Распоряжение Правительства РФ от 22.02.2008 N 215-р "О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года"

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ

от 22 февраля 2008 г. N 215-р

1. Одобрить прилагаемую Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (далее - Генеральная схема).

2. Минпромэнерго России совместно с Минэкономразвития России и Росатомом осуществлять мониторинг реализации Генеральной схемы и представлять ежегодно, в I квартале, в Правительство Российской Федерации соответствующий доклад.

3. Минпромэнерго России совместно с Минэкономразвития России, Росатомом, другими заинтересованными федеральными органами исполнительной власти и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом" сформировать в 3-месячный срок постоянно действующую рабочую группу по осуществлению мониторинга реализации Генеральной схемы и утвердить регламент ее работы, предусмотрев в нем порядок рассмотрения предложений по уточнению и корректировке Генеральной схемы.

4. Минпромэнерго России утвердить в 3-месячный срок порядок формирования и обеспечения функционирования государственной системы долгосрочного прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность на оптовом и розничных рынках, в том числе порядок формирования прогноза топливного баланса электроэнергетики.

5. Минпромэнерго России совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом" представить в 3-месячный срок в Правительство Российской Федерации в установленном порядке план мероприятий по стимулированию привлечения инвестиций в электроэнергетику Российской Федерации.

Председатель Правительства

Российской Федерации

В.ЗУБКОВ

Одобрена

распоряжением Правительства

Российской Федерации

от 22 февраля 2008 г. N 215-р

ГЕНЕРАЛЬНАЯ СХЕМА

РАЗМЕЩЕНИЯ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ДО 2020 ГОДА

I. Цели и приоритеты Генеральной схемы размещения объектов

электроэнергетики до 2020 года

Электроэнергетика - базовая отрасль экономики России, обеспечивающая потребности экономики и населения страны в электрической и тепловой энергии, во многом определяющая устойчивое развитие всех отраслей экономики страны. Эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли, установление приоритетов и параметров ее развития создадут необходимые предпосылки для роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Процесс опережающего развития электроэнергетической отрасли является необходимым фактором успешного экономического развития России.

Энергетической стратегией России на период до 2020 года определены следующие основные целевые ориентиры долгосрочной политики государства в электроэнергетике:

надежное снабжение экономики и населения страны электрической и тепловой энергией;

сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе современных технологий;

снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Увеличение темпов развития экономики привело к существенному росту спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы внутри страны. В настоящее время при большом различии темпов роста спроса на электрическую и тепловую энергию в регионах в условиях рыночных реформ, увеличивающих число независимых производителей электрической энергии, необходимо обеспечить максимально эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли.

Учитывая длительность реализации инвестиционных проектов в электроэнергетике, динамично развивающийся спрос на электрическую и тепловую энергию, необходимо конкретизировать приоритеты и параметры развития электроэнергетической отрасли с учетом оптимального использования топливно-энергетических ресурсов и передовых технологий, обосновав на долгосрочный период рациональную, экономически эффективную структуру размещения объектов электроэнергетики.

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (далее - Генеральная схема) - это сбалансированный план размещения электростанций и электросетевых объектов на указанный период на основе оценки прогнозов электропотребления страны и ее регионов, конкретизирующий цели, задачи и основные мероприятия по развитию отрасли.

Целью Генеральной схемы является обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и полноценного удовлетворения потребностей экономики страны в электрической и тепловой энергии.

Главной задачей Генеральной схемы является формирование на основе существующего потенциала и установленных приоритетов развития отрасли надежной, экономически эффективной и оптимально использующей топливные ресурсы страны рациональной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов и создание условий для предотвращения наиболее эффективным способом прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности.

Приоритетами Генеральной схемы в рамках установленных ориентиров долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики являются:

опережающее развитие электроэнергетической отрасли, создание в ней экономически обоснованной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов для надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией;

оптимизация топливного баланса электроэнергетики за счет максимально возможного использования потенциала развития атомных, гидравлических, а также использующих уголь тепловых электростанций и уменьшения в топливном балансе отрасли использования газа;

создание сетевой инфраструктуры, развивающейся опережающими темпами по сравнению с развитием электростанций и обеспечивающей полноценное участие энергокомпаний и потребителей в функционировании рынка электрической энергии и мощности, усиление межсистемных связей, гарантирующих надежность взаимных поставок электрической энергии и мощности между регионами России, а также возможность экспорта электрической энергии;

минимизация удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии путем внедрения современного высокоэкономичного оборудования, работающего на твердом и газообразном топливе;

снижение техногенного воздействия электростанций на окружающую среду путем эффективного использования топливно-энергетических ресурсов, оптимизации производственной структуры отрасли, технологического перевооружения и вывода из эксплуатации устаревшего оборудования, увеличения объема природоохранных мероприятий на электростанциях, реализации программ по развитию и использованию возобновляемых источников энергии.

В Генеральной схеме пообъектно представлены электростанции только общесистемного (федерального) уровня - все атомные электростанции, тепловые электростанции установленной мощностью 500 МВт и выше, гидроэлектростанции установленной мощностью 300 МВт и выше, электрические сети напряжением 330 кВ и выше, а также электрические сети напряжением 220 кВ, предназначенные для выдачи мощности новых электростанций, межсистемные и межгосударственные линии электропередачи.

Генеральная схема будет ориентировать компании разных форм собственности, федеральные органы исполнительной власти и органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации на создание таких условий, которые обеспечивали бы рациональное использование всех энергетических ресурсов в масштабах страны.

II. Современное состояние электроэнергетики

Электроэнергетическая отрасль России - это развивающийся в масштабах всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологическим циклом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.

Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила 210,8 млн. кВт, из них мощность тепловых электростанций составляет 142,4 млн. кВт (68 процентов суммарной установленной мощности), гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций - 44,9 млн. кВт (21 процент суммарной установленной мощности) и атомных электростанций - 23,5 млн. кВт (11 процентов суммарной установленной мощности).

Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России составляет 82,1 млн. кВт, или 39 процентов установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях - 57,4 млн. кВт, или 40 процентов их установленной мощности, а на гидравлических - 24,7 млн. кВт, или более 50 процентов их установленной мощности.

Введено в эксплуатацию с 1990 по 2007 год преимущественно на тепловых электростанциях 24,6 млн. кВт новых мощностей.

К 2020 году уже 57 процентов мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс. К этому периоду с учетом работ по техническому перевооружению предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 51,7 млн. кВт установленной в настоящее время мощности, в том числе на тепловых электростанциях - 47,7 млн. кВт и на атомных - 4 млн. кВт.

В топливном балансе электростанций доминирует газ. Удельный вес газа в период с 2001 по 2006 год в топливном балансе отрасли увеличился с 65,9 процента до 68,1 процента, а доля угля снизилась с 26,7 процента до 25,3 процента.

Электрические сети России делятся на системообразующие (магистральные) сети, обеспечивающие целостность функционирования Единой энергетической системы России, и распределительные сети, с помощью которых осуществляется электроснабжение потребителей. Высоковольтная сеть в европейской части Единой энергетической системы России в основном сформирована на основе линий электропередачи напряжением 330 - 750 кВ, в то время как в остальной части Единой энергетической системы России одновременно с развитием сетей напряжением 500 кВ промышленно осваивались сети напряжением 1150 кВ.

Протяженность электрических сетей напряжением 110 - 1150 кВ всех объединенных энергетических систем по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила (в одноцепном исчислении) более 442,2 тыс. км. Суммарная установленная мощность трансформаторов разных классов напряжения на понизительных подстанциях по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила около 696,9 млн. кВА.

Износ основных фондов электросетевого хозяйства в настоящее время составляет в среднем 40,5 процента, в том числе оборудования подстанций - 63,4 процента.

III. Прогноз спроса на электрическую энергию

На протяжении последних 8 лет Россия демонстрирует устойчивую положительную динамику роста электропотребления.

Электропотребление в стране с 1991 по 1998 год сократилось почти на 25 процентов, появились значительные резервы мощности в Единой энергетической системе России, ощутимо снизилась загрузка действующих электростанций.

В 1998 году период падения спроса на электрическую энергию закончился и начался рост, при котором уровень электропотребления в 2006 году составил 980 млрд. кВт.ч, что на 9 процентов ниже максимума, зафиксированного в 1990 году (1074 млрд. кВт.ч).

Общая тенденция роста спроса на электроэнергию прослеживается по всей стране, при этом важной особенностью такого роста является его неравномерность как в региональном, так и в отраслевом отношении. В ряде случаев это уже привело к дефициту генерирующих мощностей в условиях пика электропотребления в зимний период (Московская, Ленинградская и Тюменская энергосистемы).

Для разработки Генеральной схемы принят прогноз, предусматривающий рост электропотребления в России к 2015 году до уровня 1426 млрд. кВт.ч (базовый вариант) с возможным вариантом увеличения электропотребления в этот период до 1600 млрд. кВт.ч (максимальный вариант).

Прогноз электропотребления по России и ее регионам для базового и максимального вариантов представлен в Приложении N 1.

Базовый вариант электропотребления характеризуется относительно устойчивой территориальной структурой на рассматриваемый период. Прогнозируется увеличение доли регионов Северо-Запада, Центра и Дальнего Востока в общем энергопотреблении по России (суммарная доля рассматриваемых регионов может увеличиться с 36,8 процента в 2006 году до 39,9 процента в 2020 году), стабилизация доли региона Урала на уровне 24,6 - 24,7 процента и уменьшение доли регионов Средней Волги, Юга и Сибири (с 36,4 процента до 34 процентов).

Опережающее развитие субъектов Российской Федерации, входящих в регионы Северо-Запада и Центра, связано с наличием здесь мощного производственного и научно-технического потенциала. На территории этих регионов ожидается расширение многочисленных действующих и строительство новых, в том числе электроемких, промышленных производств (металлургического завода в Калужской области, крупного металлургического комплекса на базе Михайловского ГОКа в Курской области, предприятий по производству целлюлозы в Ленинградской области, а также в Республике Коми и нефтеперерабатывающих заводов в Ленинградской области и на Кольском полуострове).

Предполагается осуществление крупных инвестиционных проектов по развитию транспортной инфраструктуры. Существенными факторами, способствующими росту электропотребления в рассматриваемых субъектах Российской Федерации, будет динамичное развитие новых направлений сферы услуг (строительство торгово-досуговых центров, бизнес-центров и т.д.) и крупномасштабное жилищное строительство.

Прогнозируемое электропотребление региона Урала определяется значительным ростом спроса на электрическую энергию на территории Тюменской энергосистемы, на долю которой приходится половина общего прироста электропотребления региона к 2020 году, что связано с увеличением добычи нефти и природного газа (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция остается ведущей нефтяной базой России), повышением электроемкости нефтедобычи и развитием транспортной инфраструктуры. В Тюменской области прогнозируется рост численности населения. В связи с этим ожидается значительный рост потребности в электрической энергии для нужд домашнего хозяйства и сферы услуг.

На формирование перспективных показателей спроса на электрическую энергию по региону Урала заметное влияние окажет также реализация крупных инвестиционных проектов по расширению, модернизации и развитию металлургических производств прежде всего в Свердловской и Челябинской областях.

В регионе Дальнего Востока ожидается увеличение электропотребления за весь рассматриваемый период в 1,9 раза, при этом доля региона в суммарном электропотреблении увеличится незначительно.

В рассматриваемой перспективе основной спрос на электрическую энергию в регионе Сибири будет формироваться за счет промышленного производства (более 55 процентов абсолютного прироста общего электропотребления, прогнозируемого к 2020 году). На территории Сибири планируется ввод новых крупных электроемких предприятий - Богучанского и Тайшетского алюминиевых заводов, газохимического комплекса на базе Ковыктинского газоконденсатного месторождения, электрометаллургического завода в Новосибирской области, нескольких целлюлозно-бумажных комбинатов.

Прогнозируемые темпы роста потребности в электрической энергии в Поволжье ниже, чем по России в целом, что в значительной степени определяется особенностями структуры промышленного производства на ее территории, характеризующейся преобладанием обрабатывающих производств, в том числе производства машиностроительной продукции.

Ожидаемый спрос на электрическую энергию в Южном федеральном округе находится в зависимости от расширения промышленного производства, в том числе за счет строительства новых металлургических предприятий, а также развития объектов инфраструктуры, включая строительство новых и реконструкцию действующих курортно-оздоровительных, гостиничных и рекреационных комплексов.

Максимальный вариант потребления электрической энергии характеризуется более значительными территориальными изменениями.

В течение всего прогнозного периода при максимальном варианте по сравнению с базовым вариантом происходит увеличение доли регионов Сибири и Дальнего Востока в общем электропотреблении страны за счет интенсивного роста электропотребления, связанного с предполагаемым опережающим развитием экономики соответствующих территорий. Наличие больших запасов природных ресурсов (руд цветных металлов, нерудных материалов, ресурсов леса и углеводородов) станет базой для расширения производства продукции на электроемких предприятиях.

Предстоящее развитие предполагает осуществление таких крупнейших инвестиционных проектов, как проект освоения месторождений нефти на континентальном шельфе в Баренцевом море, включая строительство экспортного нефтепровода Харьяга - Индига и нефтеналивного терминала, проект комплексного развития Нижнего Приангарья, Северо-Красноярский проект (на базе освоения и разработки Ванкорского и Северо-Ванкорского месторождений нефти), проект строительства нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан, обеспечивающего разработку Верхнечонского и Талаканского нефтегазоконденсатных месторождений, Удоканский проект на базе крупнейшего в России месторождения меди, проект строительства алюминиевого завода на Дальнем Востоке.

Развитие субъектов Российской Федерации, входящих в регионы Центра и Юга, связано с ожидаемым стабильным ростом спроса на электрическую энергию, обеспечиваемым устойчивым развитием экономики. Формирование крупных городских агломераций на основе современных городов-миллионников, а также развитие промышленного и сельскохозяйственного производства приведут к стабилизации доли этих регионов в общероссийском объеме электропотребления.

IV. Прогноз экспорта-импорта электрической энергии

и мощности

Межгосударственное сотрудничество, освоение новых энергетических рынков, повышение надежности и экономичности обеспечения потребителей электрической энергией на основе использования экономических, технических и технологических преимуществ, связанных с параллельной работой электроэнергетических систем, являются важнейшими направлениями внешней политики России в сфере электроэнергетики.

Суммарный экспорт электрической энергии из России (сальдо без учета приграничной торговли) в 2004 году составлял 6 млрд. кВт.ч, в 2005 году - 11,2 млрд. кВт.ч, в 2006 году - 14,1 млрд. кВт.ч.

В Генеральной схеме предусмотрены следующие мероприятия по реализации экспортно-импортной политики России в сфере электроэнергетики:

дальнейшее увеличение экспорта электрической энергии в Финляндию в период 2016 - 2020 годов при сооружении на площадке подстанции Княжегубская напряжением 330 кВ вставки постоянного тока (ВПТ) мощностью 500 МВт и линии электропередачи от вставки постоянного тока до Пирттикоски (Финляндия) напряжением 400 кВ и протяженностью 175 км до государственной границы. Это обеспечит возможность передачи электрической энергии и мощности в Финляндию в объеме 3 млрд. кВт.ч и 500 МВт, а также обмена электрической энергией и мощностью между Кольской энергосистемой и энергосистемой Финляндии, что повысит надежность работы протяженного транзита Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго. После 2020 года может рассматриваться перспектива установки второй вставки постоянного тока мощностью 500 МВт, подвески второй цепи на линии электропередачи напряжением 400 кВ. При этом возможность передачи мощности в энергосистему Финляндии возрастет до 1 ГВт, а передачи электрической энергии - до 6 млрд. кВт.ч;

поставка электрической энергии и мощности в Калининградскую энергосистему из энергосистемы Литвы в период 2007 - 2009 годов до вывода из работы второго энергоблока Игналинской АЭС в размере от 1,9 до 0,6 млрд. кВт.ч и 600 МВт.

С 2010 года до ввода второго блока на Калининградской ТЭЦ-2 ликвидация дефицита электрической мощности Калининградской энергосистемы будет осуществляться за счет поставок мощности в размере 200 МВт из Единой энергетической системы России через электрические сети энергосистем Белоруссии и стран Балтии, а также за счет ввода в действие в Калининградской энергосистеме мощностей тепловых электростанций, использующих твердое топливо. В условиях возможного объединения энергосистем Литвы и Польши для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Калининградской энергосистемы предусмотрено сооружение двухцепной линии электропередачи Калининградская энергосистема - энергосистема Польши напряжением 400 кВ, которая позволит осуществлять обмен электрической энергией между ними, а также передавать ее избытки в европейские страны;

импорт электрической энергии из Казахстана и Украины в связи с прогнозируемым увеличением спроса на электрическую энергию в России и невозможностью в период до 2010 года быстрого развертывания энергетического строительства из-за его большой капиталоемкости. После 2010 года с учетом намечаемых вводов генерирующих мощностей импорт электрической энергии из этих стран практически прекращается;

широкомасштабный экспорт электрической энергии и мощности в Китай. Это будет являться стимулом для интенсивного развития энергетики Дальнего Востока, сооружения в данном регионе генерирующих источников на местном топливе и усиления межгосударственных электрических связей и внутренней сети Единой энергетической системы России. Кроме того, увеличение поставок электрической энергии и мощности в Китай стимулирует экономическое развитие регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Ожидается, что реализация проекта экспорта электрической энергии в Китай внесет ощутимый вклад в валовый региональный продукт этих регионов за счет строительства новых энергообъектов и значительного увеличения экспорта (налоговые и прочие поступления в бюджеты). Это будет способствовать сокращению миграции населения в другие регионы, ускорит модернизацию стареющей инфраструктуры, даст дополнительный импульс развитию смежных отраслей промышленности. Экспорт электрической энергии и мощности в Китай из энергозоны Востока будет осуществляться от существующих на юге Дальнего Востока электростанций начиная с 2008 года в объеме 0,75 ГВт и 4,5 млрд. кВт.ч и уже к 2012 году достигнет 3,75 ГВт и 22,5 млрд. кВт.ч при вводе в действие в Хабаровской энергосистеме новой Ургальской ТЭС (4 x 900 МВт). Рассматривается также возможность широкомасштабного экспорта электрической энергии и мощности в Китай из Сибири. В качестве экспортно ориентированных генерирующих источников в Сибири принимается ввод энергоблоков на новой Харанорской ТЭС (3 x 800 МВт), Татауровской ТЭС (2 x 600 МВт) и Олонь-Шибирской ТЭС (4 x 900 МВт). Начало широкомасштабного экспорта электрической энергии и мощности из Сибири предусматривается в 2015 году в объеме 6 ГВт и 36 млрд. кВт.ч.

V. Развитие генерирующих мощностей электроэнергетики

Основным целевым ориентиром развития генерирующих мощностей электроэнергетики на период до 2020 года является создание рациональной, всесторонне обоснованной структуры мощностей в целях надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией.

В Генеральной схеме основой формирования рациональной структуры генерирующих мощностей являются следующие основные принципы:

развитие генерирующих мощностей, обеспечивающих надежное (при соблюдении установленных технологических параметров и стандартных показателей качества электрической энергии) функционирование электроэнергетики;

предельно возможное развитие доли не использующих органическое топливо источников электрической энергии - атомных и гидравлических электростанций;

сокращение доли мощности всех тепловых электростанций, использующих органическое топливо, сопровождающееся увеличением доли мощности тепловых электростанций, использующих твердое топливо, при интенсивном снижении доли мощности тепловых электростанций, использующих газообразное и жидкое топливо;

прогнозируемый рост мощности теплоэлектроцентралей до 2020 года, осуществляемый преимущественно за счет увеличения мощности наиболее прогрессивных типов электростанций (парогазовых и газотурбинных), использующих газ. Использование газа как экологически наиболее чистого вида топлива предусмотрено в первую очередь для обеспечения растущей потребности в тепловой энергии, а также в целях развития теплофикации не только в европейской части Единой энергетической системы России, но и в газифицированных районах ее восточной части;

ориентирование практически всего прогнозируемого роста мощности конденсационных электростанций в период 2013 - 2020 годов на развитие конденсационных электростанций, использующих уголь. Использование газа для увеличения их мощности предлагается лишь на ближайшие 5 лет, когда на фоне ускоренного роста электропотребления добиться соответствующего нарастания ввода генерирующих мощностей можно только за счет развития наиболее быстро сооружаемых типов электростанций, а также замены устаревшего оборудования на прогрессивное на действующих конденсационных электростанциях, использующих газ.

Приоритетами территориального развития генерирующих мощностей являются:

в европейской части России - максимальное развитие атомных и гидроаккумулирующих электростанций, техническое перевооружение электростанций, использующих газомазутное топливо;

в Сибири - развитие гидроэлектростанций и тепловых электростанций, использующих уголь;

на Дальнем Востоке - развитие гидроэлектростанций, тепловых электростанций, использующих уголь, а также газ (для теплоэлектроцентралей в крупных городах), с учетом перспектив разработки газовых месторождений о. Сахалина.

Генеральная схема ориентирована на использование наиболее прогрессивного оборудования для развития тепловых и гидравлических электростанций.

Так, оборудование, устанавливаемое при техническом перевооружении и строительстве новых тепловых электростанций, должно обеспечивать повышение надежности и эффективности использования топлива, а также улучшение экологических показателей. При использовании газа на тепловых электростанциях как при техническом перевооружении, так и при новом строительстве должны применяться исключительно парогазовые и газотурбинные технологии с постепенным повышением коэффициента полезного действия - от 50 процентов в настоящее время до 55 - 60 процентов после 2010 года.

Для конденсационных электростанций, использующих уголь, рекомендована установка модернизированных блоков (температура пара - 565 °C и коэффициент полезного действия - до 41 процента), а после 2010 года в европейской части России - энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара (давление пара 30 - 32 МПа, температура пара 600 - 620 °C, коэффициент полезного действия - до 44 - 46 процентов). На теплоэлектроцентралях, использующих уголь, также предполагается установка модернизированного оборудования, а при низкокачественном топливе - оснащение котлоагрегатами с циркулирующим кипящим слоем (коэффициент полезного действия - 39 - 41 процент).

Для гидроэнергетического оборудования должна применяться современная система антикоррозийной защиты с длительным сроком эксплуатации, укомплектованная усовершенствованными автоматизированными системами управления и автоматизированными системами управления технологическими процессами, системами диагностики и контроля безопасности сооружений.

На атомных электростанциях предусмотрено использование новых типовых серийных энергоблоков с реакторной установкой типа ВВЭР-1000 электрической мощностью 1150 МВт. Кроме этих блоков в период до 2020 года предусматривается возможность сооружения энергоблоков единичной мощностью 300 МВт, а также плавучих атомных электростанций мощностью 70 МВт. В период до 2015 года предусмотрено увеличение мощности на действующем оборудовании атомных электростанций за счет мероприятий по модернизации, обеспечивающих прирост мощности действующих атомных блоков на 1,5 млн. кВт.

При разработке балансов электрической энергии и мощности в Генеральной схеме учитывались все электростанции независимо от величины их мощности.

Для принятого базового варианта спроса на электрическую энергию потребность в установленной мощности электростанций (зона централизованного электроснабжения) определена в объеме 245,5 млн. кВт в 2010 году, 297,5 млн. кВт - в 2015 году и 347,4 млн. кВт - в 2020 году. В максимальном варианте уровень потребности в установленной мощности оценивается в 256,2 млн. кВт в 2010 году, 326,2 млн. кВт - в 2015 году и 397,7 млн. кВт - в 2020 году.

Величина перспективной потребности в установленной мощности электростанций учитывает прогнозируемый максимум нагрузки, сальдо экспорта (импорта) мощности, нормативный расчетный резерв мощности, величину ограничений установленной мощности электростанций и величину неиспользуемой мощности гидроэлектростанций в период прохождения максимума нагрузки.

Прогнозируемая потребность в установленной мощности электростанций обеспечивается за счет следующих групп генерирующих источников:

остающаяся в эксплуатации мощность действующих электростанций всех типов;

прогнозируемая на период до 2020 года новая (включая обновляемую) мощность теплоэлектроцентралей;

новая (включая обновляемую) мощность электростанций общесистемного значения - атомные электростанции, гидроэлектростанции и конденсационные электростанции, использующие газ и уголь.

В соответствии с полученными выводами об эффективности продления сроков эксплуатации части устаревшего оборудования или его замены новым прогнозируется уменьшение суммарной мощности всех типов действующих электростанций страны (в сравнении с уровнем 2006 года) на 49,5 млн. кВт.

Изменение мощности действующих электростанций (зона централизованного электроснабжения) приведено в Приложении N 2.

Исходя из прогноза общей потребности страны и ее регионов в тепловой энергии, при подготовке Генеральной схемы сформирован баланс тепловой энергии, оценена прогнозируемая динамика ее суммарного производства на тепловых электростанциях и соответствующая ей прогнозируемая динамика изменения мощности теплоэлектроцентралей по стране и европейской части Единой энергетической системы России.

Прогнозируемый достаточно интенсивный рост доли отпуска тепловой энергии от тепловых электростанций (в целом по стране от 44 процентов в 2006 - 2010 годах до 51,5 процента в 2020 году) базируется на эффективности теплофикации в условиях серьезного изменения как собственных технико-экономических показателей теплоэлектроцентралей (особенно с прогрессивными парогазовыми и газотурбинными технологиями), так и стоимостных показателей использования разных видов топлива. Это обусловлено расположением теплоэлектроцентралей в городах и крупных населенных пунктах и связанными с этим требованиями к экологическим показателям оборудования, ограничениями в отношении площади отчуждаемых земель и водных ресурсов.

Задачи обоснования размещения, мощности и типов оборудования для конкретных теплоэлектроцентралей должны быть решены на основе разработки территориальных схем развития субъектов Российской Федерации и схем теплоснабжения городов.

В европейской части Единой энергетической системы России предусматривается преимущественное развитие новых мощностей теплоэлектроцентралей, работающих на газе, использующих прогрессивные технологии (парогазовые и газотурбинные), и лишь частично (в основном в районах вне зоны обслуживания газоснабжающей системы) новые мощности будут вводиться на теплоэлектроцентралях, работающих на угле.

Потребность отрасли в новой мощности гидроэлектростанций, атомных электростанций и конденсационных электростанций (зона централизованного электроснабжения) приведена в Приложении N 3.

Масштабы развития атомных электростанций до 2020 года сформированы исходя из прогнозируемых Федеральным агентством по атомной энергии возможностей энергомашиностроения по ежегодному выпуску для них основного (реакторного) оборудования с типовым энергоблоком мощностью 1150 МВт и возможностей строительного комплекса по параллельному вводу основного оборудования на разных площадках.

В Генеральной схеме районы размещения атомных электростанций выбраны исходя из условий:

балансовой необходимости увеличения мощности в разных энергозонах;

минимизации затрат на сетевое строительство для выдачи мощности атомных электростанций в пределах каждой энергозоны;

сравнительной эффективности атомных электростанций и альтернативных электростанций, использующих иные виды энергетических ресурсов, в каждой энергозоне.

Прогнозируемый ввод мощности атомных электростанций до 2020 года на территории основных энергозон при базовом варианте составляет 32,3 млн. кВт.

Для покрытия потребности в мощности при максимальном варианте электропотребления предусмотрена дополнительная программа развития атомных электростанций, предполагающая максимальное задействование возможностей отечественного атомного энергомашиностроения и предусматривающая в 2015 - 2020 годах дополнительный ввод 5,8 млн. кВт установленной мощности.

Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых атомных электростанций представлен в Приложении N 4.

В Генеральной схеме масштабы развития гидроэлектростанций в период до 2020 года определены с учетом:

балансовой необходимости увеличения маневренной мощности в каждой энергозоне или в соседних с ней энергозонах (по гидроаккумулирующим электростанциям - с дополнительным учетом необходимости увеличения ночной нагрузки энергозоны);

сравнительной эффективности в каждой энергозоне гидроэлектростанций и электростанций, использующих другие виды энергоресурсов;

целесообразности достройки гидроэлектростанций и максимального использования существующих проектных наработок.

Ввод мощностей гидроэлектростанций до 2020 года при базовом варианте предусмотрен в объеме 25,9 млн. кВт.

Для покрытия потребности в мощности при максимальном варианте электропотребления предусмотрена дополнительная программа сооружения мощностей гидроэлектростанций в объеме 4,8 млн. кВт. Указанная программа предусматривает максимальное использование возможностей отечественного гидроэнергомашиностроения и гидростроительного комплекса.

Перечень модернизируемых и вновь сооружаемых гидроэлектростанций представлен в Приложении N 5.

Принцип разумной избыточности сетевой инфраструктуры, предусмотренный Генеральной схемой, позволяет не только обеспечить надежное электроснабжение потребителей, но и гарантировать инвестору при строительстве электростанций свободное подключение к сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и минимальные расходы на мероприятия, обеспечивающие выдачу мощности электростанций.

Это особенно важно для тепловых электростанций, которые будут сооружаться только за счет средств частного капитала. При максимально возможном развитии атомных и гидравлических электростанций в период до 2020 года (при прогнозируемой потребности во вводе генерирующих мощностей) основная часть вводимой мощности по-прежнему будет обеспечиваться крупными конденсационными электростанциями, использующими газ или уголь.

