) 3380 1370 1370 1370 1370 1370 1370
Спрос на мощность - всего 196859 201083 208169 213339 218698 224158 229146

 
 

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

 
    Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2011 - 2017 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в 2011 - 2017 годах и мероприятий по демонтажу, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования в соответствии с предложениями генерирующих компаний (ноябрь - декабрь 2010 года), а также с учетом вводов объектов генерации по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок (по состоянию на 01.02.2011).
    Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2011 - 2017 годы составят 7,83 млн. кВт, в том числе на АЭС - 0,83 млн. кВт (демонтаж третьего и четвертого энергоблоков на Нововоронежской АЭС (2 x 417 МВт) в энергосистеме Воронежской области ОЭС Центра в 2016 и 2017 годах), на гидроэлектростанциях (далее - ГЭС) - 0,03 млн. кВт и на тепловых электростанциях (далее - ТЭС) - 6,97 млн. кВт.
    Объемы и структура демонтажа генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в таблице 4.1, на рисунке 4.1 и в приложении N 2.
 

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

 

2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2011 - 2017 гг.
ЕЭС России, всего 1133,0 713,7 342,0 963,9 1822,3 1549,0 1307,7 7831,6
АЭС      417,0 417,0 834,0
ГЭС    15,1 15,1   30,2
ТЭС 1133,0 713,7 342,0 948,8 1807,2 1132,0 890,7 6967,4
в т.ч. ТЭЦ 869,0 635,7 242,0 694,8 1362,2 612,0 711,5 5127,2
КЭС <*> 264,0 78,0 100,0 254,0 445,0 520,0 179,2 1840,2
в т.ч. под замену 62,0 260,7 150,0 451,0 954,2 102,0 312,0 2291,9
ТЭС 62,0 260,7 150,0 451,0 954,2 102,0 312,0 2291,9
в т.ч. ТЭЦ 62,0 182,7 150,0 251,0 754,2 102,0 312,0 1813,9
КЭС  78,0  200,0 200,0   478,0
ОЭС Северо-Запада, всего  234,0  153,9 172,1 160,0 85,5 805,5
ГЭС    15,1 15,1   30,2
ТЭС  234,0  138,8 157,0 160,0 85,5 775,3
в т.ч. ТЭЦ  156,0  138,8 150,0 160,0 85,5 690,3
КЭС  78,0   7,0   85,0
в т.ч. под замену  78,0   60,0 25,0  163,0
ТЭС  78,0   60,0 25,0  163,0
в т.ч. ТЭЦ     60,0 25,0  85,0
КЭС  78,0      78,0
ОЭС Центра, всего 50,0 96,5 92,0 60,0 208,0 947,0 429,0 1882,5
АЭС      417,0 417,0 834,0
ТЭС 50,0 96,5 92,0 60,0 208,0 530,0 12,0 1048,5
в т.ч. ТЭЦ 50,0 96,5 92,0 60,0 180,0 110,0 12,0 600,5
КЭС     28,0 420,0  448,0
в т.ч. под замену 50,0 54,5  60,0  60,0 12,0 236,5
ТЭС 50,0 54,5  60,0  60,0 12,0 236,5
в т.ч. ТЭЦ 50,0 54,5  60,0  60,0 12,0 236,5
ОЭС Средней Волги, всего 541,0 222,0  150,0 147,0 50,0 105,0 1215,0
ТЭС 541,0 222,0  150,0 147,0 50,0 105,0 1215,0
в т.ч. ТЭЦ 541,0 222,0  150,0 147,0 50,0 105,0 1215,0
в т.ч. под замену  50,0  50,0    100,0
ТЭС  50,0  50,0    100,0
в т.ч. ТЭЦ  50,0  50,0    100,0
ОЭС Юга, всего 453,0 18,0   20,0  129,2 620,2
ТЭС 453,0 18,0   20,0  129,2 620,2
в т.ч. ТЭЦ 189,0 18,0   20,0  50,0 277,0
КЭС 264,0      79,2 343,2
ОЭС Урала, всего 89,0 118,2 200,0 180,0 788,2 252,0 400,0 2027,4
ТЭС 89,0 118,2 200,0 180,0 788,2 252,0 400,0 2027,4
в т.ч. ТЭЦ 89,0 118,2 100,0 180,0 638,2 152,0 300,0 1577,4
КЭС   100,0  150,0 100,0 100,0 450,0
в т.ч. под замену 12,0 58,2 100,0  553,2 17,0 300,0 1040,4
ТЭС 12,0 58,2 100,0  553,2 17,0 300,0 1040,4
в т.ч. ТЭЦ 12,0 58,2 100,0  553,2 17,0 300,0 1040,4
ОЭС Сибири, всего  25,0 50,0 341,0 341,0   757,0
ТЭС  25,0 50,0 341,0 341,0   757,0
в т.ч. ТЭЦ  25,0 50,0 141,0 141,0   357,0
КЭС    200,0 200,0   400,0
в т.ч. под замену  20,0 50,0 341,0 341,0   752,0
ТЭС  20,0 50,0 341,0 341,0   752,0
в т.ч. ТЭЦ  20,0 50,0 141,0 141,0   352,0
КЭС    200,0 200,0   400,0
ОЭС Востока, всего    79,0 146,0 140,0 159,0 524,0
ТЭС    79,0 146,0 140,0 159,0 524,0
в т.ч. ТЭЦ    25,0 86,0 140,0 159,0 410,0
КЭС    54,0 60,0   114,0