Возможности использования экологически наиболее чистого топлива - газа на конденсационных электростанциях в основном определяются ресурсными ограничениями и конкурентоспособностью с конденсационными электростанциями, использующими уголь. Конкурентоспособность конденсационных электростанций, использующих газ, и альтернативных источников (атомных электростанций и конденсационных электростанций, использующих уголь) в значительной мере определяется ценами на газ.

Прогнозируемое уже в ближайшем 5-летии увеличение внутрироссийских цен на газ существенно изменит безусловную предпочтительность парогазовых электростанций по сравнению с альтернативными источниками базисной мощности (атомными электростанциями и конденсационными электростанциями, использующими уголь) в европейской части страны.

Развитие тепловых электростанций будет базироваться на следующих принципах:

для электростанций, использующих уголь, - вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс агрегатов, имеющих низкие значения параметров (90 атмосфер и ниже), и модернизация остальных агрегатов с последующим продлением срока их эксплуатации (при новом строительстве - приоритет над электростанциями, использующими газ);

для электростанций, использующих газ, - вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс конденсационных паросиловых агрегатов независимо от значений параметров и единичной мощности блока, а также вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс теплофикационных агрегатов, имеющих низкие значения параметров (90 атмосфер и ниже). Новое строительство ориентировано преимущественно на ввод в действие теплоэлектроцентралей.

Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций представлен в Приложении N 6.

Сформированная структура генерирующих мощностей обеспечивает энергетическую безопасность каждого региона за счет повышения использования различных видов энергоресурсов и типов электростанций, отличаясь высокой стабильностью при неизбежных в перспективе колебаниях цен на топливо, а также технико-экономических показателей электростанций. Рациональная структура генерирующих мощностей (зона централизованного электроснабжения) приведена в Приложении N 7.

Прогноз ввода генерирующих мощностей в период до 2020 года приведен в Приложении N 8.

В период до 2010 года потребность во вводе новой мощности при базовом варианте составляет 34,4 ГВт.

При базовом варианте суммарная потребность во вводе генерирующих мощностей в период до 2020 года составит 186,1 млн. кВт, в том числе гидроэлектростанций - 25,9 млн. кВт, атомных электростанций - 32,3 млн. кВт и тепловых электростанций (включая теплоэлектроцентрали) - 127,9 млн. кВт.

При максимальном варианте в период до 2020 года дополнительно потребуется ввод 50,3 млн. кВт генерирующих мощностей, в том числе на гидроэлектростанциях - 4,8 млн. кВт, на атомных электростанциях - 5,8 млн. кВт, а ввод остальных 39,7 млн. кВт генерирующих мощностей предусматривается в основном на конденсационных электростанциях, использующих уголь.

Прогнозируемая динамика и структура производства электрической энергии (зона централизованного электроснабжения) приведены в Приложении N 9.

Прогнозируемый быстрый рост производства электрической энергии при сравнительно небольшом приросте мощностей не использующих органическое топливо электростанций (гидравлические и атомные электростанции) в период до 2015 года потребует существенного увеличения доли выработки тепловых электростанций (от 66,6 процента в 2006 году до 69,9 процента в 2015 году). Только в последующем 5-летии (2016 - 2020 годы) за счет интенсификации развития гидроэнергетики и атомной энергетики возможно некоторое снижение доли выработки электрической энергии на тепловых электростанциях (до 65,5 процента при базовом варианте).

В структуре производства тепловых электростанций будет устойчиво расти доля электростанций, использующих уголь. Особенно сильно данная тенденция будет проявляться на конденсационных электростанциях, использующих уголь, доля которых в общем производстве электроэнергии в стране в 2006 году составляла менее 10 процентов, а к 2020 году даже при базовом варианте будет увеличена до 21,5 процента. Доля электростанций, использующих газ, будет неуклонно сокращаться, при этом стремительно возрастет роль современных парогазовых и газотурбинных технологий.

Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии на тепловых электростанциях и изменение структуры выработки по типам электростанций определяют их потребность в различных видах органического топлива.

Вид топлива для предлагаемых Генеральной схемой тепловых электростанций принят предварительно. Окончательный выбор топлива (газ или уголь) для реконструируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций будет сделан инвесторами при выполнении технико-экономического обоснования конкретного объекта. Потребность электростанций в топливе при базовом варианте приведена в Приложении N 10.

При базовом варианте суммарная потребность тепловых электростанций в топливе увеличится с 295,1 млн. т у.т. в 2006 году до 427,9 млн. т у.т. в 2020 году, то есть примерно в 1,5 раза. При этом суммарное производство электрической энергии на них за этот период возрастет в 1,8 раза. Несмотря на прогнозируемое увеличение доли электростанций, использующих уголь, в теплоэнергетике может быть достигнуто существенное увеличение коэффициента полезного действия за счет внедрения на электростанциях передовых технологий как при использовании газа, так и при использовании угля. Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электрической энергии при этом снизится от 335,9 г у.т./кВт.ч в 2006 году до 286,1 г у.т./кВт.ч в 2020 году при соответствующем росте коэффициента полезного действия от 36,7 процента до 43,4 процента.

Структура потребления топлива на тепловых электростанциях при базовом варианте также существенно трансформируется. Так, устойчиво будет снижаться доля газа (с 68,1 процента в 2006 году до 56,4 процента в 2020 году) и мазута (от 3,6 процента в 2006 году до 1,6 процента в 2020 году) при интенсивном росте доли угля (от 25,3 процента в 2006 году до 39,5 процента в 2020 году). При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 20 процентов, а угля - в 2,3 раза. Это резко повысит требования к развитию производственных мощностей в угольной промышленности, особенно в главных угольных бассейнах - Кузнецком и Канско-Ачинском.

VI. Развитие электрической сети Единой энергетической

системы России

Развитие электрических сетей в период до 2020 года будет направлено на обеспечение надежного и устойчивого функционирования Единой энергетической системы России, конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности, а также на обеспечение надежного электроснабжения потребителей и выдачи мощности электростанций.

В Генеральной схеме в основу перспективного развития электрической сети Единой энергетической системы России закладываются следующие основные принципы:

схема основной электрической сети Единой энергетической системы России должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и обеспечить возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций;

схемы выдачи мощности крупных электростанций в нормальных режимах работы энергосистемы должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности электростанции без применения устройств противоаварийной автоматики как в полной схеме сети, так и при отключении любой из отходящей линии на всех этапах сооружения электростанции (принцип "N-1"). Для атомных электростанций указанное условие должно выполняться как в нормальных режимах, так и в ремонтных режимах работы энергосистемы (принцип "N-2");

схема основной электрической сети должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды, главным образом уменьшению площади подлежащих изъятию для нового строительства земельных участков и общей площади охранных зон линий электропередачи, в которых ограничивается хозяйственная деятельность и пребывание людей;

управляемость основной электрической сети должна обеспечиваться за счет использования средств принудительного потокораспределения, статических компенсаторов, устройств продольной компенсации, управляемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и других средств;

схема и параметры распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электрической энергии при полной схеме сети и при отключении одной линии электропередачи или трансформатора (принцип "N-1" для потребителей).

В 2011 - 2020 годах для вовлечения в топливно-энергетический баланс европейской части страны электрической энергии и мощности тепловых и гидравлических электростанций Сибири рекомендуется сооружение следующих линий электропередачи постоянного тока напряжением +/- 500 кВ и +/- 750 кВ:

линия электропередачи постоянного тока (+/- 750 кВ) Сибирь - Урал - Центр пропускной способностью 3000 МВт и протяженностью 3700 км;

линия электропередачи постоянного тока (+/- 750 кВ) Урал - Средняя Волга - Центр пропускной способностью 3000 МВт и протяженностью 1850 км;

две линии электропередачи постоянного тока (+/- 500 кВ) Эвенкийская ГЭС - Тюмень пропускной способностью по 2500 МВт и протяженностью 600 и 800 км;

линия электропередачи постоянного тока (+/- 500 кВ) Сибирь - Тюмень пропускной способностью 2000 МВт и протяженностью 900 км.

В Генеральной схеме в период до 2020 года рекомендуется объединение для совместной работы на постоянном токе энергозон Сибири и Дальнего Востока за счет установки на подстанциях Могоча и Хани напряжением 220 кВ вставок постоянного тока мощностью по 500 МВА каждая.

Развитие сетей напряжением 750 кВ предусматривается в европейской части Единой энергетической системы России в целях:

усиления связей между Северо-Западом и Центром (сооружение линии электропередачи ПС Ленинградская - Ленинградская ГАЭС - ПС Белозерская);

выдачи мощности атомных электростанций, сооружаемых в этой зоне.

Линии электропередачи напряжением 500 кВ будут использованы для выдачи мощности крупных электростанций и усиления основной сети в энергозонах Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири и Дальнего Востока, а также для развития межсистемных связей. В период до 2020 года усиление межсистемного сечения Северо-Запад - Центр предусматривается за счет сооружения линии электропередачи Вологда - Коноша, усиление межсистемного сечения Урал - Средняя Волга предусматривается за счет сооружения линий электропередачи Газовая - Красноармейская и Помары - Удмуртская, усиление межсистемного сечения Сибирь - Урал предусматривается за счет сооружения двух линий электропередачи Ишим - Восход и Томск - Парабель - Нижневартовская ГРЭС. Предусматривается сооружение второго кольца линий электропередачи напряжением 500 кВ вокруг г. Москвы.

Для передачи электрической энергии и мощности Канкунской ГЭС и Нижнетимптонской ГЭС, сооружаемых в энергосистеме Якутии, в Хабаровскую и Приморскую энергосистемы потребуется усиление существующего транзита напряжением 500 кВ вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали.

Сеть напряжением 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций в западной части энергозоны Центра, в энергозонах Северо-Запада и Юга. Предусматривается усиление связей между энергозонами Центра и Северо-Запада за счет сооружения линий электропередачи напряжением 330 кВ Новосокольники - Талашкино.

Основные тенденции в развитии сетей напряжением 220 кВ будут состоять в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также в Архангельской энергосистеме и энергосистеме Республики Коми сети напряжением 220 кВ будут являться системообразующими. В рассматриваемый период намечается присоединение Центрального энергорайона Якутии к объединенной энергосистеме Востока по двухцепной линии электропередачи напряжением 220 кВ Томмот - Майя. Для обеспечения энергоснабжения магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан намечается сооружение двухцепной линии электропередачи напряжением 220 кВ по направлению Алдан - Ленск - Киренск, которая объединит Западный энергорайон Якутии с Южным энергорайоном и с энергозоной Сибири (Иркутская область).

Основным направлением развития сети напряжением 110 кВ будет дальнейшее ее расширение по территории России с целью повышения надежности электроснабжения потребителей.

В Генеральной схеме на основе указанных принципов сформирован перечень электросетевых объектов, обеспечивающих выдачу мощности электростанций общесистемного значения, надежное электроснабжение потребителей и развитие межсистемных связей в период до 2020 года. Перечень электросетевых объектов представлен в Приложении N 11. Данный перечень будет уточняться при выполнении конкретных проектов.

При этом в базовом варианте для выдачи мощности вновь вводимых и расширяемых электростанций общесистемного значения потребуется сооружение 25,7 тыс. км линий электропередачи, для повышения уровня надежности электроснабжения потребителей - 22,2 тыс. км линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше, для усиления межсистемных и межгосударственных связей - 16,1 тыс. км линий электропередачи.

VII. Оценка потребности в инвестициях и источниках

их финансирования

В Генеральной схеме оценка потребности в инвестициях является прогнозной и сформирована с учетом того, что исходные технико-экономические показатели приняты в соответствии с предварительными проектными предложениями. Практически все исходные технико-экономические показатели будут уточнены при проектировании объектов.

В качестве источников инвестиций предусмотрены:

для генерирующих компаний - собственные средства (амортизация, прибыль на капитальные вложения, накопленная прибыль прошлых лет, средства от возврата налога на добавленную стоимость) и привлеченные средства (кредиты, эмиссия акций, выпуск облигаций);

для электросетевых компаний - собственные средства (амортизация, прибыль на капитальные вложения, накопленная прибыль прошлых лет, плата за присоединение, средства, получаемые от возврата налога на добавленную стоимость) и привлеченные средства (кредиты, эмиссия акций).

Потребность в средствах федерального бюджета учтена в объеме, соответствующем показателям ресурсного обеспечения мероприятий, реализуемых в настоящее время в рамках федеральных целевых программ.

Прогноз потребности в капиталовложениях на развитие электростанций (базовый вариант) на 2006 - 2020 годы (таблица 1) и сооружение электросетевых объектов (базовый вариант) в период до 2020 года (таблица 2) приведен в Приложении N 12.

Всего за 2006 - 2020 годы общая потребность в капиталовложениях на развитие электростанций при базовом варианте составит 11616,3 млрд. рублей (в ценах соответствующих лет).

Потребность в капиталовложениях на сооружение электросетевых объектов с 2006 по 2020 год при базовом варианте оценивается в 9078,8 млрд. рублей (в ценах соответствующих лет).

VIII. Снижение техногенного воздействия электростанций

на окружающую среду

В целях снижения вредных выбросов электростанций в атмосферу в Генеральной схеме предусмотрено, что на вновь вводимом энергетическом оборудовании объемы мероприятий по охране окружающей среды должны обеспечивать ограничение в соответствии с нормативами удельных выбросов оксидов серы, оксидов азота и твердых частиц (летучей золы), а также предотвращение вредных воздействий на водные объекты.

На существующих тепловых электростанциях предусматривается проведение мероприятий по реконструкции и модернизации устаревших и неэффективных золоуловителей и внедрению технологических методов подавления оксидов азота в процессе сжигания топлива.

Экологическая безопасность развития электроэнергетики будет обеспечиваться также при:

реализации предусмотренной в Генеральной схеме структуры генерирующих мощностей;

ограничении в соответствии с нормативами удельных выбросов вредных веществ в атмосферу вновь вводимым в эксплуатацию энергетическим оборудованием;

проведении намеченных объектных мероприятий по охране атмосферного воздуха на действующих тепловых электростанциях;

развитии электроэнергетики на основе использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.

IX. Энергетика на основе использования возобновляемых

источников энергии

При проведении региональной энергетической политики важное значение имеет оптимальное использование ресурсов развития традиционной электроэнергетики (атомных, гидравлических и тепловых электростанций), малой энергетики и возобновляемых источников энергии. В топливно-энергетическом балансе регионов необходимо использовать потенциал местных, нетрадиционных и возобновляемых видов топливно-энергетических ресурсов. Для России такими ресурсами в первую очередь являются торф, геотермальные воды, солнечная и ветровая энергия, энергия малых рек и морских приливов.

Стратегическими целями использования возобновляемых источников энергии и местных видов топлива являются:

сокращение потребления невозобновляемых топливно-энергетических ресурсов;

снижение экологической нагрузки от деятельности топливно-энергетического комплекса;

обеспечение энергией децентрализованных потребителей и регионов с дальним и сезонным завозом топлива;

снижение расходов на дальнепривозное топливо.

Наиболее благоприятные условия для использования энергии приливов существуют в Мезенском заливе Белого моря и на побережье Охотского моря в Тугурском заливе.

В период до 2020 года в соответствии с основными направлениями развития энергетики (энергоэффективность, энергосбережение, экологичность) переход к крупным энергообъектам, использующим возобновляемые энергоисточники, возможен путем строительства крупных приливных электростанций (Мезенской ПЭС в Архангельской области и Тугурской ПЭС в Хабаровском крае). Для максимального варианта в период 2016 - 2020 годов в дополнительной программе ввода мощности на гидроэлектростанциях предусмотрен ввод в эксплуатацию первых агрегатов на указанных приливных электростанциях.

Исходя из накопленного опыта и имеющейся методической и информационной базы в области оценки экономически целесообразного ветропотенциала страны, предусматривается увеличение ввода в действие мощностей ветроэлектростанций. Важнейшими необходимыми условиями интенсивного развития российской ветроэнергетики являются подготовка нормативно-правовой базы развития возобновляемой энергетики в целом и ветроэнергетики в частности, а также запуск собственного производства ветроагрегатов.

Современные технологии малой гидроэнергетики позволяют генерировать качественную электрическую энергию при минимальных эксплуатационных затратах и незначительной нагрузке на экосистемы. В настоящее время потенциал малых рек России практически не используется, несмотря на то что в некоторых регионах малая гидроэнергетика может быть основой системы энергоснабжения.

Как правило, новые малые гидроэлектростанции предполагается строить в отдаленных районах, где существует проблема с завозом органического топлива (в большинстве случаев - дизельного топлива, реже - угля).

Основными направлениями развития малой гидроэнергетики на ближайшие годы являются строительство малых гидроэлектростанций при сооружаемых комплексных гидроузлах, модернизация и восстановление ранее существовавших малых гидроэлектростанций, сооружение малых гидроэлектростанций на существующих водохранилищах и малых реках, на имеющихся каналах и трубопроводах подвода и отвода воды, на объектах различного хозяйственного назначения.

X. Механизмы реализации Генеральной схемы

Реализация Генеральной схемы заключается в обеспечении надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и экономики страны электрической и тепловой энергией в соответствии с основными положениями, принципами и механизмами государственной энергетической политики.

Реализация Генеральной схемы основана на следующих принципах:

создание механизма мониторинга реализации Генеральной схемы, использующего уровни электропотребления в качестве одного из показателей, позволяющего оценивать необходимость осуществления планируемых в рамках Генеральной схемы мероприятий;

создание долгосрочной системы прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность, создание региональных систем прогнозирования потребления электрической энергии и мощности;

координация развития электроэнергетики и программ социально-экономического развития регионов;

формирование порядка разработки и внесения изменений в Генеральную схему;

обеспечение эффективного управления государственной собственностью в электроэнергетике при переходе к рыночным механизмам функционирования отрасли;

создание целевой модели регулирования электроэнергетики, разработка стандартов взаимодействия субъектов отрасли с государственными органами и инфраструктурными организациями, организация разработки регламентов и стандартов обеспечения надежности в электроэнергетике.

В качестве механизмов реализации Генеральной схемы предусматриваются:

использование механизмов государственной политики по формированию и реализации инвестиционных программ субъектов естественных монополий в электроэнергетике, в том числе в организациях, доля государства в уставном капитале которых составляет более 50 процентов;

разработка системы показателей результативности долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики;

определение порядка информационно-аналитического обеспечения долгосрочного прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность, рассматриваемого в качестве одного из важнейших инструментов реализации Генеральной схемы;

обеспечение гарантированной возможности присоединения новых генерирующих мощностей к электрическим сетям;

использование механизма гарантирования инвестиций для финансирования строительства объектов по производству электрической энергии, необходимых для формирования перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии в условиях прогнозируемого дефицита электрической мощности;

формирование информационно-аналитического обеспечения системы мониторинга реализации Генеральной схемы с использованием государственного информационного ресурса.

Система мониторинга реализации Генеральной схемы предусматривает непрерывное наблюдение за фактическим положением дел в электроэнергетике и осуществлением долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики, а также получение оперативной информации для своевременного выявления и системного анализа происходящих изменений в целях предупреждения негативных тенденций.

По результатам мониторинга в Правительство Российской Федерации ежегодно представляется доклад о ходе реализации Генеральной схемы.

Доработка и уточнение Генеральной схемы осуществляются не реже чем 1 раз в 3 года.

Приложение N 1

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПРОГНОЗ

ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ ПО РОССИИ И ЕЕ РЕГИОНАМ ДЛЯ БАЗОВОГО

И МАКСИМАЛЬНОГО ВАРИАНТОВ

Прогноз электропотребления по России на период до 2020 года

(График не приводится)

Таблица 1

Прогноз электропотребления по энергозонам России на период

до 2020 года

(млрд. кВт.ч)

┌─────────────────┬─────────────────┬──────────────────────────┬───────────┐

│ Энергозоны │ Отчетные данные │ Базовый вариант │Максималь- │

│ │ │ │ный вариант│

│ ├────────┬────────┼────────┬────────┬────────┼───────────┤

│ │2005 год│2006 год│2010 год│2015 год│2020 год│ 2020 год │

└─────────────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴───────────┘

Северо-Запад 83,7 87 114,3 141,9 175,5 184

(включая

Калининградскую

область)

Центр 224,6 234,7 288,7 355,9 433,9 478

Поволжье 80,6 84 98,8 110,6 125,3 158

Юг 73,5 76,4 94,1 110,9 126 155,7

Урал 228,1 241,7 293,6 349,6 420,8 470,2

Сибирь 190,8 196,2 239,8 278 330,8 425,6

Востокэнерго - 38,7 39 45,5 56,1 72,6 98,2

всего

в том числе:

ОЭС Востока 27,1 27,2 31,9 40,3 50,7 68,9

изолированные 11,6 11,8 13,6 15,8 21,9 29,3

узлы Востока

Итого централи- 920 959 1174,8 1403 1684,9 1969,7

зованное электро-

потребление

Всего (с учетом 940,7 980 1196,6 1426,3 1710 2000

зоны децентрали-

зованного

электроснабжения)

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 2

Прогноз электропотребления по федеральным округам на период

до 2020 года

(млрд. кВт.ч)

┌─────────────────┬─────────────────┬──────────────────────────┬───────────┐

│ │ Отчетные данные │ Базовый вариант │Максималь- │

│ │ │ │ный вариант│

│ ├────────┬────────┼────────┬────────┬────────┼───────────┤

│ │2005 год│2006 год│2010 год│2015 год│2020 год│ 2020 год │

└─────────────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴───────────┘

Северо-Западный 97,4 101,1 130,5 160,7 196,6 206,2

федеральный округ

Центральный 190,3 199,3 245,4 306,1 377,3 413,8

федеральный округ

Приволжский 177,6 184,6 214,9 241,4 274,4 326

федеральный округ

Южный федеральный 73,5 76,4 94,1 110,9 126 155,7

округ

Уральский 151,8 162,4 204,6 249,8 307,3 344,3

федеральный округ

Сибирский 190,8 196,2 239,8 278 330,8 425,6

федеральный округ

Дальневосточный 38,7 39 45,5 56,1 72,6 98,2

федеральный округ

Децентрализован- 20,6 21 21,8 23,3 25 30,2

ные энергоузлы

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Приложение N 2

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ИЗМЕНЕНИЕ МОЩНОСТИ ДЕЙСТВУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

(ЗОНА ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ)

(млн. кВт)

┌────────────────────────┬────────┬────────┬──────────┬─────────┬─────────┐

│ │ 2006 │ 2010 │ 2015 │ 2020 │Изменение│

│ │ год │ год │ год │ год │мощности │

│ │ │ │ │ │за 2006 -│

│ │ │ │ │ │2020 годы│

└────────────────────────┴────────┴────────┴──────────┴─────────┴─────────┘

Мощность действующих 210,8 209,4 179,9 161,3 -49,5

электростанций - всего

в том числе:

мощность 44,9 45,3 45,6 45,7 +0,8

гидроэлектростанций

мощность атомных 23,5 24,8 24,9 21 -2,5

электростанций

мощность тепловых 142,4 139,3 109,4 94,6 -47,8

электростанций - всего

в том числе:

теплоэлектроцентралей 77,1 75,3 71,2 64,6 -12,5

конденсационных 65,3 64 38,2 30 -35,3

электростанций

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Приложение N 3

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПОТРЕБНОСТЬ ОТРАСЛИ

В НОВОЙ МОЩНОСТИ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ,

АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

(ЗОНА ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ)

(млн. кВт)

┌───────────────────────┬───────────────────────┬─────────────────────────┐

│ │ Базовый вариант │ Максимальный вариант │

│ ├───────┬───────┬───────┼────────┬────────┬───────┤

│ │ 2010 │ 2015 │ 2020 │ 2010 │ 2015 │ 2020 │

│ │ год │ год │ год │ год │ год │ год │

└───────────────────────┴───────┴───────┴───────┴────────┴────────┴───────┘

1. Необходимая 245,5 297,5 347,4 256,2 326,2 397,7

установленная

мощность

2. Мощность действующих 209,4 179,9 161,3 209,4 179,9 161,3

электростанций

3. Мощность новых 17,9 36,5 49 17,9 36,5 49

и обновляемых

теплоэлектроцентралей

4. Потребность в новой 18,2 81,1 137,1 28,9 109,8 187,4

мощности гидро-

электростанций,

атомных

электростанций и

конденсационных

электростанций

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Приложение N 4

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПЕРЕЧЕНЬ

МОДЕРНИЗИРУЕМЫХ, РАСШИРЯЕМЫХ И ВНОВЬ СООРУЖАЕМЫХ

АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Таблица 1

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых

площадках, энергозоны Северо-Запада

┌──────────────────────┬────────────────────────┬────────────────────────┬────────────────────────┬────────────────────────┐

│ │По состоянию на 2006 год│ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ ├──────┬────────┬────────┼──────┬────────┬────────┼──────┬────────┬────────┼──────┬────────┬────────┤

│ │коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│

│ │чество│ блока │ленная │чество│ блока │ленная │чество│ блока │ленная │чество│ блока │ленная │

│ │блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│

│ │ │ │(МВт) │ │ │на 2010 │ │ │на 2015 │ │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │год │

│ │ │ │ │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │

└──────────────────────┴──────┴────────┴────────┴──────┴────────┴────────┴──────┴────────┴────────┴──────┴────────┴────────┘

Архангельская энергосистема

1. Северодвинская - - - 2 КЛТ 40С 70 2 КЛТ 40С 70 2 КЛТ 40С 70

(но- ПАТЭС

вая) Архангельская

область,

г. Северодвинск

Итого по станции - 70 70 70

Кольская энергосистема

2. Кольская АЭС 4 ВВЭР 440 1760 3 ВВЭР 440 1374 3 ВВЭР 440 1374 1 ВВЭР 440 458

Мурманская

область,

г. Полярные Зори

- - - 1 ВВЭР 440 459 1 ВВЭР 440 459 1 ВВЭР 440 459

Итого по станции 1760 1833 "1" 1833 917

3. Кольская - - - - - - - - - 4 ВБЭР 300 1200

(но- АЭС-2 "2"

вая) Мурманская

область,

в 4 км от

Кольской АЭС

- - - 1200

Итого по станции

Ленинградская энергосистема

4. Ленинградская АЭС 4 РБМК 4000 3 РБМК 3282 3 РБМК 3282 1 РБМК 1094

Ленинградская 1000 1000 1000 1000

область,

г. Сосновый Бор

- - - 1 РБМК 1093 1 РБМК 1093 1 РБМК 1093

1000 1000 1000

Итого по станции 4000 4375 "1" 4375 2187

5. Ленинградская - - - - - - 3 ВВЭР 3450 4 ВВЭР 4600

(но- АЭС-2 1200 1200

вая) Ленинградская

область,

в 8 км от

Ленинградской

АЭС

Итого по станции - - 3450 4600

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 2

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых

площадках, энергозоны Центра

┌──────────────────────────┬────────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────┬───────────────────────┐

│ │По состоянию на 2006 год│ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ ├──────┬───────┬─────────┼──────┬──────┬────────┼──────┬──────┬────────┼──────┬──────┬─────────┤

│ │коли- │ тип │установ- │коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ- │

│ │чество│ блока │ленная │чество│ блока│ленная │чество│ блока│ленная │чество│ блока│ленная │

│ │блоков│ │мощность │блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│блоков│ │мощность │

│ │ │ │(МВт) │ │ │на 2010 │ │ │на 2015 │ │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │ год │

│ │ │ │ │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │ │ │ (МВт) │

└──────────────────────────┴──────┴───────┴─────────┴──────┴──────┴────────┴──────┴──────┴────────┴──────┴──────┴─────────┘

Воронежская энергосистема

1. Нововоронежская АЭС 2 ВВЭР 834 2 ВВЭР 834 2 ВВЭР 834 - - -

Воронежская область, 440 440 440

г. Нововоронеж

1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000

1000 1000 1000 1000

Итого по станции 1834 1834 1834 1000

2. Нововоронежская - - - - - - 2 ВВЭР 2300 2 ВВЭР 2300

(но- АЭС-2 1200 1200

вая) Воронежская область,

в 5 км от

Нововоронежской АЭС

Итого по станции - - 2300 2300

Максимальный вариант - - - - - - - - - 2 ВВЭР 2300

(дополнительная 1200

мощность)

Итого по станции - - - 4600

(максимальный

вариант)

Курская энергосистема

3. Курская АЭС "3" 4 РБМК 4000 1 РБМК 1088 "1" 1 РБМК 1088 1 РБМК 1088

Курская область, 1000 1000 1000 1000

г. Курчатов

- - - 3 РБМК 3285 "1" 3 РБМК 3285 3 РБМК 3285

1000 1000 1000

- - - 1 РБМК 1000 1 РБМК 1000 1 РБМК 1000

1000 1000 1000

Итого по станции 4000 5373 5373 5373

Нижегородская энергосистема

4. Нижегородская АЭС "4" - - - - - - - - - 3 ВВЭР 3450

(но- Нижегородская 1200

вая) область,

в 20 км юго-западнее

пос. Урень

Итого по станции - - - 3450

Максимальный вариант - - - - - - - - - 1 ВВЭР 1150

(дополнительная 1200

мощность)

Итого по станции - - - 4600

(максимальный

вариант)

Смоленская энергосистема

5. Смоленская АЭС 3 РБМК 3000 1 РБМК 1035 1 РБМК 1091 1 РБМК 1091

Смоленская область, 1000 1000 1000 1000

г. Десногорск

- - - 2 РБМК 2156 2 РБМК 2200 2 РБМК 2200

1000 1000 1000

Итого по станции 3000 3191 "1" 3291 3291

Тверская энергосистема

6. Калининская АЭС 3 ВВЭР 3000 3 ВВЭР 3129 3 ВВЭР 3129 3 ВВЭР 3129

Тверская область, 1000 1000 1000 1000

г. Удомля

- - - - - - 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000

1000 1000

Итого по станции 3000 3129 "1" 4129 4129

7. Тверская АЭС "4" - - - - - - 1 ВВЭР 1150 4 ВВЭР 4600

(но- Тверская область, 1200 1200

вая) Ржевский или

Удомельский район

Итого по станции - - 1150 4600

Ярославская или Костромская энергосистема

8. Центральная АЭС "4" - - - - - - - - - 2 ВВЭР 2300

(но- Ярославская область 1200

вая) или Костромская

область

Итого по станции - - - 2300

Максимальный вариант - - - - - - - - - 2 ВВЭР 2300

(дополнительная 1200

мощность)

Итого по станции - - - 4600

(максимальный

вариант)

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 3

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых

площадках, энергозоны Средней Волги

┌────────────────────┬──────────────────┬────────────────────┬────────────────────┬─────────────────────┐

│ │ По состоянию на │ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ │ 2006 год │ │ │ │

│ ├─────┬─────┬──────┼─────┬─────┬────────┼─────┬─────┬────────┼──────┬─────┬────────┤

│ │коли-│ тип │уста- │коли-│ тип │установ-│коли-│ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│

│ │чест-│блока│нов- │чест-│блока│ленная │чест │блока│ленная │чество│блока│ленная │

│ │во │ │ленная│во │ │мощность│во │ │мощность│блоков│ │мощность│

│ │бло- │ │мощ- │бло- │ │на 2010 │бло- │ │на 2015 │ │ │на 2020 │

│ │ков │ │ность │ков │ │год │ков │ │год │ │ │год │

│ │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │

└────────────────────┴─────┴─────┴──────┴─────┴─────┴────────┴─────┴─────┴────────┴──────┴─────┴────────┘

Саратовская энергосистема

Балаковская АЭС 4 ВВЭР 4000 2 ВВЭР 2086 2 ВВЭР 2086 2 ВВЭР 2086

Саратовская область, 1000 1000 1000 1000

г. Балаково

- - - 2 ВВЭР 2088 2 ВВЭР 2088 2 ВВЭР 2088

1000 1000 1000

Итого по станции 4000 4174 "1" 4174 4174

─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 4

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых

площадках, энергозоны Юга

┌───────────────────┬────────────────────────┬─────────────────────┬─────────────────────┬─────────────────────┐

│ │По состоянию на 2006 год│ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ ├───────┬───────┬────────┼──────┬─────┬────────┼──────┬─────┬────────┼──────┬─────┬────────┤

│ │коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│

│ │чество │ блока │ленная │чество│блока│ленная │чество│блока│ленная │чество│блока│ленная │

│ │блоков │ │мощность│блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│

│ │ │ │(МВт) │ │ │на 2010 │ │ │на 2015 │ │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │год │

│ │ │ │ │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │

└───────────────────┴───────┴───────┴────────┴──────┴─────┴────────┴──────┴─────┴────────┴──────┴─────┴────────┘

Ростовская энергосистема

Ростовская АЭС 1 "5" ВВЭР 1000 1 "5" ВВЭР 1040 1 "5" ВВЭР 1040 1 "5" ВВЭР 1040

Ростовская область, 1000 1000 "1" 1000 1000

г. Волгодонск

- - - 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000

1000 1000 1000

- - - - - - 1 ВВЭР 1150 2 ВВЭР 2300

1200 1200

Итого по станции 1000 2040 3190 4340

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 5

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых

площадках, энергозоны Урала

┌──────────────────────┬────────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────┐

│ │По состоянию на 2006 год│ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ ├──────┬────────┬────────┼──────┬──────┬────────┼──────┬──────┬────────┼──────┬──────┬────────┤

│ │коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│

│ │чество│ блока │ленная │чество│блока │ленная │чество│блока │ленная │чество│блока │ленная │

│ │блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│

│ │ │ │(МВт) │ │ │на 2010 │ │ │на 2015 │ │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │год │

│ │ │ │ │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │

└──────────────────────┴──────┴────────┴────────┴──────┴──────┴────────┴──────┴──────┴────────┴──────┴──────┴────────┘

Свердловская энергосистема

1. Белоярская АЭС 1 БН 600 600 1 БН 600 600 1 БН 600 600 1 БН 600 600

Свердловская

область,

г. Заречный - - - - - - 1 БН 800 880 1 БН 800 880

Итого по станции 600 600 1480 1480

Челябинская энергосистема

2. Южно-Уральская - - - - - - - - - 4 ВВЭР 4600

(но- АЭС "4" 1200

вая) Челябинская

область,

в 140 км западнее

г. Челябинска

Итого по станции - - - 4600

──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 6

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых

площадках, энергозоны Сибири

┌───────────────────┬────────────────────────┬─────────────────────┬──────────────────────┬────────────────────┐

│ │По состоянию на 2006 год│ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ ├──────┬────────┬────────┼──────┬─────┬────────┼──────┬──────┬────────┼─────┬─────┬────────┤

│ │коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли-│ тип │установ-│

│ │чество│ блока │ленная │чество│блока│ленная │чество│ блока│ленная │чест-│блока│ленная │

│ │блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│блоков│ │мощность│во │ │мощность│

│ │ │ │(МВт) │ │ │на 2010 │ │ │на 2015 │бло- │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ков │ │год │

│ │ │ │ │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │

└───────────────────┴──────┴────────┴────────┴──────┴─────┴────────┴──────┴──────┴────────┴─────┴─────┴────────┘

Томская энергосистема

Северская АЭС "4" - - - - - - - 1 ВВЭР 1150 2 ВВЭР 2300

(новая) Томская 1200 1200

область, 25 км от

г. Северск

Итого по станции - - 1150 2300

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 7

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых

площадках, энергозоны Дальнего Востока

┌──────────────────────┬────────────────────────┬────────────────────┬─────────────────────┬──────────────────────┐

│ │По состоянию на 2006 год│ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ ├──────┬───────┬─────────┼─────┬─────┬────────┼──────┬─────┬────────┼─────┬───────┬────────┤

│ │коли- │ тип │установ- │коли-│ тип │установ-│коли- │ тип │установ-│коли-│ тип │установ-│

│ │чество│ блока │ленная │чест-│блока│ленная │чество│блока│ленная │чест-│ блока │ленная │

│ │блоков│ │мощность │во │ │мощность│блоков│ │мощность│во │ │мощность│

│ │ │ │(МВт) │бло- │ │на 2010 │ │ │на 2015 │бло- │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ков │ │год │ │ │год │ков │ │год │

│ │ │ │ │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │ │ │(МВт) │

└──────────────────────┴──────┴───────┴─────────┴─────┴─────┴────────┴──────┴─────┴────────┴─────┴───────┴────────┘

Энергосистема Приморского края

1. Приморская АЭС - - - - - - - - - 2 ВБЭР 600

(но- Приморский край 300

вая)

Итого по станции - - - 600

Чаун-Билибинский энергоузел

2. Билибинская АЭС 4 ЭГП 6 48 4 ЭГП 6 48 4 ЭГП 6 48 1 ЭГП 6 12

Чукотский

автономный округ,

г. Билибино

Итого по станции 48 48 48 12

Певекский энергоузел

3. Певекская ПАТЭС - - - - - - - - - 2 КЛТ 40С 70

(но- Чукотский

вая)автономный округ,

г. Певек

Итого по станции - - - 70

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

--------------------------------

"1" Увеличение мощности на действующем оборудовании за счет мероприятий по модернизации.

"2" Тип блока будет уточняться.

"3" Сооружение блока N 5 осуществляется в случае выделения дополнительных источников финансирования для его строительства и сооружения линий электропередачи для выдачи мощности.

"4" Месторасположение указанных станций будет уточнено при разработке технико-экономического обоснования сооружения станций.

"5" Блок N 1 действующей Волгодонской АЭС.

Приложение N 5

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПЕРЕЧЕНЬ

МОДЕРНИЗИРУЕМЫХ И ВНОВЬ СООРУЖАЕМЫХ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Таблица 1

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Северо-Запада

┌───────────────────────────┬────────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┬────────────────┐

│ │ Проектные │ По состоянию │ 2006 - 2010 │ 2011 - 2015 │ 2016 - 2020 │

│ │ мощность и │ на 2006 год │ годы │ годы │ годы │

│ │ средняя ├──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┼───────┬────────┤

│ │многолетняя │коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│

│ │ выработка │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │чество │ленная │

│ │ │блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│блоков │мощность│

│ │ │ │ │ │на 2010 │ │на 2015 │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │год │ │год │ │год │

└───────────────────────────┴────────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴───────┴────────┘

Архангельская энергосистема

1. Мезенская ПЭС 4000 МВт "1" - - - - - - - -

(но- Архангельская область, 19700

вая) Мезенский залив млн. кВт.ч

Белого моря

Максимальный вариант

- - - - - - 350 700

Итого по станции

(максимальный вариант) - - - 700

Ленинградская энергосистема

2. Ленинградская ГАЭС 1560 МВт - - - - 8 1560 8 1560

(но- Ленинградская область, 2340

вая) Лодейнопольский район, млн. кВт.ч

р. Шапша

Итого по станции - - 1560 1560

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

--------------------------------

"1" С возможностью увеличения мощности по результатам проектных работ.

Таблица 2

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе

сооружаемые на новых площадках, энергозоны Центра

┌───────────────────────────┬───────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┐

│ │ Проектные │ По состоянию │ 2006 - 2010 │ 2011 - 2015 │ 2016 - 2020 │

│ │мощность и │ на 2006 год │ годы │ годы │ годы │

│ │ средняя ├──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┤

│ │многолетняя│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│

│ │ выработка │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │

│ │ │блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│

│ │ │ │ │ │на 2010 │ │на 2015 │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │год │ │год │ │год │

└───────────────────────────┴───────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┘

Владимирская энергосистема

1. Владимирская ГАЭС 800 МВт - - - - - - 4 800

(но- Владимирская область, 1300 млн.

вая) р. Клязьма кВт.ч

Итого по станции - - - 800

Курская энергосистема

2. Курская ГАЭС 465 МВт - - - - 3 465 3 465

(но- Курская область 730

вая) млн. кВт.ч

Итого по станции - - 465 465

Московская энергосистема

3. Загорская ГАЭС-1 1200 МВт 6 1200 6 1200 6 1200 6 1200

Московская область, 1884

Сергиево-Посадский млн. кВт.ч

район,

р. Кунья

Итого по станции 1200 1200 1200 1200

4. Загорская ГАЭС-2 840 МВт - - 2 420 4 840 4 840

(но- Московская область, 1100

вая) р. Кунья млн. кВт.ч

Итого по станции - 420 840 840

5. Волоколамская ГАЭС 660 МВт - - - - 1 220 3 660

(но- Московская область, 1230

вая) р. Сестра млн. кВт.ч

Итого по станции - - 220 660

Нижегородская энергосистема

6. Нижегородская ГЭС 520 МВт 8 520 8 520 8 520 8 520

Нижегородская область, 1510

г. Городец, Волжско- млн. кВт.ч

Камский

каскад, р. Волга

Итого по станции 520 520 520 520

Тверская энергосистема

7. Центральная ГАЭС 1300 МВт - - - - - - 4 1300

(но- (1 очередь) 2030

вая) Тверская область, г. млн. кВт.ч

Ржев, р. Тудовка

Итого по станции - - - 1300

Ярославская энергосистема

8. Рыбинская ГЭС 330 МВт 6 346,4 6 356,4 6 376,4 6 376,4

Ярославская область, 940

г. Рыбинск, Волжско- млн. кВт.ч

Камский

каскад, р. Волга

Итого по станции 346,4 356,4 376,4 376,4

─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 3

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Средней Волги

┌───────────────────────────┬───────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┐

│ │ Проектные │ По состоянию │ 2006 - 2010 │ 2011 - 2015 │ 2016 - 2020 │

│ │мощность и │ на 2006 год │ годы │ годы │ годы │

│ │ средняя ├──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┤

│ │многолетняя│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│

│ │ выработка │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │

│ │ │блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│

│ │ │ │ │ │на 2010 │ │на 2015 │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │год │ │год │ │год │

└───────────────────────────┴───────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┘

Самарская энергосистема

1. Жигулевская ГЭС 2300 МВт 20 2300 20 2334 20 2369 20 2404

Самарская область, 9600

г. Жигулевск, млн. кВт.ч

Волжско-Камский каскад,

р. Волга

Итого по станции 2300 2334 2369 2404

Саратовская энергосистема

2. Саратовская ГЭС 1360 МВт 24 1360 24 1370 24 1370 24 1370

Саратовская область, 5400

г. Балаково, млн. кВт.ч

Волжско-Камский каскад,

р. Волга

Итого по станции 1360 1370 1370 1370

Татарская энергосистема

3. Нижнекамская ГЭС 1248 МВт 16 1205 16 1205 16 1205 16 1248

Республика Татарстан, 2460 млн.

г. Набережные Челны, кВт.ч

Волжско-Камский каскад,

р. Кама

Итого по станции 1205 1205 1205 1248

Чувашская энергосистема

4. Чебоксарская ГЭС 1404 МВт 18 1370 18 1370 18 1370 18 1404

Чувашская Республика, 3310

г. Новочебоксарск, млн. кВт.ч

Волжско-

Камский каскад, р. Волга

Итого по станции 1370 1370 1370 1404

─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 4

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе

сооружаемые на новых площадках, энергозоны Юга

┌───────────────────────────┬───────────┬──────────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┐

│ │ Проектные │ По состоянию│ 2006 - 2010 │ 2011 - 2015 │ 2016 - 2020 │

│ │мощность и │ на 2006 год │ годы │ годы │ годы │

│ │ средняя ├──────┬───────┼──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┤

│ │многолетняя│коли- │уста- │коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│

│ │ выработка │чество│новлен-│чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │

│ │ │блоков│ная │блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│

│ │ │ │мощ- │ │на 2010 │ │на 2015 │ │на 2020 │

│ │ │ │ность │ │год │ │год │ │год │

└───────────────────────────┴───────────┴──────┴───────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┘

Волгоградская энергосистема

1. Волжская ГЭС 2541 МВт 22 2530 22 2582,5 22 2614 22 2645,5

Волгоградская область, 10300

г. Волжский, Волжско- млн. 1 11 1 11 1 11 1 11

Камский каскад, р. кВт.ч

Волга

Итого по станции 2541 2593,5 2625 2656,5

Дагестанская энергосистема

2. Чиркейская ГЭС 1000 МВт 4 1000 4 1000 4 1000 4 1000

Республика Дагестан, 2256

п. Дубки, р. Сулак млн.

кВт.ч

Итого по станции 1000 1000 1000 1000

3. Ирганайская ГЭС 800 МВт 2 400 2 400 2 400 2 400

Республика Дагестан, 1280

р. Аварское Койсу млн.

(приток р. Сулак) кВт.ч

Итого по станции 400 400 400 400

Максимальный вариант - - - - 2 400 2 400

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 400 400 800 800

(максимальный вариант)

4. Каскад ГЭС на р. 220 МВт - - - - 2 220 2 220

(но- Андийское Койсу 680

вая) (Агвали) млн.

Республика Дагестан, кВт.ч

р. Андийское Койсу

Итого по станции - - 220 220

5. Каскад ГЭС на р. 200 МВт - - - - - - 2 200

(но- Андийское Койсу 440

вая) (Инхойская) млн.

Республика Дагестан, кВт.ч

р. Андийское Койсу

Итого по станции - - - 200

Краснодарская энергосистема

6. Лабинская ГАЭС 600 МВт - - - - 2 600 2 600

(но- Краснодарский край, 1118

вая) р. Лаба млн.

кВт.ч

Итого по станции - - 600 600

Северокавказская энергосистема

7. Зарамагские ГЭС 357 МВт - - 1 15 1 15 1 15

(но- Республика Северная 812

вые) Осетия - млн. - - - - 2 342 2 342

Алания, р. Ардон кВт.ч

Итого по станции - 15 357 357

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 5

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе

сооружаемые на новых площадках, энергозоны Урала

┌────────────────────────────┬───────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┐

│ │ Проектные │ По состоянию │ 2006 - 2010 │ 2011 - 2015 │ 2016 - 2020 │

│ │мощность и │ на 2006 год │ годы │ годы │ годы │

│ │ средняя ├──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┤

│ │многолетняя│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│

│ │ выработка │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │

│ │ │блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│

│ │ │ │ │ │на 2010 │ │на 2015 │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │год │ │год │ │год │

└────────────────────────────┴───────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┘

Пермская энергосистема

1. Воткинская ГЭС 1020 МВт 10 1020 10 1020 10 1020 10 1020

Пермский край, 2200

г. Чайковский, млн. кВт.ч

Волжско-Камский каскад,

р. Кама

Итого по станции 1020 1020 1020 1020

2. Камская ГЭС 504 МВт 23 510 23 534 24 555 24 555

Пермский край, 1700

г. Пермь, Волжско-Камский млн. кВт.ч

каскад, р. Кама

Итого по станции 510 534 555 555

──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 6

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Сибири

┌───────────────────────────┬───────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┬──────────────────┐

│ │ Проектные │ По состоянию │ 2006 - 2010 │ 2011 - 2015 │ 2016 - 2020 годы │

│ │мощность и │ на 2006 год │ годы │ годы │ │

│ │ средняя ├──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┼────────┬─────────┤

│ │многолетняя│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ- │

│ │ выработка │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │чество │ленная │

│ │ │блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│блоков │мощность │

│ │ │ │ │ │на 2010 │ │на 2015 │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │год │ │год │ │год │

└───────────────────────────┴───────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴────────┴─────────┘

Бурятская энергосистема

1. Мокская ГЭС с 1410 МВт - - - - - - 3 600

(но- Ивановской ГЭС 5740

вая) (контррегулятором) млн. кВт.ч

Республика Бурятия,

р. Витим,

760 км от устья

Итого по станции - - - 600

Максимальный вариант - - - - 2 300 3 600

(дополнительная

мощность) - - - - - - 3 210

Итого по станции - - 300 1410

(максимальный

вариант)

Иркутская энергосистема

2. Братская ГЭС 4500 МВт 18 4500 18 4500 18 4500 18 4500

Иркутская область, г. 21700 млн.

Братск-9, кВт.ч

Ангаро-Енисейский

каскад,

р. Ангара

Итого по станции 4500 4500 4500 4500

3. Иркутская ГЭС 662,4 МВт 8 662,4 8 662,4 8 662,4 8 662,4

Иркутская область, 4000

пос. Кузьмиха, млн. кВт.ч

Ангаро-Енисейский

каскад,

р. Ангара

Итого по станции 662,4 662,4 662,4 662,4

4. Усть-Илимская ГЭС 3840 МВт 16 3840 16 3840 16 3840 16 3840

Иркутская область, 20300

г. Усть-Илимск, млн. кВт.ч

Ангаро-

Енисейский каскад, р.

Ангара

Итого по станции 3840 3840 3840 3840

5. Тельмамская ГЭС 450 МВт - - - - - - - -

(но- Иркутская область, 1640

вая) г. Бодайбо, р. млн. кВт.ч

Мамакан

Максимальный вариант - - - - - - 3 450

Итого по станции - - - 450

(максимальный

вариант)

Красноярская энергосистема

6. Красноярская ГЭС 6000 МВт 12 6000 12 6000 12 6000 12 6000

Красноярский край, 19540

г. Дивногорск, млн. кВт.ч

Ангаро-Енисейский

каскад,

р. Енисей

Итого по станции 6000 6000 6000 6000

7. Богучанская ГЭС 2997 МВт - - 5 1665 9 2997 9 2997

(но- Красноярский край, 17600

вая) Кежемский р-н, г. млн. кВт.ч

Кодинск,

Ангаро-Енисейский

каскад,

р. Ангара

Итого по станции - 1665 2997 2997

8. Нижнебогучанская ГЭС 660 МВт - - - - - - 3 660

(но- (Нижнеангарские ГЭС) 3300

вая) Красноярский край, млн. кВт.ч

р. Ангара ниже

Богучанской

ГЭС

Итого по станции - - - 660

9. Мотыгинская ГЭС 1320 МВт - - - - - - 2 330

(но- (Нижнеангарские ГЭС) 6000 млн.

вая) ниже створа кВт.ч

Нижнебогучанской ГЭС,

Красноярский край,

р. Ангара

Итого по станции - - - 330

10. Эвенкийская ГЭС с 8150 МВт - - - - - - 8 8000

(но- Нижне-Курейской ГЭС 46400

вая) Красноярский край, млн. кВт.ч - - - - - - 3 150

р. Нижняя Тунгуска

Итого по станции - - - 8150

Кузбасская энергосистема

11. Крапивинский 300 МВт - - - - 2 300 2 300

(но- гидроузел 1900

вая) Кемеровская область, млн. кВт.ч

р. Томь

Итого по станции - - 300 300

Новосибирская энергосистема

12. Новосибирская ГЭС 455 МВт 7 455 7 455 7 455 7 455

Новосибирская 1745

область, млн. кВт.ч

г. Новосибирск, р.

Обь

Итого по станции 455 455 455 455

Тывинская энергосистема

13. Тувинские ГЭС (каскад 1500 МВт - - - - - - - -

(но- ГЭС) 6530

вая) Республика Тыва, р. млн. кВт.ч

Большой Енисей

Максимальный вариант - - - - - - 4 1500

Итого по станции - - - 1500

(максимальный

вариант)

Хакасская энергосистема

14. Саяно-Шушенская ГЭС 6400 МВт 10 6400 10 6400 10 6400 10 6400

Красноярский край, 21570

пос. Черемушки, млн. кВт.ч

Ангаро-

Енисейский каскад, р.

Енисей

Итого по станции 6400 6400 6400 6400

15. Майнская ГЭС 321 МВт 3 321 3 321 3 321 3 321

Красноярский край, 1640

пос. Черемушки, млн. кВт.ч

Ангаро-

Енисейский каскад, р.

Енисей

Итого по станции 321 321 321 321

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 7

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Дальнего Востока

┌────────────────────────────┬───────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┐

│ │ Проектные │ По состоянию │ 2006 - 2010 │ 2011 - 2015 │ 2016 - 2020 │

│ │мощность и │ на 2006 год │ годы │ годы │ годы │

│ │ средняя ├──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┼──────┬────────┤

│ │многолетняя│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│коли- │установ-│

│ │ выработка │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │чество│ленная │

│ │ │блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│блоков│мощность│

│ │ │ │ │ │на 2010 │ │на 2015 │ │на 2020 │

│ │ │ │ │ │год │ │год │ │год │

└────────────────────────────┴───────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┘

Амурская энергосистема

1. Зейская ГЭС 1330 МВт 6 1330 6 1330 6 1330 6 1330

Амурская область, 4641

г. Зея, р. Зея млн. кВт.ч

Итого по станции 1330 1330 1330 1330

2. Бурейская ГЭС 2000 МВт 2 370 2 670 2 670 2 670

Амурская область, 7100

пос. Талакан, р. Бурея млн. кВт.ч 1 300 1 335 1 335 1 335

1 335 3 1005 3 1005 3 1005

Итого по станции 1005 2010 2010 2010

3. Нижнебурейская ГЭС 321 МВт - - - - 3 321 3 321

(но- контррегулятор 1650

вая) Бурейской ГЭС млн. кВт.ч

Амурская область,

р. Бурея

Итого по станции - - 321 321

4. Граматухинская ГЭС 300 МВт - - - - 3 300 3 300

(но- (каскад Нижнезейских 1970

вая) ГЭС) млн. кВт.ч

Амурская область,

р. Зея

Итого по станции - - 300 300

Магаданская энергосистема

5. Колымская ГЭС 900 МВт 5 900 5 900 5 900 5 900

Магаданская область, 3317

пос. Синегорье, млн. кВт.ч

р. Колыма

Итого по станции 900 900 900 900

6. Усть-Среднеканская ГЭС 570 МВт - - 2 69,4 4 570 4 570

(но- Магаданская область, 500

вая) р. Колыма млн. кВт.ч

Итого по станции - 69,4 570 570

Хабаровская энергосистема

7. Тугурская ПЭС 3580 МВт - - - - - - - -

(но- Хабаровский край, 14300

вая) Тугурский залив млн. кВт.ч

Охотского моря

Максимальный вариант - - - - - - 200 200

Итого по станции - - - 200

(максимальный вариант)

Якутская энергосистема

8. Вилюйская ГЭС-1 340 МВт 4 340 4 340 4 340 4 340

Республика Саха 1290

(Якутия), млн.

пос. Чернышевский, кВт.ч

р. Вилюй

Итого по станции 340 340 340 340

9. Вилюйская ГЭС-2 340 МВт 4 340 4 340 4 340 4 340

Республика Саха 1290

(Якутия), млн.

пос. Чернышевский, кВт.ч

р. Вилюй

Итого по станции 340 340 340 340

10. Канкунская ГЭС 1300 МВт - - - - 2 400 5 1300

(но- Республика Саха 5700

вая) (Якутия), млн. кВт.ч

р. Тимптон

Итого по станции - - 400 1300

11. Нижнетимптонская ГЭС 800 МВт - - - - - - 4 800

(но- контррегулятор 3600

вая) Канкунской ГЭС млн. кВт.ч

Республика Саха

(Якутия),

р. Тимптон

Итого по станции - - - 800

12. Среднеучурская ГЭС 3300 МВт - - - - - - - -

(но- Республика Саха 15000

вая) (Якутия), млн. кВт.ч

р. Учур

Максимальный вариант - - - - - - 2 500

Итого по станции - - - 500

(максимальный вариант)

13. Верхнеалданская ГЭС 1000 МВт - - - - - - - -

(но- Республика Саха 3600

вая) (Якутия), млн. кВт.ч

р. Алдан

Максимальный вариант - - - - - - 5 1000

Итого по станции - - - 1000

(максимальный вариант)

──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Приложение N 6

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПЕРЕЧЕНЬ

МОДЕРНИЗИРУЕМЫХ, РАСШИРЯЕМЫХ И ВНОВЬ СООРУЖАЕМЫХ

ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Таблица 1

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Северо-Запада

┌─────────────────────────┬───────┬──────────────────────┬────────────────────────┬─────────────────────────┬───────────────────────┐

│ │ Вид │ По состоянию │ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ │топлива│ на 2006 год │ │ │ │

│ │ ├─────┬──────────┬─────┼─────┬──────────┬───────┼─────┬───────────┬───────┼─────┬──────────┬──────┤

│ │ │коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │устано-│коли-│ тип │уста- │коли-│ тип │уста- │

│ │ │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │влен- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │

│ │ │во │ │лен- │во │ │ная │во │ │ленная │во │ │ленная│

│ │ │бло- │ │ная │бло- │ │мощ- │бло- │ │мощ- │бло- │ │мощ- │

│ │ │ков │ │мощ- │ков │ │ность │ков │ │ность │ков │ │ность │

│ │ │ │ │ность│ │ │на │ │ │на │ │ │на │

│ │ │ │ │ │ │ │2010 │ │ │2015 │ │ │2020 │

│ │ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │год │

└─────────────────────────┴───────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴──────────┴───────┴─────┴───────────┴───────┴─────┴──────────┴──────┘

Калининградская энергосистема

1. Калининградская газ 1 ПГУ(Т)-450 450 2 ПГУ(Т)-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900

ТЭЦ-2

г. Калининград

Итого по станции 450 900 900 900

Карельская энергосистема

2. Медвежьегорская ТЭС уголь - - - - - - - - - 3 К-660-300 1980

(но- Республика Карелия, кузнец-

вая) 18 км южнее кий или

г. Медвежьегорск интин-

ский

Итого по станции - - - 1980

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 1 К-660-300 660

вариант кузнец-

(дополнительная кий или

мощность) интинс-

кий

Итого по станции - - 660 2640

(максимальный

вариант)

Кольская энергосистема

3. Мурманская ТЭЦ-2 уголь - - - - - - 3 Т-180-130 540 3 Т-180-130 540

г. Мурманск кузнец-

кий

Итого по станции - - 540 540

Коми энергосистема

4. Печорская ГРЭС газ 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630

Республика Коми,

г. Печора газ 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430

Итого по станции 1060 1060 1060 1060

Ленинградская энергосистема

5. Киришская ГРЭС газ, 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 1 ПТ-50-130 50 - - -

Ленинградская мазут

область,

г. Кириши газ, 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 1 ПТ-60-130 60 - - -

мазут

газ, 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80

мазут

газ, 6 К-300-240 1800 5 К-300-240 1500 - - - - - -

мазут

газ - - - 1 ПГУ-800 800 1 ПГУ-800 800 1 ПГУ-800 800

газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800

газ - - - - - - 1 ГТ(Т)-50 50 2 ГТ(Т)-50 100

газ - - - - - - 1 ГТ(Т)-65 65 2 ГТ(Т)-65 130

Итого по станции 2100 2600 1905 1910

6. Дубровская ТЭЦ-8 уголь 3 К-50-90 150 3 К-50-90 150 3 К-50-90 150 - - -

Ленинградская кузнец-

область, кий

г. Кировск

-"- 1 Т-37-90 37 1 Т-37-90 37 1 Т-37-90 37 - - -

-"- 1 Р-5-90 5 1 Р-5-90 5 1 Р-5-90 5 - - -

-"- - - - - - - - - - 2 К-330-240 660

Итого по станции 192 192 192 660

7. ТЭЦ-5 Правобережная газ 2 П-32-29 64 - - - - - - - - -

г. Санкт-Петербург

газ 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180

газ - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450 2 ПГУ(Т)-450 900

Итого по станции 244 630 630 1080

8. Юго-Западная ТЭЦ "1" газ - - - 2 ПГУ-225 450 2 ПГУ-225 450 2 ПГУ-225 450

г. Санкт-Петербург

газ - - - - - - 2 ГТ-75,7 150 2 ГТ-75,7 150

Итого по станции - 450 600 600

9. Первомайская ТЭЦ газ 2 ПТ-30-90 60 - - - - - - - - -

г. Санкт-Петербург

газ 2 ПТ-60-130 120 - - - - - - - - -

уголь 3 Т-50-130 150 2 Т-50-130 100 - - - - - -

газ - - - 2 ПГУ(Т)-180 360 3 ПГУ(Т)-180 540 3 ПГУ(Т)-180 540

Итого по станции 330 460 540 540

10. ТЭЦ-21 Северная газ 5 Т-100-130 500 5 Т-100-130 500 5 Т-100-130 500 4 Т-100-130 400

Ленинградская

область, газ - - - - - - - - - 1 ГТ-110(Т) 110

Всеволожский район

газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450

Итого по станции 500 500 950 960

11. ТЭЦ-22 Южная газ 3 Т-250-240 750 3 Т-250-240 750 3 Т-250-240 750 3 Т-250-240 750

г. Санкт-Петербург

газ 1 ГТ(Т)-50 50 1 ГТ(Т)-50 50 1 ГТ(Т)-50 50 1 ГТ(Т)-50 50

газ - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450

Итого по станции 800 1250 1250 1250

12. Северо-Западная ТЭЦ газ 2 ПГУ-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900

г. Санкт-Петербург,

пос. Ольгино

Итого по станции 900 900 900 900

13. ТЭЦ Парнас "1" газ - - - - - - 2 ПГУ(Т)-200 400 2 ПГУ(Т)-200 400

(но- г. Санкт-Петербург

вая)

Итого по станции - - 400 400

Новгородская энергосистема

14. Новгородская ТЭС уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320

(но- Новгородская кузнец-

вая) область, Боровичский кий

или Окуловский район

Итого по станции - - 1320 1320

Максимальный вариант уголь - - - - - - - - - 1 К-660-300 660

(дополнительная кузнец-

мощность) кий

Итого по станции - - 1320 1980

(максимальный

вариант)

Псковская энергосистема

15. Псковская ГРЭС газ 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430

Псковская область,

пос. Дедовичи уголь - - - - - - - - - 2 К-330-240 660

кузнец-

кий

Итого по станции 430 430 430 1090

Максимальный вариант уголь - - - - - - - - - 2 К-330-240 660

(дополнительная кузнец-

мощность) кий

Итого по станции 430 430 430 1750

(максимальный

вариант)

─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

--------------------------------

"1" Блок-станции.