 
    


    <*> КЭС - конденсационные электростанции.
 

Рисунок 4.1. Демонтаж генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в ЕЭС России (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    Объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в конкурентном отборе мощности (далее - КОМ), составит: к 2012 году - 1,23 млн. кВт, к 2013 году - 2,72 млн. кВт, к 2014 году - 1,91 млн. кВт, к 2015 году - 2,02 млн. кВт, к 2016 году - 0,66 млн. кВт и к 2017 году - 0,3 млн. кВт, суммарно за 2012 - 2017 годы - 8,84 млн. кВт.
    В таблице 4.2 и на рисунке 4.2 представлены объемы оборудования ТЭС, которое не будет допущено к КОМ, с выделением объемов оборудования, запланированного собственниками к выводу из эксплуатации. По ОЭС Востока, которая не входит в ценовые зоны и в которой не предусматривается проведение КОМ, в таблице 4.2 справочно приведены объемы оборудования, не соответствующие минимальным техническим требованиям для участия в КОМ.
 

Таблица 4.2. Объемы оборудования ТЭС, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ <*>, МВт

 
    


    <*> По ОЭС Востока информация представлена справочно.
 

2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2011 - 2017 гг.
ЕЭС России        
Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего 1256,5 2775,4 1940 2022,7 658,5 311,3 8964,4
в т.ч. запланированное к демонтажу 39 129 314 191,2 397 139 1209,2
ОЭС Северо-Запада        
Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего 209 122 110 186 77 46 750
в т.ч. запланированное к демонтажу 0 0 88 0 0 0 88
ОЭС Центра        
Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего 218,3 413 214 211 25 56 1137,3
в т.ч. запланированное к демонтажу 0 9 0 27 0 0 36
ОЭС Средней Волги        
Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего 158 306 226 67 25 0 782
в т.ч. запланированное к демонтажу 12 0 70 42 25 0 149
ОЭС Юга        
Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего 60 124,2 58 61 75 42 420,2
в т.ч. запланированное к демонтажу 0 0 22 0 25 42 89
ОЭС Урала        
Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего 450,7 1081 1065 678,2 184,5 107,3 3566,7
в т.ч. запланированное к демонтажу 27 100 127 122,2 175 85 636,2
ОЭС Сибири        
Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего 132,5 678,2 235 819,5 272 48 2185,2
в т.ч. запланированное к демонтажу 0 20 0 0 172 0 192
ОЭС Востока        
Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего 28 51 32 0 0 12 123
в т.ч. запланированное к демонтажу 0 0 7 0 0 12 19

 
 

Рисунок 4.2. Демонтаж генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования на ТЭС в ЕЭС России объемы оборудования ТЭС, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в приложении N 3.
    Объемы и структура реконструкции генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в приложении N 4.
    Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России с учетом демонтажа устаревшего оборудования, планируемого присоединения (отсоединения) генерирующих объектов и изменения установленной мощности генерирующего оборудования после проведения реконструкции и модернизации представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.3.
    Установленная мощность действующих электростанций по ЕЭС России к 2017 году снизится на 6,3 млн. кВт (с 214,9 млн. кВт в 2010 году до 208,6 млн. кВт в 2017 году).
 