Таблица 2

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Центра

┌───────────────────────────┬───────┬──────────────────────┬───────────────────────┬────────────────────────┬───────────────────────┐

│ │ Вид │ По состоянию │ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ │топлива│ на 2006 год │ │ │ │

│ │ ├─────┬──────────┬─────┼─────┬──────────┬──────┼─────┬──────────┬───────┼─────┬──────────┬──────┤

│ │ │коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста- │коли-│ тип │устано-│коли-│ тип │уста- │

│ │ │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │влен- │чест-│ блока │нов- │

│ │ │во │ │лен- │во │ │ленная│во │ │ная │во │ │ленная│

│ │ │бло- │ │ная │бло- │ │мощ- │бло- │ │мощ- │бло- │ │мощ- │

│ │ │ков │ │мощ- │ков │ │ность │ков │ │ность │ков │ │ность │

│ │ │ │ │ность│ │ │на │ │ │на │ │ │на │

│ │ │ │ │ │ │ │2010 │ │ │2015 │ │ │2020 │

│ │ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │год │

└───────────────────────────┴───────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴──────────┴──────┴─────┴──────────┴───────┴─────┴──────────┴──────┘

Вологодская энергосистема

1. Череповецкая ГРЭС газ, 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630

Вологодская область, уголь

пос. Кадуй

уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 2 К-330-240 660

Итого по станции 630 630 960 1290

Максимальный вариант уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 - - -

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 630 630 1290 1290

(максимальный вариант)

Ивановская энергосистема

2. Ивановские ПГУ газ - - - 2 ПГУ-325 650 2 ПГУ-325 650 2 ПГУ-325 650

(но- Ивановская область,

вая) г. Комсомольск

Итого по станции - 650 650 650

Калужская энергосистема

3. Калужская ТЭС уголь - - - - - - 1 К-225-130 225 2 К-225-130 450

(но- Калужская область подмос-

вая) ковный

Итого по станции - - 225 450

Костромская энергосистема

4. Костромская ГРЭС газ 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2480 4 К-300-240 1220 - - -

Костромская область,

г. Волгореченск газ 1 К-1200-240 1200 1 К-1200-240 1200 - - - - - -

газ - - - 1 ПГУ-800 800 3 ПГУ-800 2400 4 ПГУ-800 3200

Итого по станции 3600 4480 3620 3200

Липецкая энергосистема

5. Липецкая ТЭЦ-2 газ, 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135

г. Липецк домен-

ный газ

газ, 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160

домен-

ный газ

газ, 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220

домен-

ный газ

газ - - - 2 ГТ-160 320 2 ГТ-160 320 2 ГТ-160 320

Итого по станции 515 835 835 835

Московская энергосистема

6. ГРЭС-3 им. Классона газ 1 Т-6-29 6,3 1 Т-6-29 6,3 1 Т-6-29 6,3 - - -

Московская область,

г. Электрогорск газ 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9

газ 2 ГТ-100 200 2 ГТ-100 200 - - - - - -

газ 1 ГТ-107 107 1 ГТ-107 107 - - - - - -

газ 1 ГТ-128 128 1 ГТ-128 128 1 ГТ-128 128 1 ГТ-128 128

газ 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12

газ 1 ГТ-148 148 1 ГТ-148 148 1 ГТ-148 148 1 ГТ-148 148

газ - - - - - - - - - 1 ГТ(Т)-10 10

Итого по станции 610,3 610,3 303,3 307

7. ГРЭС-4 Каширская уголь, 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600

Московская область, газ

г. Кашира

газ 3 К-300-240 900 3 К-300-240 900 2 К-300-240 600 1 К-300-240 300

газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

уголь - - - 1 К-330-240 330 2 К-330-240 660 3 К-330-240 990

Итого по станции 1580 1910 1940 1970

8. ГРЭС-5 Шатурская газ, 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600

Московская область, уголь,

г. Шатура торф

газ 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420

газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

газ - - - 1 ПГУ-400 400 1 ПГУ-400 400 1 ПГУ-400 400

Итого по станции 1100 1500 1500 1500

Максимальный вариант уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330

(дополнительная кузнец-

мощность) кий

Итого по станции 1100 1500 1830 1830

(максимальный вариант)

9. ТЭЦ-8 газ 1 Р-25-130 25 1 Р-25-130 25 - - - - - -

г. Москва

газ 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 - - - - - -

газ 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35

газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110

газ - - - - - - 2 ПГУ(Т)-370 740 2 ПГУ(Т)-370 740

Итого по станции 605 605 885 885

10. ТЭЦ-12 газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120

г. Москва

газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-100-130 200 2 ПТ-100-130 200 2 ПТ-100-130 200

газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110

газ 1 П-6-29 6 1 П-6-29 6 1 П-6-29 6 1 П-6-29 6

газ 1 Р-6-29 6 1 Р-6-29 6 1 Р-6-29 6 1 Р-6-29 6

газ 1 Р-6-35 6 1 Р-6-35 6 1 Р-6-35 6 1 Р-6-35 6

газ - - - 1 ПГУ(Т)-170 170 1 ПГУ(Т)-170 170 1 ПГУ(Т)-170 170

газ - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

Итого по станции 408 1018 1018 1018

11. ТЭЦ-16 газ 1 Т-30-90 30 1 Т-30-90 30 - - - - - -

г. Москва

газ 1 Т-50-90 50 1 Т-50-90 50 - - - - - -

газ 2 Т-25-90 50 2 Т-25-90 50 - - - - - -

газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120

газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110

газ 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

Итого по станции 360 360 630 630

12. ТЭЦ-11 газ 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 - - - - - -

г. Москва

газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 - - -

газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 1 ПТ-80-130 80 - - -

газ - - - - - - 2 ПГУ-240(Т) 480 2 ПГУ-240(Т) 480

Итого по станции 330 330 670 480

13. ТЭЦ-20 газ 3 Т-30-90 90 3 Т-30-90 90 1 Т-30-90 30 - - -

г. Москва

газ 1 Т-100-130 100 - - - - - - - - -

газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440

газ 1 ПТ-35-90 35 1 ПТ-35-90 35 1 ПТ-35-90 35 1 ПТ-35-90 35

газ 1 ПТ-65-90 65 1 ПТ-65-90 65 1 ПТ-65-90 65 1 ПТ-65-90 65

газ - - - 1 ПГУ(Т)-250 250 1 ПГУ(Т)-250 250 1 ПГУ(Т)-250 250

газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

Итого по станции 730 880 1220 1190

14. ТЭЦ-21 газ 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100

г. Москва

газ 2 Т-250-240 500 2 Т-250-240 500 2 Т-250-240 500 2 Т-250-240 500

газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

газ 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660

газ - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450

без 2 ДГА-5 10 2 ДГА-5 10 2 ДГА-5 10 2 ДГА-5 10

топлива

Итого по станции 1350 1800 1800 1800

15. ТЭЦ-22 уголь, 3 Т-240-240 720 3 Т-240-240 720 2 Т-240-240 480 2 Т-240-240 480

Московская область, газ

г. Дзержинский

-"- 6 ПТ-60-130 360 4 ПТ-60-130 240 4 ПТ-60-130 240 4 ПТ-60-130 240

-"- - - - 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160

-"- 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220

уголь, - - - - - - 1 Т-250-240 250 1 Т-250-240 250

газ "2"

без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12

топлива

Итого по станции 1300 1340 1362 1362

16. ТЭЦ-23 газ 3 Т-100-130 300 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200

г. Москва

газ 4 Т-250-240 1000 4 Т-250-240 1000 4 Т-250-240 1000 4 Т-250-240 1000

газ 1 Т-110-130 110 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220

без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12

топлива

Итого по станции 1410 1420 1432 1432

17. ТЭЦ-25 газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120

г. Москва

газ 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250

газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12

топлива

Итого по станции 1370 1370 1782 1782

18. ТЭЦ-26 Южная газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-100-130 200 2 ПТ-100-130 200 2 ПТ-100-130 200

г. Москва

газ 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250

газ - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12

топлива

Итого по станции 1410 1850 1862 1862

19. ТЭЦ-27 Северная газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160

Московская область,

г. Мытищи газ - - - 3 ПГУ(Т)-450 1350 3 ПГУ(Т)-450 1350 3 ПГУ(Т)-450 1350

без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12

топлива

Итого по станции 160 1510 1522 1522

20. Петровская ТЭС уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 2 К-660-300 1320

(но- Московская область, кузнец-

вая) 8 км на северо-восток кий

от г. Шатура

Итого по станции - - 660 1320

Максимальный вариант уголь - - - - - - 3 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320

(дополнительная кузнец-

мощность) кий

Итого по станции - - 1980 2640

(максимальный вариант)

21. ГТУ "Молжаниновка" "1" газ - - - 1 ГТ-200 200 2 ГТ-200 400 2 ГТ-200 400

(но- Московская область

вая) Итого по станции - 200 400 400

Нижегородская энергосистема

22. Дзержинская ТЭЦ газ 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60

Нижегородская область,

г. Дзержинск газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

газ 1 Т-45-90 45 1 Т-45-90 45 1 Т-45-90 45 1 Т-45-90 45

газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110

газ 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135

газ 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150

газ - - - - - - - - - 1 ГТ(Т)-150 150

Итого по станции 580 580 580 730

23. ТЭЦ Горьковского газ, 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25

автозавода "1" мазут

г. Нижний Новгород

газ, 3 Т-25-90 75 3 Т-25-90 75 3 Т-25-90 75 3 Т-25-90 75

мазут

газ, 3 Т-100-130 300 3 Т-100-130 300 3 Т-100-130 300 3 Т-100-130 300

мазут

газ, 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180

мазут

Итого по станции 580 580 580 580

24. Нижегородская ТЭЦ газ - - - - - - 3 ПГУ(Т)-325 975 3 ПГУ(Т)-325 975

(но- г. Нижний Новгород

вая) Итого по станции - - 975 975

Рязанская энергосистема

25. Рязанская ГРЭС газ, 4 К-260-240 1050 4 К-260-240 1050 4 К-260-240 1050 4 К-260-240 1050

Рязанская область, уголь

г. Новомичуринск

газ 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 - - - - - -

уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330

без - - - - - - 2 ДГА-5 10 2 ДГА-5 10

топлива

уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 2 К-660-300 1320

Итого по станции 2650 2650 2050 2710

Максимальный вариант уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 - - -

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 2650 2650 2710 2710

(максимальный вариант)

26. Новорязанская ТЭЦ "1" газ 2 ПТ-25-90 50 2 ПТ-25-90 50 2 ПТ-25-90 50 2 ПТ-25-90 50

Рязанская область

газ 2 Р-25-90 50 2 Р-25-90 50 2 Р-25-90 50 2 Р-25-90 50

газ 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50

газ 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60

газ 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100

газ 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100

газ - - - 1 ПГУ(Т)-192 192 1 ПГУ(Т)-192 192 1 ПГУ(Т)-192 192

Итого по станции 410 602 602 602

Смоленская энергосистема

27. Смоленская ГРЭС газ, 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630

Смоленская область, уголь,

пос. Озерный торф

уголь, - - - - - - 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330

торф

Итого по станции 630 630 960 960

Тамбовская энергосистема

28. Мучкапская ТЭС

(но- Тамбовская область

вая)

Максимальный вариант уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 3 К-660-300 1980

кузнец-

кий

Итого по станции - - 660 1980

(максимальный вариант)

Тверская энергосистема

29. Конаковская ГРЭС газ 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2400 - - - - - -

г. Конаково, Тверская

область газ - - - - - - 3 ПГУ-400 1200 4 ПГУ-400 1600

газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800

Итого по станции 2400 2400 2000 2400

Максимальный вариант газ - - - - - - 1 ПГУ-400 400 - - -

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 2400 2400 2400 2400

(максимальный вариант)

Тульская энергосистема

30. Черепетская ГРЭС уголь 4 К-140-130 560 4 К-140-130 560 1 К-140-130 140 1 К-140-130 140

Тульская область,

г. Суворов уголь 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600

уголь 1 К-300-240 265 1 К-300-240 300 1 К-300-240 300 1 К-300-240 300

уголь - - - 2 К-225-130 450 3 К-225-130 675 4 К-225-130 900

Итого по станции 1425 1910 1715 1940

Максимальный вариант уголь - - - - - - 3 К-225-130 675 2 К-225-130 450

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 1425 1910 2390 2390

(максимальный вариант)

Ярославская энергосистема

31. Ярославская ТЭЦ-2 газ 1 ПТ-30-90 30 - - - - - - - - -

г. Ярославль

газ 1 ПТ-20-90 20 - - - - - - - - -

газ 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50

газ 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50

газ 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60

газ - - - 1 Т-115-130 115 2 Т-115-130 230 2 Т-115-130 230

газ - - - 1 ГТ-160 160 1 ГТ-160 160 1 ГТ-160 160

Итого по станции 210 435 550 550

─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

--------------------------------

"1" Блок-станции.

"2" Вид топлива будет уточнен при выполнении проекта.

Таблица 3

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Средней Волги

┌─────────────────────────┬────────┬──────────────────────┬───────────────────────┬───────────────────────┬ ──────────────────────┐

│ │ Вид │ По состоянию │ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ │топлива │ на 2006 год │ │ │ │

│ │ ├─────┬──────────┬─────┼─────┬──────────┬──────┼─────┬──────────┬──────┼─────┬──────────┬──────┤

│ │ │коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста- │коли-│ тип │уста- │коли-│ тип │уста- │

│ │ │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │

│ │ │во │ │лен- │во │ │ленная│во │ │ленная│во │ │ленная│

│ │ │бло- │ │ная │бло- │ │мощ- │бло- │ │мощ- │бло- │ │мощ- │

│ │ │ков │ │мощ- │ков │ │ность │ков │ │ность │ков │ │ность │

│ │ │ │ │ность│ │ │на │ │ │на │ │ │на │

│ │ │ │ │ │ │ │2010 │ │ │2015 │ │ │2020 │

│ │ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │год │

└─────────────────────────┴────────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴──────────┴──────┴─────┴──────────┴──────┴─────┴──────────┴──────┘

Марийская энергосистема

1. Йошкар-Олинская ТЭЦ газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

Республика Марий Эл,

г. Йошкар-Ола газ 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115

газ - - - - - - - - - 3 ПГУ(Т)-115 345

Итого по станции 195 195 195 540

Мордовская энергосистема

2. Мордовская ГРЭС

(но- Республика Мордовия

вая)

Максимальный вариант уголь - - - - - - 3 К-660-300 1980 4 К-660-300 2640

канско-

ачинский

Итого по станции - - 1980 2640

(максимальный

вариант)

Пензенская энергосистема

3. Никольская ГРЭС

(но- Пензенская область,

вая) в 90 км северо-

восточнее г. Пенза

Максимальный вариант уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 4 К-660-300 2640

канско-

ачинский

Итого по станции - - 1320 2640

(максимальный

вариант)

Самарская энергосистема

4. Новокуйбышевская газ 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 - - -

ТЭЦ-2

Самарская область, газ 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50

г. Новокуйбышевск

газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 - - -

газ 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 - - -

газ 2 Р-75-130 150 2 Р-75-130 150 2 Р-75-130 150 2 Р-75-130 150

газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-450 450

Итого по станции 470 470 470 650

5. Тольяттинская ТЭЦ газ, 2 ПТ-65-130 130 2 ПТ-65-130 130 2 ПТ-65-130 130 2 ПТ-65-130 130

Самарская область, уголь

г. Тольятти

газ, 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50

уголь

газ, 2 Р-35-130 70 2 Р-35-130 70 2 Р-35-130 70 2 Р-35-130 70

уголь

газ, 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

уголь

газ, 2 Т-100-130 200 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220

уголь

газ, 2 Р-90-130 180 2 Р-90-130 180 2 Р-90-130 180 2 Р-90-130 180

уголь

Итого по станции 710 730 730 730

6. ТЭЦ Волжского газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 125 2 ПТ-60-130 125 - - -

автозавода

Самарская область, газ 4 Т-105-130 420 4 Т-105-130 430 4 Т-105-130 430 2 Т-105-130 210

г. Тольятти

газ 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220

газ 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270

газ 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142

газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-65 130

газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-450 450

Итого по станции 1172 1187 1187 1422

Саратовская энергосистема

7. Балаковская ТЭЦ-4 газ 3 ПТ-50-130 150 3 ПТ-50-130 150 3 ПТ-50-130 150 - - -

Саратовская область,

г. Балаково газ 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100

газ 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 - - -

газ 1 Т-55-130 55 1 Т-55-130 55 1 Т-55-130 55 - - -

газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110

газ - - - - - - - - - 2 ПГУ(Т)-200 400

Итого по станции 465 465 465 610

8. Саратовская ТЭЦ-5 газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440

г. Саратов

газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-200 200

Итого по станции 440 440 440 640

Татарская энергосистема

9. Заинская ГРЭС газ 12 К-200-130 2400 12 К-200-130 2400 7 К-200-130 1400 - - -

Республика

Татарстан, г. Заинск газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 6 ПГУ-400 2400

Итого по станции 2400 2400 2200 2400

10. Казанская ТЭЦ-3 газ 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 - - -

г. Казань

газ 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35

газ 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 - - -

газ 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 - - -

газ 1 Р-20-130 20 1 Р-20-130 20 1 Р-20-130 20 1 Р-20-130 20

газ 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135

газ - - - 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150

газ - - - - - - - - - 1 ГТ(Т)-110 110

Итого по станции 405 555 555 450

11. Набережно- газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 - - - - - -

Челнинская ТЭЦ

Республика газ 2 Т-105-130 210 2 Т-105-130 210 2 Т-105-130 210 - - -

Татарстан,

г. Набережные Челны газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 1 Т-110-130 110

газ 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50

газ 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175

газ 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185

газ - - - - - - - - - 2 ПГУ(Т)-200 400

газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-65 130

Итого по станции 1180 1180 1060 1050

12. Нижнекамская ТЭЦ-1 газ 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 2 ПТ-60-130 120 - - -

Республика

Татарстан, газ 5 Р-70-130 350 5 Р-70-130 350 5 Р-70-130 350 5 Р-70-130 350

г. Нижнекамск

газ 2 Т-105-130 210 2 Т-105-130 210 2 Т-105-130 210 1 Т-105-130 105

газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110

газ - - - - - - - - - 4 ГТ(Т)-70 280

Итого по станции 850 850 790 845

Чувашская энергосистема

13. Чебоксарская ТЭЦ-2 газ 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270

Чувашская

Республика, газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

г. Чебоксары

газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110

газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-160 160 1 ПГУ(Т)-160 160

Итого по станции 460 460 620 620

Ульяновская энергосистема

14. Ульяновская ТЭЦ-1 газ 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60

г. Ульяновск

газ 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105

газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110

газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160

газ - - - - - - - - - 2 ГТУ-65(Т) 130

Итого по станции 435 435 435 565

15. Ульяновская ТЭЦ-2 газ 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142

г. Ульяновск

газ 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175

газ 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100

газ - - - - - - - - - 1 ГТ ТЭЦ-160 160

Итого по станции 417 417 417 577

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 4

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше,

в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Юга

┌────────────────────────┬────────┬──────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────┐

│ │ Вид │ По состоянию │ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ │топлива │ на 2006 год │ │ │ │

│ │ ├─────┬──────────┬─────┼─────┬──────────┬─────┼─────┬──────────┬─────┼─────┬──────────┬─────┤

│ │ │коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста-│

│ │ │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │

│ │ │во │ │лен- │во │ │лен- │во │ │лен- │во │ │лен- │

│ │ │бло- │ │ная │бло- │ │ная │бло- │ │ная │бло- │ │ная │

│ │ │ков │ │мощ │ков │ │мощ- │ков │ │мощ- │ков │ │мощ- │

│ │ │ │ │ность│ │ │ность│ │ │ность│ │ │ность│

│ │ │ │ │ │ │ │на │ │ │на │ │ │на │

│ │ │ │ │ │ │ │2010 │ │ │2015 │ │ │2020 │

│ │ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │год │

└────────────────────────┴────────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴──────────┴─────┘

Астраханская энергосистема

1. Астраханская ТЭЦ-2 газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160

г. Астрахань

газ 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220

газ - - - 1 ПГУ-400 400 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800

Итого по станции 380 780 1180 1180

Волгоградская энергосистема

2. Волжская ТЭЦ-1 газ 1 Р-44-130 44 1 Р-44-130 44 1 Р-44-130 44 - - -

Волгоградская

область, газ 1 Т-48-130 48 1 Т-48-130 48 1 Т-48-130 48 - - -

г. Волжский

газ 2 Т-97-130 194 2 Т-97-130 194 2 Т-97-130 194 - - -

газ 1 ПТ-133-130 133 1 ПТ-133-130 133 1 ПТ-133-130 133 - - -

газ 2 ПТ-61-130 122 2 ПТ-61-130 122 2 ПТ-61-130 122 2 ПТ-61-130 122

газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-60 120

газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-110 220

газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-200 200

Итого по станции 541 541 541 662

3. Камышинская ТЭС

(но- Волгоградская

вая) область

Максимальный местные - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320

вариант угли

Итого по станции - - 1320 1320

(максимальный

вариант)

Кубанская энергосистема

4. Краснодарская ТЭЦ газ 1 Р-20-90 20 1 Р-20-90 20 - - - - - -

Краснодарский край,

г. Краснодар газ 1 Р-22-90 22 - - - - - - - - -

газ 1 ПТ-50-90 50 1 ПТ-50-90 50 - - - - - -

газ 1 Т-42-90 42 1 Т-42-90 42 1 Т-42-90 42 - - -

газ 1 К-150-130 150 1 К-150-130 150 - - - - - -

газ 3 Т-113-130 339 3 Т-113-130 339 - - - - - -

газ 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 - - -

газ - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

газ - - - - - - - - - 1 ПТ-50-90 50

газ - - - - - - - - - 1 ГТ(Т)-100 100

Итого по станции 648 1026 467 550

5. Мостовская ТЭС газ - - - - - - - - - 2 ПГУ-400 800

(но- (Краснодарская)

вая) Краснодарский край,

пос. Мостовский

Итого по станции - - - 800

Максимальный газ - - - - - - 1 ПГУ-400 400 2 ПГУ-400 800

вариант

(дополнительная

мощность)

Итого по станции - - 400 1600

(максимальный

вариант)

6. Новороссийская ТЭС газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-200 200 1 ПГУ(Т)- 200

(но- Краснодарский край, 200

вая) г. Новороссийск

газ - - - - - - 1 ПГУ-200 200 1 ПГУ-200 200

Итого по станции - - 400 400

Ростовская энергосистема

7. Новочеркасская ГРЭС уголь, 8 К-264-240 2112 8 К-264-240 2112 7 К-264-240 1848 7 К-264-240 1848

Ростовская область, газ

г. Новочеркасск,

пос. Донской уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330

донецкий

Итого по станции 2112 2112 2178 2178

Максимальный уголь - - - - - - - - - 1 К-330-240 330

вариант донецкий

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 2112 2112 2178 2508

(максимальный

вариант)

8. Ростовская ТЭС

(но- Ростовская область

вая)

Максимальный уголь - - - - - - 4 К-330-240 1320 8 К-330-240 2640

вариант донецкий

Итого по станции - - 1320 2640

(максимальный

вариант)

Ставропольская энергосистема

9. Ставропольская ГРЭС газ 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2400 4 К-300-240 1200 - - -

Ставропольский

край, г. газ - - - 1 ПГУ-400 400 3 ПГУ-400 1200 6 ПГУ-400 2400

Солнечнодольск

Итого по станции 2400 2800 2400 2400

Максимальный газ - - - - - - 1 ПГУ-400 400 - - -

вариант

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 2400 2800 2800 2400

(максимальный

вариант)

10. Невинномысская ГРЭС газ 2 ПТ-25-90 50 - - - - - - - - -

Ставропольский

край, газ 5 К-150-130 750 5 К-150-130 750 1 К-150-130 150 - - -

г. Невинномысск

газ 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50

газ 1 ПГУ-170 170 1 ПГУ-170 170 1 ПГУ-170 170 - - -

газ 1 К-160-130 160 1 К-160-130 160 1 К-160-130 160 - - -

газ 1 Р-30-130 30 1 Р-30-130 30 1 Р-30-130 30 1 Р-30-130 30

газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

газ - - - 1 ПГУ-400 400 2 ПГУ-400 800 3 ПГУ-400 1200

газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-240 240

Итого по станции 1290 1640 1440 1600

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 5

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Урала

┌───────────────────────┬───────┬───────────────────────┬───────────────────────┬───────────────────────┬──────────────────────┐

│ │ Вид │ По состоянию │ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ │топлива│ на 2006 год │ │ │ │

│ │ ├─────┬──────────┬──────┼─────┬──────────┬──────┼─────┬──────────┬──────┼─────┬──────────┬─────┤

│ │ │коли-│ тип │уста- │коли-│ тип │уста- │коли-│ тип │уста- │коли-│ тип │уста-│

│ │ │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │

│ │ │во │ │ленная│во │ │ленная│во │ │ленная│во │ │лен- │

│ │ │бло- │ │мощ- │бло- │ │мощ- │бло- │ │мощ- │бло- │ │ная │

│ │ │ков │ │ность │ков │ │ность │ков │ │ность │ков │ │мощ- │

│ │ │ │ │ │ │ │на │ │ │на │ │ │ность│

│ │ │ │ │ │ │ │2010 │ │ │2015 │ │ │на │

│ │ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │2020 │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │год │

└───────────────────────┴───────┴─────┴──────────┴──────┴─────┴──────────┴──────┴─────┴──────────┴──────┴─────┴──────────┴─────┘

Башкирская энергосистема

1. Кармановская ГРЭС газ, 6 К-300-240 1800 6 К-300-240 1800 2 К-300-240 600 - - -

Республика мазут

Башкортостан,

Янаульский район,

п. Карманово газ - - - - - - 3 ПГУ-400 1200 4 ПГУ-400 1600

Итого по станции 1800 1800 1800 1600

2. Стерлитамакская газ, 2 ПР-30-90 60 2 ПР-30-90 60 2 ПР-30-90 60 2 ПР-30-90 60

ТЭЦ мазут

Республика

Башкортостан, газ, 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25

г. Стерлитамак мазут

газ, 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120

мазут

газ, 1 Р-6-90 6 1 Р-6-90 6 1 Р-6-90 6 1 Р-6-90 6

мазут

газ, 4 Р-50-130 200 4 Р-50-130 200 4 Р-50-130 200 4 Р-50-130 200

мазут

газ, 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100

мазут

Итого по станции 511 511 511 511

3. Ново-Салаватская газ, 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50

ТЭЦ мазут

Республика

Башкортостан, газ, 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50

г. Салават мазут

газ, 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80

мазут

газ, 1 Р-80-130 80 1 Р-80-130 80 1 Р-80-130 80 1 Р-80-130 80

мазут

газ, 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270

мазут

Итого по станции 530 530 530 530

4. Уфимская ТЭЦ-2 газ, 2 Р-7-29 14 2 Р-7-29 14 2 Р-7-29 14 2 Р-7-29 14

Республика мазут

Башкортостан,

г. Уфа газ, 1 Р-12-29 12 1 Р-12-29 12 1 Р-12-29 12 1 Р-12-29 12

мазут

газ, 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120

мазут

газ, 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100

мазут

газ, 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220

мазут

газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-170 170 1 ПГУ(Т)-170 170

Итого по станции 466 466 622 622

Кировская энергосистема

5. Кировская ТЭЦ-5 газ, 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

Кировская область, уголь

г. Киров

газ, 2 Т-185-130 370 2 Т-185-130 370 2 Т-185-130 370 2 Т-185-130 370

уголь

газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-250 250

Итого по станции 450 450 450 700

Курганская энергосистема

6. Курганская ТЭЦ газ 1 Р-30-130 30 1 Р-30-130 30 - - - - - -

Кировская область,

г. Курган газ 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50

газ 4 Т-100-130 400 4 Т-100-130 400 4 Т-100-130 400 4 Т-100-130 400

газ - - - 1 ПГУ(Т)-230 230 1 ПГУ(Т)-230 230 1 ПГУ(Т)-230 230

Итого по станции 480 710 680 680

Оренбургская энергосистема

7. Ириклинская ГРЭС газ 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2400 5 К-300-240 1500 3 К-300-240 900

Оренбургская

область, газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 3 ПГУ-400 1200

Новоорский район,

пос. Энергетик

Итого по станции 2400 2400 2300 2100

8. ПГУ в Оренбургской

(но- области

вая) Район Зайкинского

газоперерабатываю-

щего предприятия

Максимальный попут- - - - - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800

вариант ный

нефтя-

ной газ

Итого по станции - - 800 800

(максимальный

вариант)

Пермская энергосистема

9. Яйвинская ГРЭС газ 4 К-150-130 600 4 К-150-130 600 4 К-150-130 600 4 К-150-130 600

Пермский край,

пос. Яйва газ - - - 1 ПГУ-400 400 1 ПГУ-400 400 1 ПГУ-400 400

Итого по станции 600 1000 1000 1000

10. Пермская ГРЭС газ 3 К-800-240 2400 3 К-800-240 2400 - - - - - -

Пермский край,

г. Добрянка газ - - - 1 ПГУ-800 800 3 ПГУ-800 2400 3 ПГУ-800 2400

Итого по станции 2400 3200 2400 2400

11. Пермская ТЭЦ-9 газ 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 - - - - - -

Пермский край,

г. Пермь газ 1 ПТ-30-90 30 1 ПТ-30-90 30 - - - - - -

газ 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25

газ 1 ПТ-65-130 65 1 ПТ-65-130 65 1 ПТ-65-130 65 1 ПТ-65-130 65

газ 1 Р-37-130 37 - - - - - - - - -

газ 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105

газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110

газ - - - - - - 1 ГТ(Т)-150 150 1 ГТ(Т)-150 150

газ - - - - - 1 ГТ(Т)-110 110 1 ГТ(Т)-110 110

Итого по станции 447 410 615 615

12. Чайковская ТЭЦ газ, 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 130 2 ПТ-60-130 130

Пермский край, уголь

г. Чайковский

газ, 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50

уголь

без - - - 1 Т-50-16 50 1 Т-50-16 50 1 Т-50-16 50

топлива

уголь - - - - - - - - - 1 ПТ-45-130 45

уголь - - - - - - - - - 2 Т-115-130 230

Итого по станции 170 220 230 505

13. Новая ТЭЦ в газ - - - - - - 4 ПГУ(Т)-100 400 4 ПГУ(Т)-100 400

(но- Березниках

вая) Пермский край,

г. Березники

Итого по станции - - 400 400

Свердловская энергосистема

14. Рефтинская ГРЭС уголь 6 К-300-240 1800 6 К-300-240 1800 6 К-300-240 1800 6 К-300-240 1800

Свердловская

область, уголь 4 К-500-240 2000 4 К-500-240 2000 4 К-500-240 2000 4 К-500-240 2000

г. Асбест

уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 1 К-660-300 660

кузнец-

кий

Итого по станции 3800 3800 4460 4460

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 1 К-660-300 660

вариант

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 3800 3800 5120 5120

(максимальный

вариант)

15. Верхне-Тагильская газ, 4 Т-88-90 352 4 Т-88-90 352 4 Т-88-90 352 - - -

ГРЭС уголь

Свердловская

область, газ, 2 К-100-90 200 2 К-100-90 200 - - - - - -

г. Верхний Тагил уголь

газ, 2 К-165-130 330 2 К-165-130 330 2 К-165-130 330 - - -

уголь

газ 3 К-205-130 615 3 К-205-130 615 - - - - - -

уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660

кузнец-

кий

газ - - - - - - - - - 1 ПГУ-400 400

уголь - - - - - - - - - 3 Т-115-130 345

кузнец-

кий

Итого по станции 1497 1497 1342 1405

Максимальный газ - - - - - - 1 ПГУ-400 400 - - -

вариант

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 1497 1497 1742 1405

(максимальный

вариант)

16. Средне-Уральская газ 2 Р-16-29 32 1 Р-16-29 16 1 Р-16-29 16 1 Р-16-29 16

ГРЭС

Свердловская газ 1 ПР-46-29 46 1 ПР-46-29 46 1 ПР-46-29 46 1 ПР-46-29 46

область,

г. Среднеуральск газ 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200

газ 1 Р-38-130 38 1 Р-38-130 38 1 Р-38-130 38 1 Р-38-130 38

газ 2 Т-277-240 554 2 Т-277-240 554 2 Т-277-240 554 1 Т-277-240 277

газ 1 К-300-240 300 1 К-300-240 300 - - - - - -

газ 1 ГТ-12 11,5 1 ГТ-12 11,5 1 ГТ-12 11,5 1 ГТ-12 11,5

газ - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

Итого по станции 1181,5 1565,5 1265,5 988,5

17. Серовская ГРЭС газ, 3 К-50-90 150 3 К-50-90 150 - - - - - -

Свердловская уголь

область,

г. Серов газ, 2 Т-88-90 176 2 Т-88-90 176 - - - - - -

уголь

газ, 2 К-100-90 200 2 К-100-90 200 - - - - - -

уголь

уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660

уголь - - - - - - 2 Т-115-130 230 2 Т-115-130 230

Итого по станции 526 526 890 890

18. Серовская ТЭС-2 уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660

(но- Свердловская кузнец-

вая) область кий

Итого по станции - - 660 660

19. Нижнетуринская ТЭЦ уголь, 2 Р-10-130 20 2 Р-10-130 20 2 Р-10-130 20 2 Р-10-130 20

Свердловская газ

область,

г. Нижняя Тура уголь, 3 Т-88-90 264 3 Т-88-90 264 2 Т-88-90 176 - - -

газ

уголь - - - 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 2 Т-115-130 230

уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660

газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-110 220

Итого по станции 284 399 971 1130

20. Ново-Свердловская газ 5 Т-110-130 550 5 Т-110-130 550 5 Т-110-130 550 5 Т-110-130 550

ТЭЦ

Свердловская газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-250 250 1 ПГУ(Т)-250 250

область,

г. Екатеринбург

Итого по станции 550 550 800 800

21. Новобогословская уголь - - - 1 Т-208-130 208 5 Т-208-130 1040 5 Т-208-130 1040

(но- ТЭЦ кузнец-

вая) Свердловская кий

область,

г. Краснотуринск

Итого по станции - 208 1040 1040

22. Талицкая ТЭС

(но- Свердловская

вая) область

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320

вариант кузнец-

кий

Итого по станции - 208 1320 1320

(максимальный

вариант)

Тюменская энергосистема

23. Сургутская ГРЭС-1 газ 1 П-12-35 12 1 П-12-35 12 1 П-12-35 12 1 П-12-35 12

Тюменская область,

г. Сургут газ 1 Т-178-130 178 1 Т-178-130 178 1 Т-178-130 178 1 Т-178-130 178

газ 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360

газ 13 К-210-130 2730 13 К-210-130 2730 10 К-210-130 2100 5 К-210-130 1050

газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 5 ПГУ-400 2000

Итого по станции 3280 3280 3450 3600

24. Сургутская ГРЭС-2 газ 6 К-800-240 4800 6 К-800-240 4800 - - - - - -

Тюменская область,

г. Сургут газ - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800

газ - - - - - - 6 ПГУ-800 4800 6 ПГУ-800 4800

Итого по станции 4800 5600 5600 5600

25. Уренгойская ТЭС-2 газ - - - - - - 3 ПГУ-400 1200 3 ПГУ-400 1200

Тюменская область,

Новый Уренгой,

п. Лимбяяха

Итого по станции - - 1200 1200

26. Тюменская ТЭЦ-2 газ 3 Т-180-130 540 3 Т-180-130 540 3 Т-180-130 540 3 Т-180-130 540

Тюменская область,

г. Тюмень газ 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215

газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450

Итого по станции 755 755 1205 1205

27. Тюменская ТЭЦ-1 газ 3 Т-94-130 282 3 Т-94-130 282 3 Т-94-130 282 3 Т-94-130 282

Тюменская область,

г. Тюмень газ 1 ПГУ(Т)-190 190 2 ПГУ(Т)-190 380 3 ПГУ(Т)-190 570 3 ПГУ(Т)-190 570

Итого по станции 472 662 852 852

28. Нижневартовская газ 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 1 К-800-240 800

ГРЭС

Тюменская область, газ - - - 1 ПГУ-800 800 2 ПГУ-800 1600 3 ПГУ-800 2400

пос. Излучинский

Нижневартовского

района

Итого по станции 1600 2400 3200 3200

29. Няганьская ТЭС газ - - - 1 ПГУ-400 400 3 ПГУ-400 1200 3 ПГУ-400 1200

(но- Ханты-Мансийский

вая) автономный округ -

Югра, г. Нягань

Итого по станции - 400 1200 1200

30. Тобольская ТЭЦ газ 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135

Тюменская область,

г. Тобольск газ 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175

газ 1 Р-142-130 142 1 Р-142-130 142 1 Р-142-130 142 1 Р-142-130 142

газ - - - 1 К-210-140 210 1 К-210-140 210 1 К-210-140 210

Итого по станции 452 662 662 662

31. ПГУ в Тарко-Сале газ - - - - - - 3 ПГУ-400 1200 3 ПГУ-400 1200

(но- Ямало-Ненецкий

вая) автономный округ

Итого по станции - - 1200 1200

Удмуртская энергосистема

32. Вавожская ТЭС

(но- Удмуртская

вая) Республика

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320

вариант кузнец-

кий

Итого по станции - - 1320 1320

(максимальный

вариант)

Челябинская энергосистема

33. Троицкая ГРЭС уголь 3 Т-85-90 255 3 Т-85-90 255 3 Т-85-90 255 - - -

Челябинская

область, уголь 3 К-278-240 834 3 К-278-240 834 3 К-278-240 834 3 К-278-240 834

г. Троицк

уголь 2 К-485-240 970 2 К-485-240 970 2 К-485-240 970 2 К-485-240 970

уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320

кузнец-

кий

уголь - - - - - - - - - 3 Т-115-130 345

кузнец-

кий

Итого по станции 2059 2059 3379 3469

34. Южно-Уральская газ, 2 К-50-90 100 - - - - - - - - -

ГРЭС уголь

Челябинская

область, газ, 1 П-35-90 35 - - - - - - - - -

г. Южноуральск уголь

газ, 1 К-100-90 100 1 К-100-90 100 - - - - - -

уголь

газ, 2 Т-82-90 164 2 Т-82-90 164 - - - - - -

уголь

газ 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400 - - - - - -

газ, 1 ПТ-83-90 83 1 ПТ-83-90 83 1 ПТ-83-90 83 1 ПТ-83-90 83

уголь

уголь - - - 1 К-225-130 225 2 К-225-130 450 2 К-225-130 450

уголь - - - - - - 2 Т-115-130 230 2 Т-115-130 230

уголь - - - - - - 1 К-330-130 330 1 К-330-130 330

Итого по станции 882 972 1093 1093

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 1 К-660-300 660

вариант

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 882 972 1753 1753

(максимальный

вариант)

35. Челябинская ТЭЦ-3 газ 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360

Челябинская

область, газ - - - 1 ПГУ(Т)-220 220 1 ПГУ(Т)-220 220 1 ПГУ(Т)-220 220

г. Челябинск

Итого по станции 360 580 580 580

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 6

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Сибири

┌───────────────────────┬───────┬──────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────┬─────────────────────┐

│ │ Вид │ По состоянию │ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ │топлива│ на 2006 год │ │ │ │

│ │ ├─────┬──────────┬─────┼─────┬──────────┬─────┼─────┬──────────┬─────┼─────┬─────────┬─────┤

│ │ │коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста-│

│ │ │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │

│ │ │во │ │лен- │во │ │лен- │во │ │лен- │во │ │лен- │

│ │ │бло- │ │ная │бло- │ │ная │бло- │ │ная │бло- │ │ная │

│ │ │ков │ │мощ- │ков │ │мощ- │ков │ │мощ- │ков │ │мощ- │

│ │ │ │ │ность│ │ │ность│ │ │ность│ │ │ность│

│ │ │ │ │ │ │ │на │ │ │на │ │ │на │

│ │ │ │ │ │ │ │2010 │ │ │2015 │ │ │2020 │

│ │ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │год │

└───────────────────────┴───────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴─────────┴─────┘

Алтайская энергосистема

1. Бийская ТЭЦ-1 уголь 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25

Алтайский край,

г. Бийск уголь 1 Т-30-90 30 1 Т-30-90 30 1 Т-30-90 30 1 Т-30-90 30

уголь 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100

уголь 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50

уголь 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330

Итого по станции 535 535 535 535

2. Барнаульская ТЭЦ-3 уголь 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80

Алтайский край,

г. Барнаул уголь 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350

уголь - - - - - - - - - 1 Т-180-130 180

кузнец-

кий

Итого по станции 430 430 430 610

Бурятская энергосистема

3. Гусиноозерская уголь 2 К-170-130 340 2 К-170-130 340 2 К-170-130 340 2 К-170-130 340

ГРЭС

Республика уголь 2 К-180-130 360 1 К-180-130 180 1 К-180-130 180 1 К-180-130 180

Бурятия,

г. Гусиноозерск уголь - - - 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215

уголь 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400

Итого по станции 1100 1135 1135 1135

4. Олонь-Шибирская уголь - - - - - - 4 К-900 ССК 3600 4 К-900 ССК 3600

(но- ТЭС олонь-

вая) Республика шибир-

"1" Бурятия, Бурятский ский

национальный округ

Итого по станции - - 3600 3600

Иркутская энергосистема

5. Иркутская ГРЭС-10 уголь 7 К-150-130 1050 7 К-150-130 1050 7 К-150-130 1050 7 К-150-130 1050

Иркутская область,

г. Ангарск уголь 1 ПТ-60-90 60 1 ПТ-60-90 60 1 ПТ-60-90 60 1 ПТ-60-90 60

Итого по станции 1110 1110 1110 1110

6. Иркутская ТЭЦ-9 уголь 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100

Иркутская область,

г. Ангарск уголь 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50

уголь 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 60 1 Т-50-130 60 1 Т-50-130 60

уголь 1 Т-60-130 50 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60

уголь 1 Р-65-130 65 1 Р-65-130 65 1 Р-100-130 100 1 Р-100-130 100

уголь 1 Т-125-130 110 1 Т-125-130 110 1 Т-125-130 110 1 Т-125-130 110

уголь - - - - - - 1 Т-30/50 30 1 Т-30/50 30

Итого по станции 475 495 510 510

7. Ново-Иркутская ТЭЦ уголь 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120

Иркутская область,

рп Марково уголь 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350

уголь 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185

Итого по станции 655 655 655 655

8. Усть-Илимская ТЭЦ уголь 1 ПТ-100-130 60 1 ПТ-100-130 60 1 ПТ-100-130 60 1 ПТ-100- 60

Иркутская область, 130

г. Усть-Илимск

уголь 1 Р-10-130 10 1 Р-10-130 10 1 Т-30/50 50 1 Т-30/50 50

уголь 2 Т-125-130 220 2 Т-125-130 220 2 Т-125-130 220 2 Т-125-130 220

уголь 1 Р-50-130 50 1 Р-60-130 60 1 Р-60-130 60 1 Р-60-130 60

уголь 1 Т-220-130 185 1 Т-220-130 185 1 Т-220-130 185 1 Т-220-130 185

Итого по станции 525 535 575 575

9. Ново-Зиминская ТЭЦ уголь 3 ПТ-80-130 240 2 ПТ-80-130 160 - - - - - -

Иркутская область,

г. Зима уголь - - - 1 Тп-100-130 110 3 Тп-100-130 330 3 Тп-100- 330

130

уголь - - - - - - 1 ПТ-100-130 100 1 ПТ-100- 100

иркут- 130

ский

уголь - - - - - - - - - 1 К-330-240 330

иркут-

ский

Итого по станции 240 270 430 760

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 - -

вариант иркут-

ский

Итого по станции 240 270 760 760

(максимальный

вариант)

10. ГТУ на севере попут- - - - - - - 3 ГТУ-75 225 4 ГТУ-75 300

(но- Иркутской области ный

вая) Усть-Кутский или нефтя-

Киренский район ной газ

Итого по станции - - 225 300

Максимальный попут- - - - - - - 1 ГТУ-75 75 4 ГТУ-75 300

вариант ный

нефтя-

ной газ

Итого по станции - - 300 600

(максимальный

вариант)

11. Верхнечонская ГТУ

(но- Иркутская область,

вая) район

Верхнечонского

нефтегазоконден-

сатного

месторождения

Максимальный попут- - - - - - - 1 ГТУ-200 200 1 ГТУ-200 200

вариант ный

нефтя-

ной газ

-"- - - - - - - 1 ГТУ-400 400 1 ГТУ-400 400

Итого по станции - - 600 600

(максимальный

вариант)

12. Байкальская ТЭС уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 2 К-330-240 330

(но- Иркутская область, тулун-

вая) Тулунский район ский

Итого по станции - - 330 660

Максимальный уголь - - - - - - - - - 1 К-660-240 660

вариант тулун-

(дополнительная ский

мощность)

Итого по станции - - 330 1320

(максимальный

вариант)

13. ТЭС на газе в газ - - - - - - - - - 1 ПГУ-450 450

(но- г. Иркутск

вая) Итого по станции - - - 450

Максимальный газ - - - - - - - - - 1 ПГУ-450 450

вариант

(дополнительная

мощность)

Итого по станции - - - 900

(максимальный

вариант)

Кузбасская энергосистема

14. Беловская ГРЭС уголь 6 К-200-130 1200 5 К-200-130 1000 4 К-200-130 800 4 К-200-130 800

Кемеровская

область, уголь - - - 1 К-200-130 200 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400

пгт Инской

Итого по станции 1200 1200 1200 1200

15. Томь-Усинская ГРЭС уголь 3 К-100-90 300 3 К-100-90 300 3 К-100-90 300 1 К-100-90 100

Кемеровская

область, уголь 2 Т-86-90 172 2 Т-86-90 172 2 Т-86-90 172 - - -

г. Мыски

уголь 4 К-200-130 800 4 К-200-130 800 4 К-200-130 800 4 К-200-130 800

уголь - - - - - - 2 К-660-240 1320 2 К-660-240 1320

уголь - - - - - - - - - 1 Т-115-130 115

кузнец-

кий

уголь - - - - - - - - - 2 Т-100-90 200

кузнец-

кий

Итого по станции 1272 1272 2592 2535

16. Южно-Кузбасская уголь 2 Т-88-90 176 2 Т-88-90 176 2 Т-88-90 176 2 Т-88-90 176

ГРЭС

Кемеровская уголь 5 К-53-90 265 5 К-53-90 265 2 К-53-90 106 - - -

область,

г. Калтан уголь 1 Кт-113-90 113 1 Кт-113-90 113 1 Кт-113-90 113 1 Кт-113-90 113

уголь - - - - - - 1 Т-115-130 115 3 Т-115-130 345

кузнец-

кий

Итого по станции 554 554 510 634

17. Кемеровская ГРЭС уголь, 2 Р-35-130 70 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35

Кемеровская газ,

область, коксо-

г. Кемерово вый газ

-"- 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440

-"- 2 Р-10-35 20 2 Р-10-35 20 2 Р-10-35 20 2 Р-10-35 20

-"- 1 ПТ-30-35 30 1 ПТ-30-35 30 1 ПТ-30-35 30 1 ПТ-30-35 30

-"- 1 ПТ-35-29 35 1 ПТ-35-29 35 1 ПТ-35-29 35 1 ПТ-35-29 35

Итого по станции 485 450 560 560

18. Ново-Кемеровская уголь, 3 Р-50-130 150 3 Р-50-130 150 2 Р-50-130 100 3 Р-50-130 150

ТЭЦ газ

Кемеровская

область, уголь, 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50

г. Кемерово газ

уголь, 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135

газ

уголь, 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160

газ

уголь - - 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115

кузнец-

кий

Итого по станции 465 580 560 610

19. Западно-Сибирская уголь, 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 - - - - - -

ТЭЦ коксо-

Кемеровская вый газ

область,

г. Новокузнецк уголь, 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440

коксо-

вый газ

уголь, 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50

коксо-

вый газ

уголь, 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60

коксо-

вый газ

уголь, 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60

коксо-

вый газ

Итого по станции 600 600 610 610

20. Абагурская ТЭС в уголь - - - - - - - - - 2 К-330-240 660

(но- Кузбассе кузнец-

вая) Кемеровская кий

область

Итого по станции - - - 660

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 - - -

вариант кузнец-

(дополнительная кий

мощность)

Итого по станции - - 660 660

(максимальный

вариант)

21. Новая Кузнецкая

(но- ТЭС

вая) Кемеровская

область

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-240 660 1 К-660-240 660

вариант кузнец-

кий

Итого по станции - - 660 660

(максимальный

вариант)

22. Кузбасская ТЭС

(но- Кемеровская

вая) область

Максимальный уголь - - - - - - - - - 1 К-660-240 660

вариант кузнец-

кий

Итого по станции - - - 660

(максимальный

вариант)

Красноярская энергосистема

23. Назаровская ГРЭС уголь 6 Т-135-130 720 6 Т-135-130 810 6 Т-135-130 810 6 Т-135-130 810

Красноярский край,

г. Назарово уголь 1 К-400-240 400 1 К-400-240 400 1 К-400-240 400 1 К-400-240 400

Итого по станции 1120 1210 1210 1210

24. Красноярская ГРЭС- уголь 3 К-150-130 450 3 К-150-130 450 3 К-150-130 450 3 К-150-130 450

2

Красноярский край, уголь 1 ПТ-50-90 50 1 ПТ-50-90 50 1 ПТ-50-90 50 1 ПТ-50-90 50

г. Зеленогорск

уголь 3 К-160-130 480 3 К-160-130 480 3 К-160-130 480 3 К-160-130 480

уголь 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270

Итого по станции 1250 1250 1250 1250

25. Березовская ГРЭС-1 уголь 2 К-720-240 1500 2 К-720-240 1500 2 К-720-240 1500 2 К-720-240 1500

Красноярский край,

г. Шарыпово уголь - - - 1 К-800-240 800 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600

уголь - - - - - - - - - 4 К-660-300 2640

бере-

зовский

Итого по станции 1500 2300 3100 5740

26. Березовская ТЭС-2

(но- Красноярский край,

вая) г. Шарыпово

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-240 660 5 К-660-240 3300

вариант бере-

зовский

Итого по станции - - 660 3300

(максимальный

вариант)

27. Красноярская ТЭЦ-1 уголь 1 Р-25-29 25 - - - - - - - - -

Красноярский край,

г. Красноярск уголь 4 ПТ-25-90 100 3 ПТ-25-90 75 3 ПТ-25-90 75 3 ПТ-25-90 75

уголь 3 ПТ-60-90 180 3 ПТ-60-90 180 2 ПТ-60-90 120 2 ПТ-60-90 120

уголь 2 Р-57-130 114 2 Р-57-130 114 2 Р-57-130 114 2 Р-57-130 114

уголь 1 Р-87-90 87 1 Р-87-90 87 1 Р-87-90 87 1 Р-87-90 87

уголь - - - - - - 1 ПТ-60-90 60 1 ПТ-60-90 60

канско-

ачин-

ский

Итого по станции 506 456 456 456

28. Красноярская ТЭЦ-3 уголь - - - 2 Т-185-130 370 2 Т-185-130 370 3 Т-185-130 555

(но- Красноярский край, канско-

вая) г. Красноярск ачин-

ский

Итого по станции - 370 370 555

29. Канская ТЭС уголь - - - - - - - - - 2 К-660-240 1320

(но- Красноярский край канско-

вая) ачин-

ский

Итого по станции - - - 1320

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-240 660 3 К-660-240 1980

вариант канско-

(дополнительная ачин-

мощность) ский

Итого по станции - - 660 3300

(максимальный

вариант)

Новосибирская энергосистема

30. Новосибирская уголь, 6 Т-200-130 1200 6 Т-200-130 1200 6 Т-200-130 1200 6 Т-200-130 1200

ТЭЦ-5 газ

Новосибирская

область,

г. Новосибирск

Итого по станции 1200 1200 1200 1200

31. Новосибирская ТЭЦ- уголь, 1 Т-17-29 16,5 1 Т-17-29 16,5 - - - - - -

3 газ

г. Новосибирск

уголь, 1 Р-15-90 15 1 Р-15-90 15 - - - - - -

газ

уголь, 2 Р-4-35 8 2 Р-4-35 8 2 Р-4-35 8 2 Р-4-35 8

газ

уголь, 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50

газ

уголь, 3 Т-100-130 300 3 Т-100-130 300 - - - - - -

газ

уголь, 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440

газ

Итого по станции 499,5 499,5 498 498

32. Барабинская ТЭС уголь - - - - - - - - - 1 К-660-240 660

(но- Новосибирская кузнец-

вая) область кий или

канско-

ачин-

ский

Итого по станции - - - 660

Максимальный уголь - - - - - - 3 К-660-240 1980 5 К-660-240 3300

вариант кузнец-

(дополнительная кий или

мощность) канско-

ачин-

ский

Итого по станции - - 1980 3960

(максимальный

вариант)

Омская энергосистема

33. Омская ТЭЦ-4 газ, 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100

Омская область, уголь

г. Омск

газ, 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200

уголь

газ, 1 Р-100-130 100 1 Р-100-130 100 1 Р-100-130 100 1 Р-100-130 100

уголь

газ, 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135

уголь

Итого по станции 535 535 535 535

34. Омская ТЭЦ-5 уголь 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160

Омская область,

г. Омск уголь 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350

уголь 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185

Итого по станции 695 695 695 695

35. Омская ТЭЦ-6 уголь - - - - - - 1 Т-300-240 300 2 Т-300-240 600

(но- Омская область, кузнец-

вая) г. Омск кий

Итого по станции - - 300 600

Томская энергосистема

36. Томская ТЭЦ-3 газ 1 ПТ-140-130 140 1 ПТ-140-130 140 1 ПТ-140-130 140 1 ПТ-140-130 140

Томская область,

г. Томск уголь - - - - - - - - - 2 Т-185-130 370

кузнец-

кий

Итого по станции 140 140 140 510

37. Таловская ТЭС уголь - - - - - - 2 К-660-240 1320 2 К-660-240 1320

(но- Томская область талов-

вая) ский

Итого по станции - - 1320 1320

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-660-240 1320 4 К-660-240 2640

вариант талов-

(дополнительная ский

мощность)

Итого по станции - - 2640 3960

(максимальный

вариант)

Читинская энергосистема

38. Харанорская ГРЭС уголь 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430

Читинская область,

Оловянинский уголь - - - 1 К-225-130 225 1 К-225-130 225 1 К-225-130 225

район, хара-

г. Ясногорск норский

уголь - - - - - - - - - 1 К-660-240 660

хара-

норский

Итого по станции 430 655 655 1315

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-240 660 - -

вариант хара-

(дополнительная норский

мощность)

Итого по станции 430 665 1315 1315

(максимальный

вариант)

39. Харанорская ТЭС-2 уголь - - - - - - 3 К-800 ССК 2400 3 К-800 ССК 2400

(но- Читинская область хара-

вая) Оловянинский норский

"1" район,

г. Ясногорск

Итого по станции - - 2400 2400

40. Татауровская ГРЭС уголь - - - - - - 2 К-600 ССК 1200 2 К-600 ССК 1200

(но- Читинская область тата-

вая) уров-

"1" ский

Итого по станции - - 1200 1200

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

--------------------------------

"1" При реализации проекта экспорта в Китай.