Таблица 4.3. Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России (без учета ввода новых объектов генерации), МВт

 

ФАКТ ПРОГНОЗ
2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Мощность действующих электростанций - всего 214868,6 213846,0 213743,6 213550,2 212794,1 211165,9 209763,4 208567,2
АЭС 24266,0 24266,0 24266,0 24266,0 24266,0 24266,0 23849,0 23432,0
ГЭС 44228,8 44266,6 44343,9 44452,4 44515,4 44596,4 44678,9 44778,9
ТЭС 146061,3 144999,3 144813,6 144509,6 143686,8 141977,6 140909,6 140028,9
ВИЭ 312,5 314,1 320,1 322,2 325,9 325,9 325,9 327,4
в т.ч. малые ГЭС 292,5 294,1 300,1 302,2 305,9 305,9 305,9 307,4
Демонтаж мощности  1133,0 713,7 342,0 963,9 1822,3 1549,0 1307,7
АЭС  0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 417,0 417,0
ГЭС  0,0 0,0 0,0 15,1 15,1 0,0 0,0
ТЭС  1133,0 713,7 342,0 948,8 1807,2 1132,0 890,7
ВИЭ  0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Присоединение (+), отсоединение (-)  0,0 260,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
АЭС  0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
ГЭС  0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
ТЭС  0,0 260,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
ВИЭ  0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Перемаркировка  58,5 147,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
АЭС  0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
ГЭС  9,5 5,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
ТЭС  49,0 142,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
ВИЭ  0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Реконструкция, модернизация и восстановление ресурса  51,9 203,8 148,6 207,8 194,1 146,5 111,5
АЭС  0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
ГЭС  28,3 71,8 108,5 78,1 96,1 82,5 100,0
ТЭС  22,0 126,0 38,0 126,0 98,0 64,0 10,0
ВИЭ  1,6 6,0 2,1 3,7 0,0 0,0 1,5
в т.ч. малые ГЭС  1,6 6,0 2,1 3,7 0,0 0,0 1,5

 
    Примечание: в составе возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ) учитываются ветровые электростанции (далее - ВЭС), приливные электростанции (далее - ПЭС), ТЭЦ на биомассе (далее - БиоТЭЦ) и малые ГЭС (ГЭС с установленной мощностью 25 МВт и менее).
 

Рисунок 4.3. Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    В 2010 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 2,88 млн. кВт. Структура вводов генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России в 2010 году приведена в таблице 4.4.
 

Таблица 4.4. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России в 2010 году

 

Станционный номер Оборудование Установленная мощность, МВт
ЕЭС России   2886,2
ОЭС Северо-Запада   605,83
Калининградская ТЭЦ-2 N 2 ПГУ <*> 425
Первомайская ТЭЦ-14  ПГУ 180
ДЭС <**> в Республике Коми  дизельгенератор 0,83
ОЭС Центра   700,2
ГРЭС-24 N 1 ГТУ <***> 110
Сасовская ГТ-ТЭЦ N 1 - 2 ГТ-009 18
Шатурская ГРЭС N 7 ПГУ-400 393,4
Красавинская ТЭЦ N 1 - 4 ПГУ 63,8
Воронежская ТЭЦ-2  ПГУ 115,0
ОЭС Средней Волги   110
Самарская ГРЭС N 1 ПТ-122,9/0,6 12,0
Мордовцемент N 1 - 3 ПГУ 73,0
ТЭЦ Балаковского завода минеральных удобрений (блокстанция)  П-25-34/0,6 25,0
ОЭС Юга   1124,5
Ростовская АЭС N 2 ВВЭР 1000
Эшкаконская МГЭС N 1  0,6
Элистинская ГТ-ТЭЦ N 1 - 2 ГТ-009 18
Кашхатау ГЭС N 1 - 3  65,1
Шахтинская ГТЭС  ПГУ 40,8
ОЭС Урала   201,57
Пермская ТЭЦ-13 N 4 ГТЭ-16ПА 16
Магнитогорская ГТ-ТЭЦ N 1 - 2 ГТУ009 18
Ноябрьская ПГЭ N 1 ПГУ 59,57
Ноябрьская ПГЭ N 2 ПГУ 60
Южно-Приобская ТЭЦ  ГТУ 48
ОЭС Сибири   44,1
Иркутская ТЭЦ-12 N 2  6
ГТЭС ПС ГПП-3 N 1 ГТУ 22,5
Белокурхинская ТЭЦ N 1 - 8 ГПА 15,6
ОЭС Востока   100
Партизанская ГРЭС N 2 К-100-90-6 100

 
    


    <*> ПГУ - парогазовая установка.
    <**> ДЭС - дизельная электростанция.
    <***> ГТУ - газотурбинная установка.
 