Таблица 7

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт

и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках,

энергозоны Дальнего Востока

┌───────────────────────┬───────┬─────────────────────┬─────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────┐

│ │ Вид │ По состоянию │ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

│ │топлива│ на 2006 год │ │ │ │

│ │ ├─────┬─────────┬─────┼─────┬─────────┬─────┼─────┬──────────┬─────┼─────┬──────────┬─────┤

│ │ │коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста-│коли-│ тип │уста-│

│ │ │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │чест-│ блока │нов- │

│ │ │во │ │лен- │во │ │лен- │во │ │лен- │во │ │лен- │

│ │ │бло- │ │ная │бло- │ │ная │бло- │ │ная │бло- │ │ная │

│ │ │ков │ │мощ- │ков │ │мощ- │ков │ │мощ- │ков │ │мощ- │

│ │ │ │ │ность│ │ │ность│ │ │ность│ │ │ность│

│ │ │ │ │ │ │ │на │ │ │на │ │ │на │

│ │ │ │ │ │ │ │2010 │ │ │2015 │ │ │2020 │

│ │ │ │ │ │ │ │год │ │ │год │ │ │год │

└───────────────────────┴───────┴─────┴─────────┴─────┴─────┴─────────┴─────┴─────┴──────────┴─────┴─────┴──────────┴─────┘

Дальневосточная энергосистема

1. Приморская ГРЭС уголь 1 К-110-90 110 1 К-110-90 110 1 К-110-90 110 1 К-110-90 110

Приморский край,

Пожарский район, уголь 1 Т-110-90 110 1 Т-110-90 110 1 Т-110-90 110 1 Т-110-90 110

п. Лучегорск

уголь 2 Т-96-90 192 2 Т-96-90 192 2 Т-96-90 192 2 Т-96-90 192

уголь 4 К-210-130 840 4 К-210-130 840 4 К-210-130 840 4 К-210-130 840

уголь 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215

Итого по станции 1467 1467 1467 1467

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660

вариант

(дополнительная

мощность)

Итого по станции 1467 1467 2127 2127

(максимальный

вариант)

2. Владивостокская уголь 3 Т-80-130 240 3 Т-80-130 240 3 Т-80-130 240 3 Т-80-130 240

ТЭЦ-2

Приморский край, уголь 1 Т-85-130 85 1 Т-85-130 85 1 Т-85-130 85 1 Т-85-130 85

г. Владивосток

уголь 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50

уголь 1 ПТ-55-130 55 1 ПТ-55-130 55 1 ПТ-55-130 55 1 ПТ-55-130 55

газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-325 325 1 ПГУ(Т)-325 325

Итого по станции 430 430 755 755

Сахалинская энергосистема

3. Новая ТЭС в уголь - - - - - - - - - 2 К-225-130 450

(но- Сахалинской саха-

вая) области линский

Итого по станции - - - 450

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-225-130 225 2 К-225-130 450

вариант саха-

(дополнительная линский

мощность)

Итого по станции - - 225 900

(максимальный

вариант)

4. Новая ПГЭС в

(но- Сахалинской

вая) области

Максимальный газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800

вариант

Итого по станции - - 800 800

(максимальный

вариант)

Хабаровская энергосистема

5. Хабаровская ТЭЦ-3 уголь, 4 Т-180-130 720 4 Т-180-130 720 4 Т-180-130 720 4 Т-180-130 720

Хабаровский край, с 2009

г. Хабаровск года

газ

Итого по станции 720 720 720 720

6. Комсомольская газ 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360

ТЭЦ-3

Хабаровский край, газ - - - - - - 2 ГТ(Т)-110 220 2 ГТ(Т)-110 220

г. Комсомольск-на-

Амуре

Итого по станции 360 360 580 580

7. Ургальская ТЭС уголь - - - - - - 4 К-900 ССК 3600 4 К-900 ССК 3600

(но- Хабаровский край, ургаль-

вая) ский

"1"

Итого по станции - - 3600 3600

8. ТЭС в Хабаровском

(но- крае

вая) Хабаровский край

Максимальный уголь - - - - - - 3 К-660-300 1980 4 К-660-300 2640

вариант

Итого по станции - - 1980 2640

(максимальный

вариант)

Якутская энергосистема

9. Нерюнгринская уголь 1 К-210-130 210 1 К-210-130 210 - - - - - -

ГРЭС

Республика Саха уголь 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 3 Т-180-130 540 3 Т-180-130 540

(Якутия),

пос. Серебряный

Бор

Итого по станции 570 570 540 540

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

--------------------------------

"1" При реализации проекта экспорта в Китай.

Приложение N 7

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

РАЦИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ

(ЗОНА ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ)

(млн. кВт)

┌─────────────────────────────┬─────┬─────┬─────────────────┬─────────────────┐

│ │ 2006│ 2010│ Базовый вариант │ Максимальный │

│ │ год │ год │ │ вариант │

│ │ │ ├────────┬────────┼────────┬────────┤

│ │ │ │2015 год│2020 год│2015 год│2020 год│

└─────────────────────────────┴─────┴─────┴────────┴────────┴────────┴────────┘

Установленная мощность - 210,8 243,8 297,5 347,4 326,2 397,7

всего

в том числе:

гидроэлектростанции 44,9 49,2 57,1 71,7 57,9 76,5

атомные электростанции 23,5 26,9 38,1 53,2 38,1 59

тепловые электростанции - 142,4 167,7 202,3 222,5 230,2 262,2

всего

в том числе:

теплоэлектроцентрали - 77,1 93,2 107,8 113,7 107,8 113,7

всего

в том числе:

паротурбинные на 43,2 43 40,9 36,5 40,9 36,5

газомазутном топливе

парогазовые и газотурбинные 1,1 15,3 27,9 36 27,9 36

паротурбинные на твердом 32,8 34,9 39 41,2 39 41,2

топливе

конденсационные 65,3 74,5 94,5 108,8 122,4 148,5

электростанции - всего

в том числе:

паротурбинные на 37,5 37,3 14,3 6,8 14,3 6,8

газомазутном топливе

парогазовые и газотурбинные 2,7 9,9 30,2 38,5 32,5 40,1

паротурбинные на твердом 25,1 27,3 50 63,5 75,6 101,6

топливе

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Приложение N 8

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПРОГНОЗ ВВОДА ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ В ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА

(млн. кВт)

┌────────────────────────────┬────────────────────────────────────────────────┐

│ │ Сценарии │

│ ├───────────────────────────┬────────────────────┤

│ │ Базовый │ Максимальный │

│ ├──────┬──────┬──────┬──────┼──────┬──────┬──────┤

│ │2006 -│2011 -│2016 -│2006 -│2011 -│2016 -│2006 -│

│ │ 2010 │ 2015 │ 2020 │ 2020 │ 2015 │ 2020 │ 2020 │

│ │ годы │ годы │ годы │годы -│ годы │ годы │годы -│

│ │ │ │ │ всего│ │ │всего │

└────────────────────────────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┘

Новая мощность - всего 34,4 83,3 68,4 186,1 111,8 90,2 236,4

в том числе:

гидроэлектростанции 3,9 7,7 14,3 25,9 8,3 18,5 30,7

атомные электростанции 2,1 11,1 19,1 32,3 11,1 24,9 38,1

тепловые электростанции 28,4 64,5 35 127,9 92,4 46,8 167,6

из них:

использующие газ (мазут) 23,2 33,6 17,1 73,9 36 16,4 75,6

использующие уголь 5,2 30,9 17,9 54 56,4 30,4 92

техническое 3,1 18,5 14,9 36,5 21 12,9 37

перевооружение

новое строительство и 25,3 46 20,1 91,4 71,4 33,9 130,6

расширение

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Приложение N 9

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПРОГНОЗИРУЕМАЯ ДИНАМИКА

И СТРУКТУРА ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

(ЗОНА ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ)

(млрд. кВт./ч)

┌────────────────┬────────┬────────┬───────────────────────────────────────────────┐

│ │2006 год│Проценты│ Базовый вариант │

│ │ │ ├──────┬────────┬──────┬────────┬──────┬────────┤

│ │ │ │ 2010 │проценты│ 2015 │проценты│ 2020 │проценты│

│ │ │ │ год │ │ год │ │ год │ │

└────────────────┴────────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┴──────┴────────┘

Производство 972,8 100 1191,1 100 1482,1 100 1766,9 100

электроэнергии -

всего

в том числе:

гидроэлектро- 170,3 17,5 171,9 14,4 201,2 13,6 248,2 14

станции

атомные 155,1 15,9 174,9 14,7 245,6 16,5 362 20,5

электростанции

тепловые 647,4 66,6 844,3 70,9 1035,3 69,9 1156,7 65,5

электростанции

из них:

теплоэлектро- 221,2 22,7 281,1 23,6 321,5 21,7 339,1 19,2

централи на

газомазутном

топливе

теплоэлектро- 148,7 15,3 166,8 14 187,4 12,7 191,1 10,8

централи на

твердом

топливе

конденсаци- 182,6 18,8 256 21,5 242,1 16,3 246,3 14

онные

электростан-

ции на

газомазутном

топливе

конденсаци- 94,9 9,8 140,4 11,8 284,3 19,2 380,2 21,5

онные

электростан-

ции на

твердом

топливе

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Приложение N 10

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПОТРЕБНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ТОПЛИВЕ ПРИ БАЗОВОМ ВАРИАНТЕ

(млн. т у.т.)

┌─────────────────────────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┐

│ Наименование топлива │ 2006 год │ 2010 год │ 2015 год │ 2020 год │

└─────────────────────────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┘

Всего 295,1 356,8 398,8 427,9

в том числе:

газ 201 232,4 238,9 241,5

мазут 10,6 13 7,1 6,7

прочие виды топлива 8,7 9,6 10,6 10,8

уголь 74,8 101,8 142,2 168,9

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Приложение N 11

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ

Таблица 1

Межсистемные и межгосударственные линии электропередачи

┌──────────────────────────────────┬──────────────────┬──────────────────┬──────────────────┬──────────────────┐

│ Электросетевые объекты │ 2006 - 2010 годы │ 2011 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │ 2006 - 2020 годы │

│ ├─────────┬────────┼─────────┬────────┼─────────┬────────┼─────────┬────────┤

│ │протяжен-│мощность│протяжен-│мощность│протяжен-│мощность│протяжен-│мощность│

│ │ность │(МВА) │ность │(МВА) │ность │(МВА) │ность │(МВА) │

│ │(км) │ │(км) │ │(км) │ │(км) │ │

└──────────────────────────────────┴─────────┴────────┴─────────┴────────┴─────────┴────────┴─────────┴────────┘

Межсистемные линии электропередачи

Северо-Запад - Центр

1. ВЛ 750 кВ Ленинградская ГАЭС - - - 300 - - - 300 -

Белозерская

2. ВЛ 500 кВ Вологодская - Коноша - - - - 255 668 255 668

с ПС 500 кВ Коноша

3. ВЛ 330 кВ Новосокольники - 230 - - - - - 230 -

Талашкино

Средняя Волга - Юг

4. ВЛ 500 кВ Курдюм - Фролово - - 280,2 - - - 280,2 -

Средняя Волга - Урал

5. ВЛ 500 кВ Красноармейская - - - 500 - - - 500 -

Газовая

6. ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская - - 340 - - - 340 -

Урал - Центр

7. ППТ +/- 750 кВ (3000 МВт) - - - - 1850 7200 1850 7200

Урал - Центр

Сибирь - Урал

8. ППТ +/- 500 кВ (2500 МВт) - - 600 3000 - 3000 600 6000

Эвенкийская ГЭС - Тарасовская

9. ППТ +/- 500 кВ (2500 МВт) - - - - 800 6000 800 6000

Эвенкийская ГЭС - Холмогоры

10. ППТ +/- 500 кВ (2000 МВт) - - 900 2400 - 2400 900 4800

Северская - Белозерная

11. Две ВЛ 500 кВ Ишим - Восход с - - 310 - 310 - 620 -

расширением ПС Ишим и Восход

12. ВЛ 500 кВ Томск - Парабель - - - 810 1336 - - 810 1336

Чапаевка - Нижневартовск с

ПС 500 кВ Парабель, Чапаевка и

расширением ПС Томская

13. ФПУ на ВЛ 220 кВ Томск - - - - 452 - - - 452

Нижневартовск

Сибирь - Восток

14. ВНС 200 МВт на ПС 220 кВ - 500 - - - - - 500

Могоча

15. ВНС 200 МВт на ПС 220 кВ Хани - - - 500 - - - 500

16. Подвеска второй цепи ВЛ 220 кВ - - 464 - - - 464 -

Тында - Чара

17. Двухцепная ВЛ 220 кВ Ленск - - 63 600 63 - - 600 126

Киренск с ПС 220 кВ Киренск

18. ПС 220 кВ Ленск - - - 126 - - - 126

19. Двухцепная ВЛ 220 кВ Олекминск - - - - 800 - 800 -

- Ленск

20. ПС 220 кВ Олекминск - - - - - 50 - 50

21. Двухцепная ВЛ 220 кВ - - - - 740 - 740 -

Алдан - Олекминск

Сибирь - Центр

22. ППТ +/- 750 кВ (3000 МВт) - - - - 3700 7200 3700 7200

Кадатская - Тамбов

Итого по межсистемным линиям 230 563 5104,2 7877 8455 26518 13789,2 34958

электропередачи

Межгосударственные линии электропередачи

Юг - Азербайджан

23. ВЛ 330 кВ Артем - Дербент - - - 214 - - - 214 -

Апшерон

(до госграницы)

Северо-Запад - Финляндия

24. Двухцепная ВЛ 400 кВ - - - - 175 1140 175 1140

Княжегубская ГЭС - Пирттикоски

(до государственной границы) с

ВПТ Княжегубская

Сибирь - Китай

25. ППТ +/- 750 (600) кВ (3000 МВт) - - 700 3600 - - 700 3600

Олонь-Шибирская ТЭС -

госграница

26. Две ВЛ 500 кВ Татауровская - - 500 - - - 500 -

ГРЭС - Харанорская ГРЭС

(ПС ПТ +/- 750 кВ)

27. ППТ +/- 750 (600) кВ (3000 МВт) - - 50 3600 - - 50 3600

Харанорская ГРЭС - госграница

Восток - Китай

28. ППТ +/- 750 (600) кВ (3000 - - 400 3600 - - 400 3600

МВт) Ургальская ТЭС - Шэньян

(до госграницы) с ПС ПТ

500 кВ Ургал

29. ВЛ 500 кВ Амурская - 150 - - - - - 150 -

госграница

Калининград - Польша

30. Двухцепная ВЛ 400 кВ - - - - 120 1140 120 1140

Калининград - Польша с ВПТ 500

МВт на ПС 330 кВ Центральная

Итого по межгосударственным 150 - 1864 10800 295 2280 2309 13080

линиям электропередачи

Всего по межсистемным и 380 563 6968,2 18677 8750 28798 16098,2 48038

межгосударственным линиям

электропередачи

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 2

Электросетевые объекты энергозоны Северо-Запада

┌───────────────────────────┬─────────────────┬────────────────┬────────────────┬────────────────┬─────────────────┐

│ Электросетевые объекты │ 2006 - 2010 годы│2011 - 2015 годы│2016 - 2020 годы│2006 - 2020 годы│ Назначение │

│ ├─────────┬───────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┤ объекта │

│ │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │ │

│ │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ │

│ │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │ │

└───────────────────────────┴─────────┴───────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────────────┘

Для выдачи мощности электростанций

1. ВЛ 330 кВ - - 50 - - - 50 - обеспечение

Новгородская ТЭС - ПС выдачи мощности

Окуловская Новгородской ТЭС

(1320 МВт)

2. ВЛ 330 кВ - - 180 - - - 180 - -"-

Новгородская ТЭС -

ПС Новгородская-2

3. Заходы ВЛ 330 кВ ПС - - 72 - - - 72 - -"-

Окуловская - ПС

Бологое на

Новгородскую ТЭС

4. Заходы ВЛ 330 кВ ПС - - - - 200 - 200 - обеспечение

Кондопога - ПС Онда и выдачи мощности

ВЛ 330 кВ ПС Медвежьегорской

Петрозаводская - ТЭС

ПС Онда на

Медвежьегорскую ТЭС

5. ВЛ 330 кВ - - - - 525 400 525 400 -"-

Медвежьегорская

ТЭС - ПС Сортавала -

ПС Каменногорская с

АТ 330/110 кВ на ПС

330 кВ Сортавала

6. Заходы ВЛ 220 кВ ПС - - - - 100 - 100 - -"-

Кондопога - ПС Онда и

ВЛ 220 кВ ПС

Петрозаводская -

ПС Онда на

Медвежьегорскую ТЭС

7. ВЛ 330 кВ Псковская - - - - 116 250 116 250 обеспечение

ГРЭС - ПС Великие выдачи мощности

Луки с ПС 330 кВ блока N 4

Великие Луки Псковской ГРЭС

8. ВЛ 330 кВ Киришская 120 - - - - - 120 - для обеспечения

ГРЭС - ПС Никольское выдачи мощности

Киришской ГРЭС

(ПГУ-800)

9. Заходы двух ВЛ 330 - - - - 60 - 60 - для обеспечения

кВ Киришская ГРЭС - выдачи мощности

ПС Восточная на Дубровской ТЭЦ

Дубровскую ТЭЦ (660 МВт)

10. Реконструкция сети 12,2 - - - - - 12,2 - для выдачи

110 и 330 кВ, мощности 1-го

прилегающей к ПС блока ТЭЦ-5

Восточная, и ячейки Правобережная.

330 кВ на ПС Завершение

Восточная строительства

ВЛ 330 кВ

Восточная -

Октябрьская

11. ВЛ 220 кВ ПС Ухта - 277 - - - - - 277 - повышение

ПС Микунь надежности

электроснабжения

потребителей

Республики Коми

12. ВЛ 220 кВ Печорская - - 316 - - - 316 - -"-

ГРЭС - ПС Ухта

13. ВЛ 220 кВ ПС Микунь - - - 250 - - - 250 - -"-

ПС Заовражье

14. ВЛ 330 кВ Кольская - - - - 77 - 77 - обеспечение

АЭС-2 - ПС выдачи мощности

Мончегорск, блоков Кольской

заходы ВЛ 330 кВ на - - - - 24 - 24 - АЭС-2

Кольскую АЭС-2 (4 x 300 МВт)

15. ВЛ 330 кВ - - 80 - - - 80 - выдача мощности

Ленинградская блоков N 1 и 2

АЭС-2 - ПС Западная Ленинградской

АЭС-2

16. ВЛ 330 кВ Ленинградская - - 100 - - - 100 - -"-

АЭС-2 - ПС Пулковская

17. ВЛ 330 кВ Ленинградская - - 95 - - - 95 - -"-

АЭС-2 - ПС Гатчинская

18. Воздушно-кабельная - - 110 - - - 110 - -"-

электропередача 330 кВ - - 26 - - - 26 -

Ленинградская

АЭС-2 - ПС Выборгская

19. ВЛ 750 кВ - - 128 - - - 128 - выдача мощности

Ленинградская АЭС-2 - блока N 3

ПС Ленинградская Ленинградской

АЭС-2

20. Заходы ВЛ 750 кВ - - 2 - - - 2 - -"-

Ленинградская АЭС - ПС

Ленинградская на

Ленинградскую АЭС-2

21. ВЛ 330 кВ - - - - 4 - 4 - выдача мощности

Ленинградская АЭС-2 - блока N 4

Ленинградская АЭС Ленинградской

АЭС-2

22. Расширение ПС 750 кВ - - - - - 1000 - 1000 -"-

Ленинградская, АТ N 3

750/330 кВ

23. ВЛ 330 кВ - - 120 - - - 120 - обеспечение

Ленинградская ГАЭС - выдачи мощности

ПС Тихвин Ленинградской

ГАЭС (1 очередь,

4 x 195 МВт)

24. Заход ВЛ 330 кВ - - 70 - - - 70 - -"-

ПС Петрозаводская -

ПС Сясь на

Ленинградскую ГАЭС

25. ВЛ 750 кВ - - 270 - - - 270 - обеспечение

Ленинградская ГАЭС - выдачи мощности

ПС Ленинградская Ленинградской

ГАЭС

(2 очередь,

4 x 195 МВт)

Итого для выдачи 409,2 - 1869 - 1106 1650 3384,2 1650

мощности

электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей

и снятия сетевых ограничений

26. ВЛ 330 кВ Кольская 81 - - - - - 81 - обеспечение

АЭС - Княжегубская 115 - - - - - 115 - выдачи

ГЭС - ПС Лоухи - 169 - - - - - 169 - "запертой"

Путкинская ГЭС - - - 131 - - - 131 - электроэнергии

Ондская ГЭС, - 250 - - - - - 250 Кольской АЭС и

ПС Княжегубская, - 250 - - - - - 250 мощности

ПС Лоухи электростанций

энергосистем

Мурманской

области и

Республики

Карелия

27. ВЛ 330 кВ Ондская - - 280 - - - 280 - -"-

ГЭС - ПС

Петрозаводская

(2-я ВЛ)

28. ВЛ 330 кВ - - 338 - - - 338 - обеспечение

Петрозаводская - выдачи мощности

ПС Сясь - Киришская электростанций

ГРЭС (вторая ВЛ) энергосистем

Мурманской

области,

Республики Ка-

релия и

надежного

электроснабжения

потребителей

энергосистемы

Мурманской

области

29. Расширение и - - - - - - - - обеспечение

реконструкция ВПК надежности

330/400 кВ экспорта

(реконструкция КВПУ- электроэнергии в

1, 2, 3) Финляндию

30. ПС 330/110/15 кВ - - - - 30 250 30 250 обеспечение

Черняховск-2 с надежности

заходами ВЛ 330 кВ электроснабжения

ПС Советск - ГАЭС потребителей

Круонио г. Черняховска и

прилегающих

районов

31. ВЛ 330 кВ Псковская - - - 200 - - - 200 обеспечение

ГРЭС - ПС надежного

Старорусская с ПС 330 электроснабжения

кВ Старорусская потребителей

(установка второго г. Старая Русса

АТ) Псковской

области

32. ПС Зеленогорская с 30 400 - - - - 30 400 обеспечение

заходами ВЛ 330 кВ надежного

Северо-Западная ТЭЦ - электроснабжения

ПС Каменногорская потребителей

на ПС Зеленогорская районов

г. Зеленогорска

33. Подвеска 2-й цепи на 52,3 - - - - - 52,3 - усиление

опорах ВЛ 330 кВ электрической

ПС Ленинградская - сети района ПС

ПС Колпино - Восточная,

ПС Восточная с обеспечение

расширением ОРУ надежности

подстанций электроснабжения

Ленинградская, экспорта

Восточная электроэнергии в

Финляндию,

подключение

потребителей

34. ПС 330 кВ 8,1 400 - - - - 8,1 400 для

Новгородская-2 с энергоснабжения

заходами ВЛ 330 кВ Новгородского

ПС Чудово - энергоузла

ПС Новгородская

35. Реконструкция ПС - 700 - - - - - 700 обеспечение

330/220/110 кВ надежного

Восточная электроснабжения

потребителей

г. Санкт-

Петербурга и

Ленинградской

области

36. ПС 330/110 кВ - 200 - - - - - 200 для обеспечения

Колпино (расширение) надежного

электроснабжения

потребителей

прилегающих

районов г. Санкт-

Петербурга,

Ленинградской

области

37. КЛ 330 кВ ПС Завод 4 - - - - - 4 - обеспечение

Ильича N 15 - ПС надежности

Волхов-Северная N 16 электроснабжения

потребителей

северных районов

г. Санкт-

Петербурга

38. ПС Западная - 200 - - - - - 200 обеспечение

(установка 3-го АТ надежности

330/110 кВ) электроснабжения

потребителей

г. Санкт-

Петербурга

39. ПС 330 кВ Ржевская с 7,2 400 - - - - 7,2 400 для обеспечения

заходами КЛ 330 кВ, надежного

заходами ВЛ 330 кВ электроснабжения

ПС Восточная - 10 - - - - - 10 - потребителей

Киришская ГРЭС и северо-восточных

заходами ВЛ 110 кВ районов г. Санкт-

Петербурга и

Всеволожского

района

Ленинградской

области

40. ВЛ 330 кВ ПС 110 250 - - - - 110 250 обеспечение

Гатчинская - ПС электроснабжения

Лужская с ПС 330 кВ потребителей

Лужская Лужского

энергорайона

41. ПС 330 кВ Центральная 25 400 - - - - 25 400 обеспечение

с КЛ 330 кВ ПС надежности

Южная - ПС электроснабжения

Центральная потребителей

центральных

районов

г. Санкт-

Петербурга

42. ПС 330/110 кВ 25 400 - - - - 25 400 -"-

Василеостровская с КЛ

330 кВ ПС Северная -

ПС Василеостровская -

ПС Центральная

43. ПС 330 кВ Кудрово - 250 - - - - - 250 для

электроснабжения

потребителей

жилой застройки

г. Санкт-

Петербурга

44. ПС 330 кВ Парнас - 400 - - - - - 400 -"-

45. Две ВЛ 330 кВ (213, 18 - - - - - 18 - для

214) ПС Восточная - электроснабжения

ПС Волхов - Северная потребителей

N 16 (перевод на северных районов

напряжение 330 кВ) г. Санкт-

Петербурга

46. Реконструкция ПС - - - - - - - - для обеспечения

330 кВ Кингисеппская надежного

(2006 - 2010 годы) электроснабжения

потребителей

западной части

Ленинградской

области

47. ПС 330/110 кВ - 200 - - - - - 200 для обеспечения

Северная надежного

электроснабжения

водоочиститель-

ных сооружений

г. Санкт-

Петербурга и

новых произ-

водственных зон

48. Реконструкция ПС - 1200 - - - - - 1200 обеспечение

330/220/110 кВ Южная надежного

электроснабжения

потребителей

г. Санкт-

Петербурга

49. ПС 220 кВ Волхов - - 400 - - - - - 400 обеспечение

Северная N 16 надежности

(перевод на электроснабжения

напряжение 330 кВ) потребителей

северных районов

г. Санкт-

Петербурга

50. ПС 220 кВ Завод - 650 - - - - - 650 обеспечение

Ильича N 15. Перевод надежности

на напряжение 330 кВ электроснабжения

потребителей

северных районов

г. Санкт-

Петербурга

51. Реконструкция ПС - - - - - - - - обеспечение

330/220/110 кВ N 37 надежности

Сясь (2006 - 2010 электроснабжения

годы) Северного

транзита

Ленинградской

энергосистемы

52. ПС 330/110 кВ 12 400 - - - - 12 400 обеспечение

Никольское с заходами надежности

ВЛ 330 кВ электроснабжения

ПС Ленинградская - промышленных

ПС Колпино потребителей

г. Санкт-

Петербурга

53. ПС 330/110 кВ - - - 400 - - - 400 обеспечение

Пулковская надежного

электроснабжения

потребителей

северной части

Пушкинского

района и юга

Фрунзенского

района г. Санкт-

Петербурга

54. ВЛ 330 кВ ПС - - 10 - - - 10 - обеспечение

Пулковская - ПС Южная надежности

электроснабжения

потребителей

южных районов

г. Санкт-

Петербурга

55. ПС 330/110 кВ Порт с - - 8 400 - - 8 400 обеспечение

КЛ 330 кВ ПС Порт - надежного

ПС Западная электроснабжения

потребителей

северных

районов г. Санкт-

Петербурга,

размещаемых на

намывной

территории

Финского залива

56. ТЭЦ-21, РУ-330 кВ - 400 - - - - - 400 обеспечение

надежного

электроснабжения

потребителей

Всеволожского

района

Ленинградской

области

57. ПС 330/110 кВ - - 2 400 - - 2 400 обеспечение

Приморская с заходами надежного

ВЛ 330 кВ ЛАЭС-2 - электроснабжения

ПС Выборгская потребителей

портов Приморск,

Высоцк

58. ПС 330/110 кВ - - - 400 - - - 400 обеспечение

Красносельская надежного

электроснабжения

потребителей

Петродворцового

района г. Санкт-

Петербурга

59. ПС 330/110 кВ - - - - - 400 - 400 обеспечение

Ломоносовская с надежного

заходами ВЛ 330 кВ электроснабжения

ЛАЭС-2 - ПС Западная потребителей

Ленинградской

области

60. ПС 330/110 кВ - - - - 4 400 4 400 обеспечение

Пушкинская с надежного

заходами ВЛ 330 кВ электроснабжения

ЛАЭС-2 - ПС Восточная потребителей

Пушкинского

района г. Санкт-

Петербурга

61. ПС 330 кВ Усть-Луга с - - 55 400 - - 55 400 повышение

ВЛ 330 кВ ПС надежности

Кингисеппская - ПС электроснабжения

Усть-Луга потребителей

г. Усть-Луга

62. ВЛ 330 кВ - - 50 - - - 50 - обеспечение

Ленинградская электроснабжения

АЭС-2 - ПС Усть-Луга портовых

комплексов

г. Усть-Луга,

п. Вистино и

п. Горки

63. ПС 330 кВ Мурмаши с - - - 500 - - - 500 для повышения

ВЛ 330 кВ надежности

ПС Оленегорск - - - 37 - - - 37 - электроснабжения

ПС Мурмаши и потребителей

заходами на ПС 330 кВ - - 16 - - - 16 - северной части

Мурмаши Кольской

энергосистемы

64. ПС 330 кВ Мурманская - - 8 500 - - 8 500 для повышения

с заходами ВЛ 330 кВ надежности

ПС Кольская - электроснабжения

Серебрянские ГЭС потребителей

северной части

Кольской

энергосистемы

65. ВЛ 330 кВ ПС - - - - 40 - 40 - для обеспечения

Северная - надежного

ПС Центральная электроснабжения

потребителей

Калининградской

энергосистемы

66. ПС 330 кВ РП-9 - - - - - 400 - 400 для обеспечения

надежного

электроснабжения

потребителей

г. Санкт-

Петербурга

67. ПС 330 кВ ЗСД с - - - - 2 400 2 400 для обеспечения

заходами надежного

электроснабжения

потребителей

(западный

скоростной

диаметр (ЗСД))