    Вводы нового генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России в 2011 - 2017 годах предусматриваются в объеме 50,05 млн. кВт, в т.ч. на АЭС - 9,88 млн. кВт, на ГЭС - 4,09 млн. кВт, на ГАЭС - 0,98 млн. кВт, на ТЭС - 34,44 млн. кВт и на ВИЭ - 0,66 млн. кВт. Из общего объема запланированных вводов выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью реализации.
    Для целей настоящего документа к генерирующим объектам с высокой вероятностью реализации 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 ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "РусГидро", ОАО "РАО ЭС Востока" и других компаний;
    - генерирующие объекты, вводы которых учтены в балансе Федеральной службы по тарифам на 2011 год;
    - генерирующие объекты, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения;
    - генерирующие объекты, включенные в Сводный план-график мероприятий, направленных на повышение надежности энергосистемы Москвы и Московской области в 2010 - 2015 годах;
    - генерирующие объекты с высокой степенью строительной готовности;
    - генерирующие объекты, предложенные ОАО "СО ЕЭС" (ПГУ в Тарко-Сале, Уссурийская ТЭЦ).
    Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в таблице 4.5, на рисунках 4.4, 4.5, 4.6 и в приложении N 5.
    Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в приложении N 6.
 

Таблица 4.5. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. Всего за 2011 - 2017 гг.
ЕЭС России - всего 7754,3 5986,3 7756,9 11032,0 9630,1 5219,0 2674,0 50052,6
в т.ч. с высокой вероятностью реализации 7633,3 5844,2 6534,9 8577,0 7983,0 3306,0 1270,0 41148,4
АЭС 1000,0  1180,0 3126,0 1180,0 2326,0 1070,0 9882,0
ГЭС  1999,8 1441,9 160,0 401,1  92,0 4094,8
ГАЭС  420,0 350,0 210,0    980,0
ТЭС 6740,1 3534,4 4741,3 7516,6 7499,0 2893,0 1512,0 34436,4
в т.ч. ТЭЦ 4077,0 2127,6 2929,5 4177,8 2041,0 1283,0 1352,0 17987,9
КЭС 2663,1 1406,8 1811,8 3338,8 5458,0 1610,0 160,0 16448,5
ВИЭ 14,2 32,1 43,7 19,4 550,0   659,4
в т.ч. ВЭС  23,0   550,0   573,0
ПЭС    12,0    12,0
Малые ГЭС 14,2 9,1 43,7 7,4    74,4
в т.ч. замена 352,5 301,5 912,0 1075,0 190,0 95,0 270,0 3196,0
ГЭС       30,0 30,0
ТЭС 352,5 301,5 912,0 1075,0 190,0 95,0 240,0 3166,0
в т.ч. ТЭЦ 352,5 61,5 722,0 220,0 360,0 95,0 240,0 2051,0
КЭС    805,0 310,0   1115,0
ОЭС Северо-Запада - всего 1350,0 630,0 440,0 1845,8 163,8 2525,0 244,0 7198,6
в т.ч. с высокой вероятностью реализации 1350,0 630,0 410,0 1365,8  2426,0  6181,8
АЭС    1176,0  2326,0  3502,0
ГЭС     43,8   43,8
ТЭС 1350,0 630,0 440,0 657,8 70,0 199,0 244,0 3590,8
в т.ч. ТЭЦ 650,0 630,0 440,0 657,8 70,0 199,0 244,0 2890,8
КЭС 700,0       700,0
ВИЭ    12,0 50,0   62,0
в т.ч. ВЭС     50,0   50,0
ПЭС    12,0    12,0
в т.ч. замена     70,0 35,0  105,0
ТЭС     70,0 35,0  105,0
в т.ч. ТЭЦ     70,0 35,0  105,0
ОЭС Центра - всего 2149,0 1157,6 1703,8 2393,8 2016,0 60,0  9480,2
в т.ч. с высокой вероятностью реализации 2099,0 1136,5 1603,8 2393,8 1930,0   9163,1