68. ПС 330 кВ Охтинская - - - - - 400 - 400 для обеспечения

надежного

электроснабжения

потребителей

Охтинского

района г. Санкт-

Петербурга

69. ПС 330 кВ Кирпичный - - - - - 400 - 400 для обеспечения

завод надежного

электроснабжения

потребителей

Ленинградской

области

70. ВЛ 330 кВ ТЭЦ - - - - 10 - 10 - для обеспечения

Северная - надежного

ПС Охтинская электроснабжения

потребителей

г. Санкт-

Петербурга и

Ленинградской

области

71. ВЛ 330 кВ ПС - - - - 15 - 15 - для обеспечения

Охтинская - надежного

ПС Кирпичный завод электроснабжения

потребителей

г. Санкт-

Петербурга и

Ленинградской

области

72. ВЛ 330 кВ ПС - - - - 15 - 15 - -"-

Кирпичный завод - ТЭЦ

Дубровская

73. ВЛ 330 кВ Лужская - - - - - 150 - 150 - обеспечение

Псков электроснабжения

потребителей

Лужского

энергорайона

Ленинградской

области

Итого для повышения 666,6 7750 935 3200 266 2650 1867 13600

надежности

электроснабжения

потребителей и снятия

сетевых ограничений

Всего 1075,8 7750 2804 3200 1372 4300 5251,8 15250

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 3

Электросетевые объекты энергозоны Центра

┌───────────────────────────┬─────────────────┬────────────────┬────────────────┬────────────────┬─────────────────┐

│ Электросетевые объекты │ 2006 - 2010 годы│2011 - 2015 годы│2016 - 2020 годы│2006 - 2020 годы│ Назначение │

│ ├─────────┬───────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┤ объекта │

│ │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │ │

│ │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ │

│ │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │ │

└───────────────────────────┴─────────┴───────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────────────┘

Для выдачи мощности электростанций

1. ВЛ 750 кВ Калининская - - 275 - - - 275 - для выдачи

АЭС - Волоколамск с мощности блока

ПС 750 кВ Волоколамск - - - 1668 - - - 1668 N 4 Калининской

АЭС (1000 МВт)

2. Две ВЛ 500 кВ Волоко- - - 140 - - - 140 - -"-

ламск - Дорохово

3. ВЛ 500 кВ Дорохово - - - 160 - - - 160 - -"-

Панино

4. ВЛ 500 кВ Дорохово - - - 83 - - - 83 - -"-

Очаково

5. ВЛ 750 кВ Курская 410 1668 - - - - 410 1668 для выдачи

АЭС - Калужская с ПС мощности блока

750 кВ Калужская N 5 Курской АЭС

(1000 МВт)

6. ВЛ 750 кВ Тверская - - 260 1251 - - 260 1251 для выдачи

АЭС - Калужская с мощности

расширением ПС блока N 1

Калужская Тверской АЭС

(1150 МВт)

7. ВЛ 750 кВ Тверская - - 150 1251 - - 150 1251 -"-

АЭС - Волоколамск с

расширением ПС

Волоколамск

8. ВЛ 500 кВ Тверская - - 165 - - - 165 - -"-

АЭС - Волоколамск

9. Заходы ВЛ 500 кВ - - 1,2 - - - 1,2 - для выдачи

Нововоронежская АЭС - мощности

Донбасская блока N 1

на Нововоронежскую Нововоронежской

АЭС-2, АЭС-2 (1150 МВт)

заходы ВЛ 500 кВ - - 1 - - - 1 -

НВАЭС - Старый

Оскол на

Нововоронежскую

АЭС-2

10. ВЛ 500 кВ - - 210 - - - 210 - -"-

Нововоронежская

АЭС-2 - Елецкая

11. ВЛ 500 кВ - - 95 - - - 95 - для выдачи

Нововоронежская мощности

АЭС-2 - Старый Оскол блока N 2

Нововоронежской

АЭС-2 (1150 МВт)

12. Вторая ВЛ 750 кВ - - - - 260 - 260 - для выдачи

Тверская АЭС - мощности блока

Калужская N 2 Тверской АЭС

(1150 МВт)

13. ВЛ 750 кВ - - - - 160 - 160 - -"-

Волоколамск - Новая

(Чеховская)

14. Две ВЛ 500 кВ от ПС - - - - 40 - 40 - -"-

750 кВ Новая

(Чеховская)

15. ВЛ 500 кВ Тверская - - - - 10 - 10 - -"-

АЭС - Центральная

ГАЭС

16. ПС 750 кВ Новая - - - - - 1668 - 1668 -"-

(Чеховская)

17. ПС 750 кВ Ожерелье с - - - - - 1668 - 1668 для выдачи

переводом ВЛ мощности блока

Калужская - Новая N 3 Тверской АЭС

(Чеховская) - (1150 МВт)

Ожерелье на 750 кВ

18. Вторая ВЛ 750 кВ - - - - 200 - 200 - для выдачи

Калужская - Новая мощности блока

(Чеховская) - N 4 Тверской АЭС

Ожерелье (1150 МВт)

19. ВЛ 500 кВ для выдачи - - - - 960 1503 960 1503 для выдачи

мощности Центральной мощности блоков

АЭС N 1 и 2

Центральной АЭС

(2 x 1150 МВт)

20. Две ВЛ 500 кВ - - - - 460 - 460 - для выдачи

Нижегородская АЭС - мощности

Луч блока N 1

Нижегородской АЭС

(1150 МВт)

21. ВЛ 500 кВ - - - - 250 - 250 - -"-

Нижегородская АЭС -

Нижегородская

22. Вторая ВЛ 500 кВ - - - - 250 - 250 - для выдачи

Нижегородская АЭС - мощности блоков

Нижегородская N 2, 3

Нижегородской АЭС

(2 x 1150 МВт)

23. Две цепи ВЛ 500 кВ 60 - - - - - 60 - для выдачи

Загорская ГАЭС - мощности

Ярцево I очереди

Загорской ГАЭС-2

(2 x 210 МВт)

24. ПС 500 кВ Ярцево с 2 1002 - - - - 2 1002 -"-

заходами ВЛ 500 кВ

Конаковская ГРЭС -

Трубино

25. ВЛ 500 кВ Загорская - - 90 - - - 90 - для выдачи

ГАЭС - Трубино мощности

II очереди

Загорской ГАЭС-2

(2 x 210 МВт)

26. Заходы ВЛ 330 кВ - - 4 - - - 4 - для выдачи

Курская АЭС - Шостка мощности Курской

на Курскую ГАЭС ГАЭС (465 МВт)

27. Заходы ВЛ 330 кВ - - 6 - - - 6 - для выдачи

Курская АЭС - Сумы мощности Курской

Северная на Курскую ГАЭС

ГАЭС

28. Двухцепная ВЛ 500 кВ - - 40 - - - 40 - для выдачи

Волоколамская ГАЭС - мощности

Акулово (Сохино) Волоколамской

ГАЭС (3 x 220

МВт) (к вводу

I очереди, 220

МВт)

29. Заходы ВЛ 500 кВ - - - - 5 - 5 - для выдачи

Тверская АЭС - мощности

Волоколамск на Центральной ГАЭС

Центральную ГАЭС (1300 МВт)

30. ВЛ 500 кВ Центральная - - - - 230 - 230 - -"-

ГАЭС - Дорохово

31. Заходы ВЛ 500 кВ - - - - 50 - 50 - для выдачи

Костромская ГРЭС - мощности

Нижегородская на Владимирской

Владимирскую ГАЭС ГАЭС (800 МВт)

32. Заходы ВЛ 220 кВ - - - - 50 - 50 - -"-

Заря - Вязники на

Владимирскую ГАЭС

33. Заходы ВЛ 500 кВ - - 100 - - - 100 - для выдачи

Ногинск - мощности блока

Владимирская на N 1 Петровской

Петровскую ГРЭС ГРЭС (660 МВт)

34. Две ВЛ 500 кВ - - - - 100 - 100 - для выдачи

Петровская ГРЭС - мощности блока

Гжель N 2 Петровской

ГРЭС (660 МВт)

35. Двухцепная ВЛ 220 кВ 190 - - - - - 190 - для выдачи

Ивановская ГРЭС - мощности блока

Неро (включение на N 1 Ивановской

110 кВ) ГРЭС

(ПГУ 325 МВт)

36. Перевод ВЛ Ивановская - - - - - - - - для выдачи

ГРЭС - Неро на мощности блока

напряжение 220 кВ N 2 Ивановской

(до 2010 года) ГРЭС

(ПГУ 325 МВт)

37. ВЛ 220 кВ Ивановская 25 - - - - - 25 - -"-

ГРЭС - Иваново с

расширением ПС 220 кВ

Иваново

38. ВЛ 220 кВ Липецкая 7,6 - - - - - 7,6 - -"-

ТЭЦ-2 - Сокол

39. ВЛ 220 кВ Липецкая 4,9 - - - - - 4,9 - для выдачи

ТЭЦ-2 - мощности Липецкой

Металлургическая ТЭЦ-2

40. Заходы ВЛ 220 кВ - - 0,2 - - - 0,2 - для выдачи

Нагорная - Кудьма на мощности

Нижегородскую ТЭЦ Нижегородской

ТЭЦ (3 x 325 МВт)

41. ВЛ 220 кВ Нагорная - - - 10 - - - 10 - -"-

Нижегородская ТЭЦ

42. Заходы ВЛ 220 кВ - - 2 - - - 2 - -"-

Нагорная -

Нижегородская на

Нижегородскую ТЭЦ

43. Заходы ВЛ 220 кВ - - 2 - - - 2 - -"-

Сенная -

Нижегородская на

Нижегородскую ТЭЦ

44. Вторая ВЛ 220 кВ - - 69 - - - 69 - для выдачи

Смоленская ГРЭС - мощности

Компрессорная Смоленской ГРЭС

45. ВЛ 220 кВ Восток - - - 110 - - - 110 - -"-

Дровнино

46. ВЛ 220 кВ - - 47 - - - 47 - для выдачи

Череповецкая ГРЭС - мощности

РПП-2 Череповецкой ГРЭС

47. ВЛ 220 кВ - - - - 52 - 52 - -"-

Череповецкая ГРЭС -

РПП-1

48. Две КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 - 18 500 - - - - 18 500 для выдачи

Новобратцево с ПС мощности ТЭЦ-21

220 кВ Новобратцево Московской

(перевод на 220 кВ) энергосистемы

49. Вторая цепь ВЛ 220 кВ 15 - - - - - 15 - для выдачи

ТЭЦ-26 - Ясенево мощности блока

ПГУ-400 Южной ТЭЦ

(ТЭЦ-26)

Московской

энергосистемы

50. Две цепи КЛ 220 кВ 30 - - - - - 30 - для выдачи

ТЭЦ-27 - Хлебниково мощности

I очереди

Северной ТЭЦ

(ТЭЦ-27)

Московской

энергосистемы

51. Переустройство 22 - - - - - 22 - -"-

одноцепной ВЛ 220 кВ

ТЭЦ-27 - Бескудниково

в двухцепную

52. КЛ 220 кВ 12 - - - - - 12 - -"-

Бескудниково -

Бутырки

53. Замена кабеля и 17 - - - - - 17 - -"-

провода для

увеличения пропускной

способности КВЛ 220

кВ Бутырки -

Новоцентральная и

Бутырки -

Бескудниково

54. Переустройство 18 - - - - - 18 - -"-

одноцепной ВЛ 220 кВ

ТЭЦ-27 - Уча в

двухцепную с

расширением ПС Уча

55. Заходы ВЛ 500 кВ 3 - - - - - 3 - для выдачи

Бескудниково - мощности

Ногинск на II очереди

сооружаемое ОРУ (ПГУ-420)

500 кВ ТЭЦ-27 Северной ТЭЦ

(ТЭЦ-27)

Московской

энергосистемы

56. Заход двух ВЛ 220 кВ 0,4 - - - - - 0,4 - для выдачи

Старбеево - Омега на мощности блоков

ГТУ "Молжаниновка" N 1, 2 ГТУ

"Молжаниновка"

57. Заходы двух цепей КЛ 2 - - - - - 2 - для выдачи

220 кВ Пресня - мощности ТЭЦ-12

Хамовники на ТЭЦ-12 Московской

энергосистемы

58. Две цепи КЛ 220 кВ - - 3 - - - 3 - для выдачи

ТЭЦ-16 - мощности ТЭЦ-16

Ваганьковская Московской

энергосистемы

59. Две цепи КЛ 220 кВ - - 6 - - - 6 - -"-

ТЭЦ-16 - Мневники

60. ВЛ 220 кВ Черепетская 68 - - - - - 68 - для выдачи

ГРЭС - Шипово мощности

Черепетской ГРЭС

61. ВЛ 220 кВ Черепетская 80 - - - - - 80 - -"-

ГРЭС - Тула

62. Две цепи КЛ 220 кВ - - 10 - - - 10 - для выдачи

ТЭЦ-20 - мощности ТЭЦ-20

Кожевническая Московской

энергосистемы

63. Перевод на 220 кВ ПС - - 58 400 - - 58 400 -"-

Тропарево, КЛ 220

кВ: Хамовники - ТЭЦ-

20, Хамовники -

Тропарево, Тропарево

- Ясенево, ТЭЦ-20 -

Тропарево

64. КЛ 500 кВ ТЭЦ-25 - - - 1,1 - - - 1,1 - для выдачи

Очаково мощности ТЭЦ-25

Московской

энергосистемы

65. ВЛ 220 кВ Калужская - - - - 5 - 5 - для выдачи

ТЭС - Электрон мощности блока

N 2 Калужской ТЭС

(225 МВт)

66. ВЛ 220 кВ Калужская - - - - 60 - 60 - для выдачи

ТЭС - Литейная мощности блока

N 2 Калужской ТЭС

(225 МВт)

Итого для выдачи 984,9 3170 2098,5 4570 3142 4839 6225,4 12579

мощности

электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей

и снятия сетевых ограничений

67. ПС 500 кВ Западная, - 1000 - - - 1000 - 2000 для повышения

АТ 500/220 кВ надежности

Т 220/20 кВ - 126 - - - - - 126 электроснабжения

с заходами ВЛ 500 кВ 0,2 - - - - - 0,2 - потребителей

Белый Раст - Очаково, Московской

с заходами ВЛ 220 кВ 0,4 - - - - - 0,4 - энергосистемы

две цепи КЛ 220 кВ 13 - - - - - 13 -

Западная - Герцево

68. ПС 500 кВ Очаково, -"-

комплексная

реконструкция,

АТ 500/220 кВ, - 2000 - - - - - 2000

АТ 220/110 кВ, - 1250 - - - - - 1250

Т 220/10 кВ - 400 - - - - - 400

69. ПС 500 кВ -"-

Бескудниково,

комплексная

реконструкция,

АТ 500/220 кВ, - 2000 - - - - - 2000

АТ 220/110 кВ, - 400 - - - - - 400

Т 220/10 кВ - 400 - - - - - 400

70. ПС 500 кВ Чагино, -"-

комплексная

реконструкция,

АТ 500/220 кВ, - 1000 - - - - - 1000

АТ 220/10 кВ, - 200 - - - - - 200

АТ 220/110 кВ - 1000 - - - - - 1000

71. ПС 500 кВ Ногинск, -"-

комплексная

реконструкция,

АТ 500/220 кВ, - - - 1002 - - - 1002

АТ 500/110 кВ, - - - 500 - - - 500

АТ 220/110 кВ - - - 500 - - - 500

72. ПС 500 кВ Пахра, -"-

комплексная

реконструкция,

АТ 500/220 кВ, - 1002 - - - - - 1002

АТ 500/110 кВ, - 500 - - - - - 500

АТ 220/110 кВ - 500 - - - - - 500

73. ПС 500 кВ Трубино, для повышения

комплексная надежности

реконструкция, электроснабжения

АТ 500/220 кВ, - - - 1602 - - - 1602 потребителей

АТ 220/110 кВ - - - 750 - - - 750 Московской

энергосистемы и

г. Москвы

74. Автотрансформатор - 501 - - - - - 501 для повышения

связи (500/220 кВ) на надежного

ОРУ Каширской ГРЭС электроснабжения

потребителей

Московской

энергосистемы и

выдачи мощности

Каширской ГРЭС

75. ПП 500 кВ Ожерелье для повышения

(Кашира) с заходами надежности

ВЛ 500 кВ Чагино - 20 - - - - - 20 - электроснабжения

Михайловская и потребителей

участком ВЛ 750 кВ 10 - - - - - 10 - Московской

отвод - ПП Ожерелье энергосистемы

(включение на 500 кВ)

76. ПС 500 кВ Руднево-2, -"-

АТ 500/220 кВ, - - - 1002 - - - 1002

АТ 220/110 кВ, - - - 500 - - - 500

с заходами ВЛ 500 кВ - - 0,2 - - - 0,2 -

Чагино - Ногинск

и заходами ВЛ 220 кВ - - 0,4 - - - 0,4 -

77. ПС 500 кВ Софьино с - - 1 1002 - - 1 1002 -"-

заходами ВЛ 500 кВ

Дорохово - Меткино

78. ПС 500 кВ Меткино - - 1 1002 - - 1 1002 -"-

с заходами ВЛ 500 кВ

Дорохово - ПП Панино

79. ПС 500 кВ Сити-2 с - - 12 1002 - - 12 1002 -"-

КЛ 500 кВ Очаково -

Сити-2

80. ПС 500 кВ Бутырки с - - 13 1002 - - 13 1002 -"-

КЛ 500 кВ

Бескудниково -

Бутырки

81. ПС 500 кВ Дорохово, -"-

АТ 500/220 кВ, - - - 1002 - - - 1002

АТ 220/110 кВ - - - 400 - - - 400

82. ПС 500 кВ Акулово - - 70 1002 - - 70 1002 -"-

(Сохино) с ВЛ 500 кВ

Акулово - Белый Раст

83. ВЛ 500 кВ Акулово - - 110 - - - 110 - -"-

(Сохино) - Дорохово

84. ПП 500 кВ Панино с - - 40 - - - 40 - -"-

заходами двух ВЛ

500 кВ Чагино - ПП

Ожерелье и Каширская

ГРЭС - Пахра

85. ПС 500 кВ Гжель с ВЛ - - - - 70 1002 70 1002 -"-

500 кВ Ногинск -

Гжель и Гжель - ПП

Панино

86. ПС 500 кВ - - - - 0,4 1002 0,4 1002 -"-

Красноармейск с

заходами ВЛ 500 кВ

Загорская ГАЭС -

Трубино

87. ВЛ 500 кВ - - - - 60 - 60 - -"-

Красноармейск -

Ногинск

88. ВЛ 500 кВ Белый Раст - - - - 60 - 60 - -"-

- Красноармейск

89. ПС 750 кВ Белый Раст, - 500 - - - 250 - 750 -"-

расширение и

реконструкция, АТ

500/110 кВ

90. КЛ 500 кВ Сити-2 - - - - - 10 - 10 - для повышения

Бутырки надежности

электроснабжения

потребителей

г. Москвы

91. ПС 500 кВ - - - - 10 1002 10 1002 -"-

Новокарачарово с КЛ

500 кВ Чагино -

Новокарачарово

92. ПС 500 кВ Звезда, АТ 1 540 - - - - 1 540 для электро-

500/110 кВ с заходами снабжения

ВЛ 500 кВ Костромская промышленных

АЭС - Вятка предприятий в

АТ 500/220 кВ - - - 501 - - - 501 г. Шарья и повы-

шения надежности

электроснабжения

восточной части

Костромской

энергосистемы

93. ПС 500 кВ Свиблово с - - - - 10 1002 10 1002 для повышения

КЛ 500 кВ ТЭЦ-27 - надежности

Свиблово электроснабжения

потребителей

г. Москвы

94. ПС 500 кВ - 250 - - - - - 250 для повышения

Воронежская, надежности

АТ 500/110 кВ электроснабжения

потребителей

г. Воронежа,

создание второго

опорного пункта

питания

95. Участок ВЛ 500 кВ 30 - - - - - 30 - для повышения

Нововоронежская надежности

АЭС - Липецкая электроснабжения

потребителей

Липецкой

энергосистемы и

выдачи мощности

Нововоронежской

АЭС

96. ВЛ 500 кВ Костромская 281,6 501 - - - - 281,6 501 для повышения

ГРЭС - Нижегородская надежности

с ПС 500 кВ Нижего- электроснабжения

родская с заходами ВЛ потребителей

500 кВ, 220 кВ Нижегородской

энергосистемы и

выдачи мощности

Костромской ГРЭС

97. ПС 330 кВ Фрунзенская 25,5 395 - - - - 25,5 395 для повышения

с заходами ВЛ 330 кВ надежности

Южная - Белгород электроснабжения

потребителей

Белгородской

энергосистемы

98. ПС 500 кВ Протва - 1002 - - - - - 1002 для

электроснабжения

промышленных

потребителей

Калужской области

99. Две ВЛ 500 кВ Протва 100 - - - - - 100 - -"-

- Калужская

100. ВЛ 500 кВ Протва - - - 100 - - - 100 - -"-

Дорохово

101. ПС 750 кВ - - - 668 - - - 668 для повышения

Волоколамск, надежности

АТ 500/220 кВ электроснабжения

потребителей

Московской

энергосистемы

102. ПС 750 кВ для повышения

Белозерская, надежности

расширение, электроснабжения

АТ 750/500 кВ, - - - 1251 - - - 1251 потребителей

АТ 500/220 кВ - 1002 - - - - - 1002 Череповецкого

узла

103. Расширение ПС 500 кВ - - - 501 - - - 501 для повышения

Вологда, АТ 500/220 надежности

кВ электроснабжения

потребителей

Вологодской

энергосистемы

104. ПС 330 кВ Бежецк - - 114 480 - - 114 480 для повышения

(перевод на 330 кВ, надежности

АТ 330/220 кВ) с электроснабжения

ВЛ 330 кВ Калининская потребителей

АЭС - Бежецк Костромской

энергосистемы

105. ПС 330 кВ Чернянская - - - - 10 400 10 400 для повышения

с заходами ВЛ 330 кВ надежности

Металлургическая - электроснабжения

Валуйки и присоединения

новых

потребителей

Белгородской

энергосистемы

106. ВЛ 330 кВ - - - - 15 - 15 - -"-

Металлургическая -

Чернянская

107. Две ВЛ 500 кВ от ПС - - - - 254 - 254 - для распределения

ПТ +/- 750 кВ мощности от

Тамбовская передачи

постоянного тока

108. Четыре ВЛ 500 кВ от - - - - 600 - 600 - -"-

ПС ПТ +/- 750 кВ

Михайловская

109. ПС 500 кВ ВМЗ с - - 60 668 - - 60 668 для повышения

заходами ВЛ 500 кВ надежности

Нововоронежская АЭС - электроснабжения

Воронежская и потребителей

Нововоронежская АЭС - Воронежской и

Липецкая на ПС ВМЗ Липецкой

энергосистем

110. ПС 500 кВ Радуга-2 - - 2 750 - - 2 750 для повышения

(АТ 500/110 кВ - надежности

3 х 250 МВА) с электроснабжения

заходами ВЛ 500 кВ потребителей

Радуга - Нижегородской

Владимирская энергосистемы

111. ВЛ 500 кВ Радуга-2 - - - 150 - - - 150 - -"-

Владимирская

112. Расширение ПС 500 кВ - 500 - - - - - 500 -"-

Радуга АТ 500/110 кВ

113. Расширение ПС 500 кВ - - - 250 - - - 250 -"-

Луч АТ 500/110 кВ

Итого для повышения 481,7 16969 673,6 17337 1099,4 5658 2254,7 39464

надежности

электроснабжения

потребителей и снятия

сетевых ограничений

Всего 1466,6 20139 2772,1 21907 4241,4 10497 8480,1 52543

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 4

Электросетевые объекты энергозоны Юга

┌───────────────────────────┬─────────────────┬────────────────┬────────────────┬────────────────┬─────────────────┐

│ Электросетевые объекты │ 2006 - 2010 годы│2011 - 2015 годы│2016 - 2020 годы│2006 - 2020 годы│ Назначение │

│ ├─────────┬───────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┤ объекта │

│ │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │ │

│ │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ │

│ │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │ │

└───────────────────────────┴─────────┴───────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────────────┘

Для выдачи мощности электростанций

1. ВЛ 500 кВ 429 1002 - - - - 429 1002 выдача мощности

Волгодонская АЭС - блока N 2

Невинномысск с Ростовской АЭС

ПС 500/330 кВ (1000 МВт)

Невинномысск с

заходами ВЛ 330 кВ

Невинномысская ГРЭС -

Владикавказ и ВЛ

330 кВ Ставрополь -

ГЭС-4

2. ВЛ 500 кВ - - 350 - - - 350 - выдача мощности

Волгодонская АЭС - блока N 3

Тихорецк Ростовской АЭС

(1150 МВт)

3. ВЛ 500 кВ - - - - 280 - 280 - выдача мощности

Волгодонская АЭС - блока N 4

Ростов Ростовской АЭС

(1150 МВт)

4. ВЛ 220 кВ 160,5 - - - - - 160,5 - выдача мощности

Волгодонская АЭС - Ростовской АЭС

Сальск с расширением

ПС 220 кВ Сальск

5. Заходы ВЛ 500 кВ - - 100 - - - 100 - выдача мощности

Ставропольская ГРЭС Лабинской ГАЭС

- Центральная на (600 МВт)

Лабинскую ГАЭС

6. ВЛ 500 кВ Моздок - - - - - 300 1002 300 1002 выдача мощности

Буйнакск с ПС каскада ГЭС на

500/330 кВ Буйнакск р. Андийское

и расширением ПС 500 Койсу

кВ Моздок (Агвалийская и

Инхойская ГЭС)

(420 МВт)

7. ВЛ 330 кВ 40 - - - - - 40 - выдача мощности

Зеленчукская ГЭС- Зеленчукской

ГАЭС - Черкесск ГЭС-ГАЭС (160 МВт

и 140 МВт)

8. ПС 330 кВ Алагир с - - - 250 - - - 250 выдача мощности

заходами ВЛ 330 кВ Зарамагской ГЭС

Нальчик - (352 МВт)

Владикавказ

9. ВЛ 330 кВ - - 110 - - - 110 - выдача мощности

Агвалийская ГЭС - РП Агвалийской

Буйнакск с РП 330 кВ (Андийской) ГЭС

Буйнакск (220 МВт)

10. Заходы ВЛ 330 кВ - - 3 - - - 3 - -"-

Ирганайская ГЭС -

Чирюрт на РП 330 кВ

Буйнакск

11. Заходы ВЛ 330 кВ - - - - 10 - 10 - выдача мощности

Агвалийская ГЭС - РП Инхойской ГЭС

Буйнакск на (200 МВт)

Инхойскую ГЭС

12. Заходы ВЛ 500 кВ - - - - 44 - 44 - выдача мощности

Центральная - Ингури Мостовской ТЭС

ГЭС на Мостовскую (800 МВт)

ТЭС (Краснодарскую)

13. ВЛ 220 кВ - - 80 - - - 80 - выдача мощности

Новороссийская ТЭС - Новороссийской

Крымская-II ТЭС (400 МВт)

14. Заходы ВЛ 220 кВ - - 10 - - - 10 - -"-

Кирилловская -

Восточная на

Новороссийскую ТЭС

15. Двухцепная ВЛ 220 кВ - - - - 40 - 40 - выдача мощности

Мостовская ТЭС Мостовской ТЭС

(Краснодарская) - (800 МВт)

ПС Мостовская

16. Двухцепная ВЛ 220 кВ - - - - 160 - 160 - -"-

Мостовская ТЭС

(Краснодарская) -

Курганная

17. Двухцепная ВЛ 220 кВ 124 - - - - - 124 - выдача мощности

Астраханская ТЭЦ-2 - Астраханской ТЭЦ-

Газовая 2 (ввод первой

ПГУ-400)

18. Двухцепная ВЛ 220 кВ 57,6 - - - - - 57,6 - -"-

Астраханская ТЭЦ-2 -

Баррикадная

19. ВЛ 500 кВ - - 20 - - - 20 - выдача мощности

Астраханская ТЭЦ-2 - Астраханской ТЭЦ-

Астрахань 2 (ввод второй

ПГУ-400)

20. Заходы ВЛ 220 кВ 7 - - - - - 7 - выдача мощности

Дагомыс - Псоу на Сочинской ТЭЦ

ОРУ 220 кВ Сочинской

ТЭЦ

Итого для выдачи 818,1 1002 673 250 834 1002 2325,1 2254

мощности

электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей

и снятия сетевых ограничений

21. ВЛ 500 кВ Фроловская 443,4 668 - - - - 443,4 668 усиление

- Ростовская с ПС 500 электрической

кВ Ростовская и связи между

расширением ПС Волгоградской и

500 кВ Шахты Ростовской

энергосистемами

22. ВЛ 500 кВ - - 265 668 - - 265 668 усиление

Невинномысск - электрической

Моздок с ПС 500 кВ сети ОЭС Юга в

Моздок направлении

Дагестанской и

Северокавказской

энергосистем

23. ВЛ 500 кВ Ростовская - - 260 668 - - 260 668 повышение

- Брюховецкая с ПС пропускной

500 кВ Брюховецкая и способности

заходами ВЛ 500 кВ электрической

Тихорецк - Крымская сети между

Ростовской и

Кубанской

энергосистемами

24. ВЛ 500 кВ Астрахань - - - - - 450 - 450 - усиление

Моздок электрической

связи между

северной и южной

частями

ОЭС Юга

25. ВЛ 500 кВ Южная - - - - - - - - - усиление

Астрахань с ПС 500 электрической

кВ Астрахань сети 500 кВ

(перевод на Астраханской

номинальное энергосистемы

напряжение)

(2011 - 2015 годы)

26. ВЛ 330 кВ Моздок - 280 250 - - - - 280 250 повышение

Артем с ПС 330 кВ пропускной

Артем с заходами ВЛ способности

330 кВ Чирюрт - электрической

Махачкала сети 330 кВ между

Дагестанской

энергосистемой и

остальной частью

ОЭС Юга.