АЭС 1000,0  1180,0  1180,0   3360,0
ГАЭС  420,0 210,0 210,0    840,0
ТЭС 1149,0 737,6 313,8 2183,8 836,0 60,0  5280,2
в т.ч. ТЭЦ 1059,0 412,6 50,0 1970,0 416,0 60,0  3967,6
КЭС 90,0 325,0 263,8 213,8 420,0   1312,6
в т.ч. замена  61,5 50,0   60,0  171,5
ТЭС  61,5 50,0   60,0  171,5
в т.ч. ТЭЦ  61,5 50,0   60,0  171,5
ОЭС Средней Волги - всего 261,0 121,0 690,0 845,0 458,0 951,0 240,0 3566,0
в т.ч. с высокой вероятностью реализации 261,0  240,0 80,0 348,0   929,0
ТЭС 261,0 121,0 690,0 845,0 458,0 951,0 240,0 3566,0
в т.ч. ТЭЦ 261,0 121,0 690,0 690,0 128,0 951,0 240,0 3081,0
КЭС    155,0 330,0   485,0
в т.ч. замена   240,0 145,0    385,0
ТЭС   240,0 145,0    385,0
в т.ч. ТЭЦ   240,0 100,0    340,0
КЭС    45,0    45,0
ОЭС Юга - всего 1124,2 394,1 1291,7 1917,4 1397,3 420,0 1236,0 7780,7
в т.ч. с высокой вероятностью реализации 1124,2 394,1 1291,7 1257,4 370,0 420,0 1070,0 5927,4
АЭС    1070,0   1070,0 2140,0
ГЭС   442,0  197,3  62,0 701,3
ГАЭС   140,0     140,0
ТЭС 1110,0 385,0 690,0 840,0 700,0 420,0 104,0 4249,0
в т.ч. ТЭЦ 710,0 385,0 370,0    104,0 1569,0
КЭС 400,0  320,0 840,0 700,0 420,0  2680,0
ВИЭ 14,2 9,1 19,7 7,4 500,0   550,4
в т.ч. ВЭС     500,0   500,0
Малые ГЭС 14,2 9,1 19,7 7,4    50,4
в т.ч. замена 110,0       110,0
ТЭС 110,0       110,0
в т.ч. ТЭЦ 110,0       110,0
ОЭС Урала - всего 2858,1 1088,0 2143,0 2445,0 3853,0 533,0 624,0 13544,1
в т.ч. с высокой вероятностью реализации 2799,1 1088,0 1613,0 2445,0 3693,0 460,0 200,0 12298,1
АЭС    880,0    880,0
ГЭС       30,0 30,0
ТЭС 2858,1 1088,0 2143,0 1565,0 3853,0 533,0 594,0 12634,1
в т.ч. ТЭЦ 1397,0 220,0 915,0 295,0 955,0 73,0 594,0 4449,0
КЭС 1461,1 868,0 1228,0 1270,0 2898,0 460,0  8185,1
в т.ч. замена 242,5  420,0 515,0 115,0  270,0 1562,5
ГЭС       30,0 30,0
ТЭС 242,5  420,0 515,0 115,0  240,0 1532,5
в т.ч. ТЭЦ 242,5  420,0 65,0 115,0  240,0 1082,5
КЭС    450,0    450,0
ОЭС Сибири - всего 12,0 2572,6 1135,9 1315,0 1397,0 730,0 260,0 7422,5
в т.ч. с высокой вероятностью реализации  2572,6 1023,9 765,0 1297,0   5658,5
ГЭС  1999,8 999,9     2999,7
ТЭС 12,0 572,8 112,0 1315,0 1397,0 730,0 260,0 4398,8
в т.ч. ТЭЦ  359,0 112,0 455,0 287,0  100,0 1313,0
КЭС 12,0 213,8  860,0 1110,0 730,0 160,0 3085,8
ВИЭ   24,0     24,0
в т.ч. Малые ГЭС   24,0     24,0
в т.ч. замена   12,0 365,0 485,0   862,0
ТЭС   12,0 365,0 485,0   862,0
в т.ч. ТЭЦ   12,0 55,0 175,0   242,0
КЭС    310,0 310,0   620,0
ОЭС Востока - всего  23,0 352,5 270,0 345,0  70,0 1060,5
в т.ч. с высокой вероятностью реализации  23,0 352,5 270,0 345,0   990,5
ГЭС    160,0 160,0   320,0
ТЭС   352,5 110,0 185,0  70,0 717,5
в т.ч. ТЭЦ   352,5 110,0 185,0  70,0 717,5
ВИЭ  23,0      23,0
в т.ч. ВЭС  23,0      23,0

 
    Наиболее значительный объем вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования до 2017 года планируется в ОЭС Центра (9,48 млн. кВт, в том числе с высокой вероятностью реализации - 9,16 млн. кВт) и в ОЭС Урала (13,54 млн. кВт, в том числе с высокой вероятностью реализации - 12,3 млн. кВт).
 

Рисунок 4.4. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России с выделением доли вводов с высокой вероятностью реализации (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 

Рисунок 4.5. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 

Рисунок. 4.6. Структура вводов мощности на электростанциях ЕЭС России по генерирующим компаниям (не приводится) <*>

    


    <*> Рисунок не приводится.
 
    Развитие атомной энергетики в 2011 - 2017 годах предусматривается за счет установки новых энергоблоков на действующих АЭС (в том числе четвертый энергоблок типа водно-водяного энергетического реактора (далее - ВВЭР) мощностью 1000 МВт в 2011 году на Калининской АЭС, энергоблоки N 3 и N 4 типа ВВЭР мощностью 1070 МВт в 2014 и 2017 годах на Ростовской АЭС, четвертый энергоблок типа БН-880 в 2014 году на Белоярской АЭС), а также сооружения новых АЭС.
    Сооружение АЭС на новых площадках предусматривается в:
    - ОЭС Северо-Запада - Балтийской АЭС в Калининградской области (с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1150 МВт в 2016 году) и Ленинградской АЭС-2 (предзамена выбывающих в 2018 и 2020 годах энергоблоков по 1000 МВт на Ленинградской АЭС) с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1176 МВт в 2014 и 2016 годах);
    - ОЭС Центра - Нововоронежской АЭС-2 с вводом двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1180 МВт в 2013 и 2015 годах.
    В ОЭС Сибири планируется строительство Северской АЭС с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1198,8 МВт в 2018 году. В настоящее время получены лицензии на размещение двух блоков АЭС (ведутся работы по проектированию электростанции).
    Вводы мощности на ГЭС ЕЭС России в 2011 - 2017 годах предусматриваются в объеме 4,09 млн. кВт.
    В рассматриваемый перспективный период приоритетной задачей является завершение строительства ГЭС с высоким уровнем готовности ко вводу в эксплуатацию: Зарамагской ГЭС-1 в ОЭС Юга (342 МВт в 2013 году), Богучанской ГЭС в ОЭС Сибири (3000 МВт в 2012 - 2013 годах).
    Значительные вводы ГЭС в европейской части России предусматриваются в ОЭС Юга (0,7 млн. кВт в период до 2017 года), в том числе с высокой вероятностью реализации: завершение сооружения Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (2 x 50 МВт в 2013 году), Зарамагской ГЭС-1 (2 x 171 МВт в 2013 году), а также прочие вводы: строительство ГЭС Зеленчукского каскада (Верхнекрасногорской ГЭС - 87,3 МВт в 2015 году и Нижнекрасногорской ГЭС - 62 МВт в 2017 году), ГЭС Голубые озера Черек-Балкарского каскада - 2 x 55 МВт в 2015 году.
    В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в 2011 - 2017 годах предусматривается строительство Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме Москвы и Московской области ОЭС Центра (420 МВт в 2012 году, 210 МВт в 2013 году и 210 МВт в 2014 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Карачаево-Черкесской Республики ОЭС Юга (140 МВт в 2013 году).
    Наибольший объем вводов ГЭС намечается в ОЭС Сибири, где планируется завершение строительства Богучанской ГЭС (6 x 333 МВт в 2012 году и 3 x 333 МВт в 2013 году, с достижением проектной установленной мощности 3000 МВт в 2013 году).
    Приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России является применение парогазовых технологий при техническом перевооружении существующих и строительстве новых электростанций, а также создание оборудования, работающего на угле, с суперсверхкритическими параметрами острого пара.
    В рассматриваемый перспективный период до 2017 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью 200 МВт и выше) с использованием парогазовых технологий:
    - в ОЭС Северо-Запада: с высокой вероятностью реализации - на Юго-Западной ТЭЦ (ПГУ-200(Т) + ПГУ-300(Т)), Киришской ГРЭС (2 x ГТ-270), Южной ТЭЦ-22 (ПГУ-450(Т)); прочие вводы - на ТЭЦ "Парнас" (2 x ПГУ-240(Т));
    - в ОЭС Центра: с высокой вероятностью реализации - на Владимирской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т)), Череповецкой ГРЭС (ПГУ-420), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т)), Ивановских ПГУ (ПГУ-325), Тенинской водогрейной котельной (ПГУ-450(Т)), а также на электростанциях ОАО "Мосэнерго": ТЭЦ-12 (ПГУ-220(Т)), ТЭЦ-16 (ПГУ-420(Т)), ТЭЦ-20 (ПГУ-420(Т)) и ТЭЦ-26 (ПГУ-420(Т));
    - в ОЭС Средней Волги: с высокой вероятностью реализации - на Сызранской ТЭЦ (ПГУ-225(Т)); прочие вводы - на Автозаводской ТЭЦ (ПГУ-400(Т)) и Нижегородской ТЭЦ (2 x ПГУ-450(Т));
    - в ОЭС Юга: с высокой вероятностью реализации - на Краснодарской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)), Невинномысской ГРЭС (ПГУ-400) и Ставропольской ГРЭС (ПГУ-420);
    - в ОЭС Урала: с высокой вероятностью реализации - на Уфимской ТЭЦ-5 (2 x ПГУ-220(Т)), Кировской ТЭЦ-3 (ПГУ-220(Т)), Яйвинской ГРЭС (ПГУ-422), Серовской ГРЭС (ПГУ-420), Среднеуральской ГРЭС (ПГУ-400(Т)), Нижнетуринской ГРЭС (2 x ПГУ-230), Ново-Богословской ТЭЦ (ПГУ-230(Т)), Академической ТЭЦ-1 (ПГУ-200(Т)), Сургутской ГРЭС-2 (2 x ПГУ-397), Уренгойской ГРЭС (ПГУ-450), Нижневартовской ГРЭС (2 x ПГУ-410), Няганской ТЭС (3 x ПГУ-418), Тюменской ТЭЦ-1 (ПГУ-230 + 2 x ПГУ-225), ПГУ в Тарко-Сале (2 x ПГУ-300), Ижевской ТЭЦ-1 (ПГУ-230(Т)), Челябинской ТЭЦ-3 (ПГУ-230(Т)), Южно-Уральской ГРЭС-2 (3 x ПГУ-400), Пермской ГРЭС (ПГУ-410); прочие вводы - на Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-420(Т) + ПГУ-240(Т)), Стерлитамакской ТЭЦ (ПГУ-200(Т)), Уфимской ТЭЦ-4 (ПГУ-220(Т));
    - в ОЭС Сибири: прочие вводы - на Газовой ТЭС в Усть-Куте (2 x ПГУ-400).
    Также в рассматриваемый период планируется ввод крупных (единичной мощностью 200 МВт и выше) энергоблоков на угле:
    - в ОЭС Центра: с высокой вероятностью реализации - на Черепетской ГРЭС (2 x К-225-130);
    - в ОЭС Юга: с высокой вероятностью реализации - на Новочеркасской ГРЭС (К-330-240), прочие вводы - на Новоростовской ТЭС (3 x К-330-240);
    - в ОЭС Урала: с высокой вероятностью реализации - на Троицкой ГРЭС (К-660-300);
    - в ОЭС Сибири: с высокой вероятностью реализации - на Березовской ГРЭС-1 (К-800-240) и Харанорской ГРЭС (К-225-140); прочие вводы - на Алтайской КЭС (К-330-300).
    Развитие возобновляемых источников энергии в рассматриваемый перспективный период предусматривается в основном за счет строительства ветровых электростанций: с высокой вероятностью реализации - Дальневосточной ВЭС на острове Русский (23 МВт) в ОЭС Востока и прочих вводов - ветропарка "Нижняя Волга" (500 МВт) в ОЭС Юга. Также планируется строительство приливной Северной ПЭС (12 МВт) в ОЭС Северо-Запада и малых ГЭС в ОЭС Юга (суммарной мощностью 50,4 МВт до 2017 года) и в ОЭС Сибири (24 МВт).
    В соответствии с предложениями нефтедобывающих компаний, а также ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал полярный" и ОАО "РАО ЭС Востока" дополнительно предполагается ввести 3,9 млн. кВт на ТЭС. Объемы вводов генерирующих мощностей по предложениям компаний представлены в таблице 4.6.
 

Таблица 4.6. Дополнительные вводы мощности на электростанциях, МВт

 

Компания 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2011 - 2017 гг.
ОАО "Лукойл" 0 0 0 363 305 0 0 668
ОАО "НК "Роснефть" 146 60 147 0 104 0 0 457
ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал Полярный" 0 30 240 0 0 0 0 270
ОАО "ТНК ВР" 24 0 100,4 855 1246 0 0 2225,4
ОАО "РАО ЭС Востока" 0 0 0 170 0 127,5 0 297,5
Всего 170 90 487,4 1388 1655 127,5 0 3917,9

 
    В настоящее время Центральный энергорайон энергосистемы Республики Саха (Якутия) (суммарная установленная мощность электростанций энергорайона на конец 2010 года составила 422,3 МВт) и Западный энергорайон энергосистемы Республики Саха (Якутия) (суммарная установленная мощность электростанций энергорайона составила 1090,2 МВт) работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон работает в составе ОЭС Востока. В рассматриваемый перспективный период в Центральном энергорайоне предполагается строительство Якутской ТЭС-2 с вводом четырех ГТ-43 (170 МВт) в 2014 году и еще трех ГТ-43 (127,5 МВт) в 2016 году (по планам ОАО "РАО ЭС Востока").
    Объединение Центрального и Южно-Якутского энергорайонов намечается в 2013 году посредством сооружения ВЛ 220 кВ Томмот - Майя. В 2015 году намечается объединение Западного энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) с энергосистемой Иркутской области ОЭС Сибири с сооружением ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто - Сухой Лог - Мамакан.
    В настоящее время энергорайон г. Салехарда работает изолированно от ЕЭС России. ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал Полярный" в 2012 - 2013 годах предполагает ввод ТЭС "Полярная" мощностью 270 МВт в данном регионе. В 2014 году предполагается присоединение энергорайона г. Салехард к ЕЭС России путем строительства ВЛ 220 кВ Салехард - Надым.
    В данной работе Центральный и Западный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия), а также энергорайон г. Салехарда не учитываются в установленной мощности ОЭС и ЕЭС России и в балансах мощности и электрической энергии.
    Электростанции, предлагающиеся к строительству нефтедобывающими компаниями, не учитываются в суммарных вводах мощности по ЕЭС России как электростанции потребителя, работающие на его собственные нужды. К таким электростанциям относятся предлагаемые к строительству объекты ОАО "Лукойл", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "ТНК ВР".
    Развитие промышленного производства в Чеченской Республике, строительство нефтеперерабатывающего завода, являющегося крупным потребителем электрической энергии и пара производственных параметров для обеспечения технологического цикла, требует сооружения генерирующих мощностей (в том числе объектов когенерации) на территории Чеченской Республики в период до 2017 года.
    При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей в полном объеме установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2017 году на 37 млн. кВт (16,7%) и составит 258,6 млн. кВт. В 2011 - 2017 годах в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России возрастет доля АЭС с 11,4% до 12,9%, доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20% до 19,3%, доля ТЭС снизится с 68,5% до 67,5%, доля ВИЭ незначительно увеличится с 0,1% до 0,3%.
    Структура установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в 2011 -2017 годах представлена в таблице 4.7 и на рисунке 4.7.
 

Таблица 4.7. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
ЕЭС России 221600,3 227484,2 235047,7 245323,6 253326,5 257143,0 258620,8
АЭС 25266,0 25266,0 26446,0 29572,0 30752,0 32661,0 33314,0
ГЭС 43066,6 45143,7 46694,1 46917,1 47400,2 47482,7 47674,7
ГАЭС 1200,0 1620,0 1970,0 2180,0 2180,0 2180,0 2180,0
ТЭС 151739,4 155088,1 159525,4 166219,2 172009,0 173834,0 174465,3
в т.ч. ТЭЦ 84172,0 85815,9 88576,4 92225,4 93002,2 93472,2 94222,7
КЭС 67428,4 69133,2 70810,0 73854,8 78867,8 80222,8 80103,6
дизельные 139,0 139,0 139,0 139,0 139,0 139,0 139,0
ВИЭ 328,3 366,4 412,2 435,3 985,3 985,3 986,8
в т.ч. ВЭС 8,5 31,5 31,5 31,5 581,5 581,5 581,5
ПЭС 1,1 1,1 1,1 13,1 13,1 13,1 13,1
БиоТЭЦ 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7
малые ГЭС 309,0 324,1 369,9 381,0 381,0 381,0 382,5
ОЭС СевероЗапада 22892,3 23306,1 23759,6 25455,9 25456,1 27824,1 27982,6
АЭС 5760,0 5760,0 5760,0 6936,0 6936,0 9262,0 9262,0
ГЭС 2858,5 2876,3 2889,8 2877,7 2914,9 2917,9 2917,9
ТЭС 14195,6 14591,6 15031,6 15550,6 15463,6 15502,6 15661,1
в т.ч. ТЭЦ 9801,0 10275,0 10715,0 11234,0 11154,0 11193,0 11351,5
КЭС 4306,3 4228,3 4228,3 4228,3 4221,3 4221,3 4221,3