Повышение

надежности

экспорта

электроэнергии в

Азербайджан и

создание условий

для увеличения

его объема

27. ВЛ 500 кВ Тихорецк - 297 668 - - - - 297 668 повышение

Крымская с ПС 500 кВ надежности

Крымская и заходами электроснабжения

ВЛ 220 кВ юго-западного

района

Краснодарской

энергосистемы и

города

Новороссийска

28. ВЛ 500 кВ Ростовская - - 87,8 - - - 87,8 - повышение

- Шахты надежности

электроснабжения

потребителей

Ростовской

энергосистемы

29. ВЛ 500 кВ Крымская - - - 170 - - - 170 - повышение надеж-

Центральная ности электро-

снабжения юго-

западного района

Краснодарской

энергосистемы

30. ПС 500 кВ - - - 668 - - - 668 повышение

Черноморская с надежности

определением ее электроснабжения

привязки к сети 220 потребителей

кВ и переводом ВЛ Сочинского

Центральная - энергоузла

Черноморская на

напряжение 500 кВ

31. ВЛ 500 кВ - - 109 - - - 109 - повышение

Ставропольская ГРЭС надежности

- Невинномысск электроснабжения

потребителей

Ставропольской

энергосистемы

32. Установка второго АТ - - - - - 501 - 501 -"-

на ПС 500 кВ

Фроловская

33. ВЛ 330 кВ - - 68 - - - 68 - повышение

Ирганайская ГЭС - надежности работы

Чирюрт основной сети

330 кВ

Дагестанской

энергосистемы и

надежности выдачи

мощности

Ирганайской ГЭС

34. ВЛ 330 кВ Нальчик - - - 141 - - - 141 - повышение

Владикавказ-II надежности

электроснабжения

потребителей

Республик

Северная Осетия -

Алания и

Ингушетия,

Чеченской

Республики

35. ПС 330 кВ Кисловодск - - - 250 - - - 250 повышение

с заходами ВЛ 330 кВ надежности

Черкесск - Баксан электроснабжения

потребителей

курортной зоны

г. Кисловодска

36. ПС 330 кВ Кизляр с - - - 125 - - - 125 повышение

заходами ВЛ 330 кВ надежности

Буденновск - Чирюрт электроснабжения

потребителей

г. Кизляр

37. ПС 330 кВ Кропоткин, - - - 200 - - - 200 электроснабжение

установка 2-го АТ потребителей

г. Кропоткин

38. ПС 330 кВ Грозный, - 250 - - - - - 250 электроснабжение

установка 2-го АТ потребителей

г. Грозный

39. ПС 330 кВ - - - 125 - - - 125 повышение

Благодарная, надежности

установка 2-го АТ электроснабжения

потребителей

Ставропольской

энергосистемы

40. Установка 2-го АТ - - - 125 - - - 125 -"-

330/110 кВ на ПС 500

кВ Буденновск

Итого для повышения 1020,4 1836 1100,8 2829 450 501 2571,2 5166

надежности

электроснабжения

потребителей и

снятия сетевых

ограничений

Всего 1838,5 2838 1773,8 3079 1284 1503 4896,3 7420

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 5

Электросетевые объекты энергозоны Средней Волги

┌───────────────────────────┬─────────────────┬────────────────┬────────────────┬────────────────┬─────────────────┐

│ Электросетевые объекты │ 2006 - 2010 годы│2011 - 2015 годы│2016 - 2020 годы│2006 - 2020 годы│ Назначение │

│ ├─────────┬───────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┤ объекта │

│ │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │ │

│ │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ │

│ │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │ │

└───────────────────────────┴─────────┴───────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────────────┘

Для выдачи мощности электростанций

1. ВЛ 220 кВ 26 - - - - - 26 - для усиления

Балаковская АЭС - РП схемы выдачи

Центральная (третья мощности блока

цепь) N 1 Балаковской

АЭС (1000 МВт)

2. ПС 220 кВ Западная - 400 - - - - - 400 для выдачи

мощности

Ульяновских ТЭЦ-

1, 2, 3, а также

для повышения

надежности

электроснабжения

потребителей

г. Ульяновска

3. Достройка участка ВЛ 20 - - - - - 20 - для выдачи

220 кВ Ульяновская мощности

ТЭЦ-2 - Ульяновская Ульяновских

до ПС 220 кВ ТЭЦ-1, 2, 3

Западная и перевод

ее на номинальное

напряжение

4. ВЛ 220 кВ Западная - - - 103 - - - 103 - -"-

Барыш

5. ВЛ 220 кВ - - 15 - - - 15 - для выдачи

Чебоксарская ТЭЦ-2 мощности

- Катраси Чебоксарской

ТЭЦ-2

6. ВЛ 220 кВ ТЭЦ ВАЗ - - - - - 40 - 40 - для выдачи

Промкомзона - Азот мощности

ТЭЦ ВАЗ

7. ВЛ 220 кВ Чигашево - - - - - 104 - 104 - для выдачи

Помары мощности

ТЭЦ

г. Йошкар-Олы

Итого для выдачи 46 400 118 - 144 - 308 400

мощности

электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей

и снятия сетевых ограничений

8. ПС 500 кВ 1 1068 - - 1 801 2 1869 для повышения

Красноармейская с надежности

заходами на нее ВЛ электроснабжения

500 кВ Балаковская потребителей

АЭС - Куйбышевская Самарской

энергосистемы,

обеспечение

возможности

присоединения

потребителей, для

разгрузки ПС 500

кВ Куйбышевская

9. ВЛ 500 кВ 206,2 - - - - - 206,2 - для надежного

Балаковская АЭС - электроснабжения

Курдюм потребителей

правобережной

части Саратовской

энергосистемы и

г. Саратова

10. ПС 500 кВ Кама с 5,4 668 - - - - 5,4 668 для

заходами ВЛ 500 кВ электроснабжения

Нижнекамская ГЭС - развивающейся

Удмуртская особой

экономической

зоны Татарской

энергосистемы в

районе г. Елабуги

11. ВЛ 500 кВ - - 160 - - - 160 - для усиления

Балаковская АЭС - внутренних

Ключики электрических

связей ОЭС

Средней Волги, а

также для выдачи

мощности

Саратовской ГЭС и

Балаковской АЭС в

ремонтных и

аварийных схемах

12. Установка второго - - - 501 - - - 501 для повышения

АТ 500/220 кВ на ПС надежности

Пенза-II электроснабжения

потребителей

Пензенского

энергоузла

13. Установка второго АТ - - 12 801 - - 12 801 для обеспечения

500/220 кВ на ПС возможности

Азот с заходами ВЛ подключения новых

500 кВ Жигулевская потребителей (в

ГЭС - Куйбышевская том числе

на ПС Азот металлургического

завода в

г. Тольятти)

14. ВЛ 500 кВ Ключики - - - 200 - - - 200 - для усиления

Пенза-II электрических

связей ОЭС

Средней Волги, а

также для повыше-

ния надежности

электроснабжения

потребителей

Пензенского

энергоузла

15. ПС 500 кВ Казань с - - - - 80 668 80 668 для повышения

заходами на нее ВЛ надежности

500 кВ Помары - электроснабжения

Удмуртская потребителей

Казанского

энергоузла

Итого для повышения 213 1736 372 1302 81 1469 666 4507

надежности

электроснабжения

потребителей и

снятия сетевых

ограничений

Всего 259 2136 490 1302 225 1469 974 4907

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 6

Электросетевые объекты энергозоны Урала

┌───────────────────────────┬─────────────────┬────────────────┬────────────────┬────────────────┬─────────────────┐

│ Электросетевые объекты │ 2006 - 2010 годы│2011 - 2015 годы│2016 - 2020 годы│2006 - 2020 годы│ Назначение │

│ ├─────────┬───────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┤ объекта │

│ │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │ │

│ │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ │

│ │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │ │

└───────────────────────────┴─────────┴───────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────────────┘

Для выдачи мощности электростанций

1. Заходы ВЛ 500 кВ - - 150 - - - 150 - для выдачи

Южная - Шагол на мощности блока

Белоярскую АЭС-2 N 4 Белоярской

АЭС-2 (880 МВт)

2. ВЛ 500 кВ Белоярская - - 160 - - - 160 - -"-

АЭС-2 - Емелино

3. Заходы ВЛ 220 кВ - - 14 - - - 14 - -"-

Белоярская АЭС -

Окунево на

Белоярскую АЭС-2,

заходы ВЛ 220 кВ

Белоярская АЭС -

Каменская на

Белоярскую АЭС-2

4. Заходы ВЛ 500 кВ - - - - 120 - 120 - для выдачи

Шагол - Козырево на мощности Южно-

Южно-Уральскую АЭС Уральской АЭС

(4600 МВт)

5. ВЛ 500 кВ Южно- - - - - 80 - 80 - -"-

Уральская АЭС -

Дубровка

6. ВЛ 500 кВ Южно- - - - - 115 - 115 - -"-

Уральская АЭС -

Миасс

7. ВЛ 500 кВ Южно- - - - - 115 - 115 - -"-

Уральская АЭС -

Златоуст

8. ВЛ 500 кВ Южно- - - - - 200 - 200 - -"-

Уральская АЭС -

Емелино

9. ВЛ 220 кВ ПГУ в 320 - - - - - 320 - для выдачи

Тарко-Сале - Тарко- мощности ПГУ в

Сале (4 цепи) Тарко-Сале

10. Заходы ВЛ 220 кВ - - 80 - - - 80 - -"-

Тарко-Сале - Уренгой

на ПГУ в Тарко-Сале

11. ВЛ 220 кВ ПГУ в - - 60 - - - 60 - -"-

Тарко-Сале -

Северная

12. Достройка двухцепной - - 14 - - - 14 - -"-

ВЛ 220 кВ ПГУ в

Тарко-Сале -

Северная

13. Двухцепная ВЛ 220 кВ - - 120 - - - 120 - -"-

ПГУ в Тарко-Сале -

Северная

14. ВЛ 220 кВ ПГУ в - - 142 - - - 142 - -"-

Тарко-Сале - Уренгой

15. Двухцепная ВЛ 220 кВ - - 10 - - - 10 - -"-

Северная -

Тарасовская

16. Заходы ВЛ 500 кВ - - 150 - - - 150 - -"-

Холмогоры - Тарко-

Сале на ПГУ в Тарко-

Сале

17. Заходы ВЛ 220 кВ 8 - - - - - 8 - для выдачи

Вандмтор - Ильково мощности ПГУ-400

на Няганьскую ТЭС Няганьской ТЭС

18. Заходы ВЛ 500 кВ - - 10 - - - 10 - для выдачи

Ильково - Луговая на мощности 2-х ПГУ-

Няганьскую ТЭС 400 Няганьской

ТЭС

19. Две ВЛ 220 кВ - - 310 - - - 310 - для выдачи

Няганьская ТЭС - мощности

Картопья Няганьской ТЭС

20. Две ВЛ 220 кВ 20 - - - - - 20 - для выдачи

Новобогословская мощности

ТЭЦ - БАЗ Новобогословской

ТЭЦ

21. Две ВЛ 220 кВ - - 20 - - - 20 - -"-

Новобогословская

ТЭЦ - Краснотурьинск

22. ВЛ 220 кВ - - 45 - - - 45 - -"-

Новобогословская

ТЭЦ - Сосьва

23. Две ВЛ 220 кВ Новая - - 40 - - - 40 - для выдачи

ТЭЦ в Березниках - мощности блоков

Титан N 1 - 4 Новой ТЭЦ

в Березниках

(400 МВт)

24. ВЛ 220 кВ Новая ТЭЦ - - 20 - - - 20 - -"-

в Березниках -

Космос

25. Двухцепная ВЛ 220 кВ 160 - - - - - 160 - для выдачи

Уренгойская ГРЭС - мощности

Уренгой (с заходами) Уренгойской ГРЭС

26. Заходы ВЛ 220 кВ - - 160 - - - 160 - для выдачи

Уренгой - Пангоды на мощности

Уренгойскую ГРЭС Уренгойской ТЭС-2

27. ВЛ 500 кВ - - 271 - - - 271 - -"-

Уренгойская ГРЭС -

Тарко-Сале

28. ВЛ 220 кВ Нижневар- 30 - - - - - 30 - дополнительный

товская ГРЭС - объект для выдачи

Космос и мощности блока

Нижневартовская ГРЭС N 2 Нижневартов-

- Мираж (с ской ГРЭС

использованием

существующих ВЛ

220 кВ

Нижневартовская ГРЭС

- Космос - Мираж и

Нижневартовская ГРЭС

- Мираж)

29. ВЛ 500 кВ 50 - - - - - 50 - для выдачи

Нижневартовская ГРЭС мощности блока

- Белозерная N 3

Нижневартовской

ГРЭС (800 МВт)

30. ВЛ 500 кВ - - 50 - - - 50 - для выдачи

Нижневартовская ГРЭС мощности блока

- Кустовая N 4

Нижневартовской

ГРЭС (800 МВт)

31. ВЛ 500 кВ Сургутская 150 - - - - - 150 - для выдачи

ГРЭС-2 - мощности блоков

Магистральная N 7, 8 Сургутской

ГРЭС-2 (800 МВт)

32. ВЛ 220 кВ Тюменская 11,2 - - - - - 11,2 - для выдачи

ТЭЦ-1 - Тюменская мощности

ТЭЦ-2 Тюменской ТЭЦ-1

33. ПС 500 кВ Беркут - - - 501 - - - 501 для выдачи

мощности

Тюменской ТЭЦ-2

(450 МВт)

34. Заходы ВЛ 220 кВ - - 20 - - - 20 - -"-

Заводоуковск -

Голышманово в ОРУ

220 кВ ПС Беркут

35. ВЛ 220 кВ - - 25 - - - 25 - для выдачи

Нижнетуринская ГРЭС мощности

- Качканар Нижнетуринской

ГРЭС

36. Две ВЛ 220 кВ - - 160 - - - 160 - -"-

Нижнетуринская ГРЭС

- Тагил

37. ВЛ 500 кВ Рефтинская - - 100 - - - 100 - для выдачи

ГРЭС - Шиловская мощности

Рефтинской ГРЭС

(660 МВт)

38. ВЛ 500 кВ Троицкая - - 300 - - - 300 - для выдачи

ГРЭС - Приваловская мощности Троицкой

ГРЭС (660 МВт)

39. ВЛ 500 кВ Троицкая - - 187 - - - 187 - -"-

ГРЭС - Урал

40. Заходы второй цепи 1 - - - - - 1 - для выдачи

ВЛ 220 кВ Козырево - мощности

Новометаллургическая Челябинской

в ОРУ 220 кВ ТЭЦ-3

Челябинской ТЭЦ-3

41. ВЛ 220 кВ 6 - - - - - 6 - -"-

Челябинская ТЭЦ-3 -

Новометаллургическая

42. Переключение ВЛ 220 8 - - - - - 8 - для выдачи

кВ Южно-Уральская мощности Южно-

ГРЭС - Шагол-2, Уральской ГРЭС

Южно-Уральская ГРЭС

- Троицкая ГРЭС на

новое ОРУ 500/220

кВ, строительство

двух цепей связи ВЛ

220 кВ с новым ОРУ

500/220 кВ

43. Заходы ВЛ 220 кВ - - 10 - - - 10 - для выдачи

Краснотурьинск - мощности

Сосьва на Серовскую Серовской ГРЭС

ГРЭС

44. Заходы ВЛ 500 кВ - - 2 - - - 2 - -"-

Сосьва - БАЗ на

Серовскую ГРЭС

45. ВЛ 220 кВ Кировская - - - - 84 - 84 - для выдачи

ТЭЦ-5 Котельнич мощности

Кировской ТЭЦ-5

Итого для выдачи 764,2 - 2630 501 714 - 4108,2 501

мощности

электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей

и снятия сетевых ограничений

46. ВЛ 500 кВ Курган - 280 - - - - - 280 - усиление

Козырево межсистемной

электрической

связи Сибирь -

Урал. Повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

Курганской и

Челябинской

энергосистем

47. ПС 500 кВ Северная - - - - - 515 - 515 - усиление

Вятка межсистемной

электрической

связи Урал -

Центр. Повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

Кировской

энергосистемы

48. ПС 500 кВ Емелино с 6 1002 - - - - 6 1002 повышение

заходами ВЛ 500 кВ надежности

Южная - Воткинская электроснабжения

ГЭС и заходами ВЛ потребителей

220 кВ Первоуральского

энергоузла

Свердловской

энергосистемы

49. ВЛ 500 кВ Северная - 199,8 501 - - - - 199,8 501 повышение

БАЗ с расширением ПС надежности

500 кВ БАЗ (второй электроснабжения

АТ) потребителей

Серово-

Богословского

энергоузла

Свердловской

энергосистемы

50. ПС 500 кВ Сосьва с 2 501 - 667 - - 2 1168 -"-

заходами ВЛ 500 кВ

Тагил - БАЗ

51. ПС 500 кВ - - - 250 - - - 250 повышение

Приваловская надежности

(второй АТ 500/110 электроснабжения

кВ) потребителей

Саткинско-

Златоустовского

энергоузла

Челябинской

энергосистемы

52. ПС 500 кВ Газовая - 501 - - - - - 501 повышение

(второй АТ 500/220 надежности

кВ) электроснабжения

потребителей

Оренбургской

энергосистемы

53. ПС 500 кВ Маян с - - 12,4 250 - - 12,4 250 повышение

заходами ВЛ надежности

Рефтинская ГРЭС - электроснабжения

Тюмень потребителей

Восточного

энергоузла

Свердловской

энергосистемы

54. ПС 500 кВ Шиловская - - 16 1002 - - 16 1002 повышение

с заходами ВЛ надежности

Рефтинская ГРЭС - электроснабжения

Южная потребителей

г. Екатеринбурга

55. ПС 500 кВ Амет с 8 501 - - - - 8 501 электроснабжение

заходами ВЛ нового

Кропачево - Уфимская производства

Ашинского

металлургического

завода

56. ПС 500 кВ Ельничная - - - - 20 1602 20 1602 повышение

с заходами ВЛ Южная надежности

- Тагил электроснабжения

потребителей

Первоуральского

энергоузла

Свердловской

энергосистемы

57. ПС 500 кВ Исеть с - - - - 2 1002 2 1002 повышение

заходами ВЛ надежности

Рефтинская - электроснабжения

Козырево потребителей

Каменского

энергоузла

Свердловской

энергосистемы

58. ПС 500 кВ Катаба с - - - - 44 1002 44 1002 повышение

заходами ВЛ Тагил - надежности

Калино электроснабжения

потребителей

Тагильского

энергоузла

Свердловской

энергосистемы

59. ПС 500 кВ Дубровка с - - - - 10 1602 10 1602 повышение

заходами ВЛ Троицкая надежности

- Шагол электроснабжения

потребителей

г. Челябинска

60. ПС 500 кВ Миасс с - - - - 10 1002 10 1002 повышение

заходами ВЛ надежности

Челябинская - электроснабжения

Златоуст потребителей

Саткинско-

Златоустовского

энергоузла

Челябинской

энергосистемы

61. ПС 500 кВ Урал с - - - - 2 1602 2 1602 повышение

заходами ВЛ надежности

Ириклинская ГРЭС - электроснабжения

Магнитогорск потребителей

Магнитогорского

энергоузла

Челябинской

энергосистемы

62. ПС 500 кВ - - - - 12 1002 12 1002 повышение

Преображенская с надежности

заходами ВЛ Газовая электроснабжения

- Красноармейская потребителей

Оренбургской

энергосистемы

63. ПС 500 кВ - - - - - 1002 - 1002 повышение

Новотроицкая надежности

электроснабжения

потребителей

Оренбургской

энергосистемы

64. ПС 500 кВ Котельнич - - - - 34 1002 34 1002 повышение

с заходами ВЛ Вятка надежности

- Звезда электроснабжения

потребителей

Кировской

энергосистемы

65. ПС 500 кВ Журавлиная - - - - 50 1002 50 1002 повышение

с заходами ВЛ надежности

Буйская - Калино электроснабжения

потребителей

Пермской

энергосистемы

66. ВЛ 500 кВ Холмогоры 208 668 - - - - 208 668 повышение

- Муравленковская - надежности

Тарко-Сале с ПС 500 электроснабжения

кВ Муравленковская потребителей

Северного и

Ноябрьского

энергоузлов

Тюменской

энергосистемы

67. ВЛ 500 кВ Луговая - - - - - - - - - повышение

Ильково (перевод на надежности

номинальное электроснабжения

напряжение) потребителей

(2007 - 2010 гг.) Урайского и

Няганьского

энергоузлов

Тюменской

энергосистемы

68. ПС 500 кВ Тюмень - 1169 - - - - - 1169 повышение

(комплексная надежности

реконструкция) электроснабжения

потребителей

Тюменской

энергосистемы

69. ПС 500 кВ Демьянская - 1169 - - - - - 1169 повышение

(комплексная надежности

реконструкция) электроснабжения

потребителей

70. ВЛ 500 кВ Холмогоры 185,3 - - - - - 185,3 - повышение

- Тарко-Сале надежности

(комплексная электроснабжения

реконструкция) потребителей

Северного и

Ноябрьского

энергоузлов

Тюменской

энергосистемы

71. ПС 500 кВ Белозерная - 501 - - - - - 501 повышение

(вывод из надежности

консервации АТГ N 3 электроснабжения

500/220 кВ) потребителей

72. ПС 500 кВ 44 1169 - - - - 44 1169 повышение

Кирилловская надежности

(Когалым) с заходами электроснабжения

ВЛ 500 кВ Сургутская потребителей

ГРЭС-2 - Когалымского

Холмогорская и энергоузла,

заходами ВЛ 220 кВ усиление транзита

Моховая - Когалым Сургут - Северные

районы Тюменской

области

73. ВЛ 220 кВ (в 191 - - - - - 191 - повышение

габаритах 500 кВ) надежности

Уренгой - Тарко-Сале электроснабжения

(комплексная потребителей

реконструкция) Северного и

Ноябрьского

энергоузлов

Тюменской

энергосистемы

74. ПС Кирпичниково с 110 1169 - - - - 110 1169 повышение

заходами ВЛ 500 кВ надежности

Сургутская ГРЭС-2 - электроснабжения

Ильково и заходами потребителей

ВЛ 220 кВ Сомкинская Сургутского

- Пимская, энергоузла

Сомкинская - Контур, Тюменской

строительство ВЛ энергосистемы

500 кВ Сомкинская -

Кирпичниково

75. ПС 500 кВ Пыть-Ях - 501 - - - - - 501 повышение

АТГ N 3 500/220 кВ надежности

электроснабжения

потребителей

Нефтеюганского

энергорайона

Тюменской

энергосистемы

76. ПС 500 кВ - 501 - - - - - 501 повышение

Трачуковская надежности

АТГ N 3 500/220 кВ электроснабжения

потребителей

Нижневартовских

электросетей

Тюменской

энергосистемы

77. ПС 500 кВ - 501 - - - - - 501 повышение

Холмогорская надежности

АТГ N 3 500/220 кВ электроснабжения

потребителей

Ноябрьских

электросетей

Тюменской

энергосистемы

78. ПС 500 кВ - 501 - - - - - 501 повышение

Магистральная надежности

АТГ N 3 500/220 кВ электроснабжения

потребителей

Нефтеюганского

энергорайона

Тюменской

энергосистемы

79. ПС 500 кВ Нелым - - - - - - - - нормализация

УШР 180 МВАр (2007 - напряжения в

2010 годы) электрической

сети

80. ПС 500 кВ Луговая - 501 - - - - - 501 повышение

АТГ N 2 надежности

электроснабжения

потребителей

Урайского и

Няганьского

энергоузлов

Тюменской

энергосистемы

81. ПС 500 кВ Тарко-Сале - 501 - - - - - 501 повышение

АТГ N 2 надежности

электроснабжения

потребителей

Ноябрьского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

82. ПС 500 кВ Сомкинская - 501 - - - - - 501 повышение

АТГ N 3 надежности

электроснабжения

потребителей

Сургутского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

83. ВЛ 500 кВ 150 - - - - - 150 - повышение

Кирилловская - надежности

Трачуковская электроснабжения

потребителей

Когалымского и

Ноябрьского

энергоузлов

Тюменской

энергосистемы

84. ПС 500 кВ Иртыш - - - 501 - - - 501 повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

Тобольского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

85. ПС 500 кВ Ишим - - - 501 - - - 501 повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

Ишимского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

86. ВЛ 500 кВ Белозерная - - 110 - - - 110 - повышение

- Радужная надежности

электроснабжения

потребителей

Нижневартовского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

87. ВЛ 500 кВ Сургутская 120 - - - - - 120 - повышение

ГРЭС-2 - надежности

Трачуковская электроснабжения

потребителей

Когалымского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

88. ПС 500 кВ Радужная - - - 1002 - - - 1002 повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

Нижневартовского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

89. ПС 500 кВ - - 150 1002 - - 150 1002 повышение

Тарасовская с надежности

заходами ВЛ Тарко- электроснабжения

Сале - Холмогорская Тарко-Салинского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

90. ВЛ 500 кВ - - - - 280 - 280 - усиление

Тарасовская - электрической

Радужная сети

500 кВ в связи с

приемом мощности

от Эвенкийской

ГЭС

91. ПС 500 кВ - - - - - 1002 - 1002 -"-

Русскореченская

92. Две ВЛ 500 кВ - - - - 500 - 500 - -"-

Русскореченская -

Тарасовская

93. ПС 500 кВ Надым - - - 1002 - - - 1002 усиление

электроснабжения

потребителей

северных районов

Тюменской

энергосистемы

94. ВЛ 500 кВ Надым - - - 278 - - - 278 - усиление

Уренгойская ГРЭС электроснабжения

потребителей

северных районов

Тюменской

энергосистемы

95. ПС 500 кВ Хантос - - - - - 1002 - 1002 повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

Нефтеюганского

энергорайона

Тюменской

энергосистемы

96. ВЛ 500 кВ Хантос - - - - - 250 - 250 - -"-

Ильково

97. ВЛ 500 кВ Хантос - - - - - 220 - 220 - -"-

Нелым

98. ПС 500 кВ - - - - - 1002 - 1002 -"-

Тайлаковская

99. ВЛ 500 кВ - - - - 200 - 200 - -"-

Нижневартовская ГРЭС

- Тайлаковская

100. ВЛ 500 кВ - - - - 460 - 460 - повышение

Тайлаковская - надежности

Тобольская электроснабжения

Нижневартовского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

101. ПС 500 кВ Обская - - - - - 1002 - 1002 повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

Полярного Урала

102. ВЛ 500 кВ Обская - - - - - 360 - 360 - усиление

Надым электроснабжения

потребителей

северных районов

Тюменской

энергосистемы

103. ПС 500 кВ Тобольская - - - - - 1002 - 1002 повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

Тобольского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

104. Заходы ВЛ 500 кВ - - - - - 20 - 20 повышение

Тюмень - Нелым на ПС надежности

Тобольская электроснабжения

потребителей

Тобольского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

105. ПС 500 кВ Приобская - - - - 20 1002 20 1002 повышение

с заходами ВЛ надежности

Кирпичниково - электроснабжения

Ильково потребителей

Нефтеюганского

энергорайона

Тюменской

энергосистемы

106. ПС 500 кВ Сибирская - - - - - - - - повышение

АТГ N 3 500/220 кВ надежности

электроснабжения

потребителей

Нижневартовского

энергоузла

Тюменской

энергосистемы

107. ВЛ 500 кВ - - - - 150 - 150 - повышение

Холмогорская - надежности

Кирилловская электроснабжения

потребителей

Когалымского и

Ноябрьского

энергоузлов

Тюменской

энергосистемы

Итого для повышения 1504,1 12358 566,4 6177 3159 17832 5229,5 36367

надежности

электроснабжения

потребителей и

снятия сетевых

ограничений

Всего 2268,3 12358 3196,4 6678 3873 17832 9337,7 36868

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 7

Электросетевые объекты энергозоны Сибири

┌───────────────────────────┬─────────────────┬────────────────┬────────────────┬────────────────┬─────────────────┐

│ Электросетевые объекты │ 2006 - 2010 годы│2011 - 2015 годы│2016 - 2020 годы│2006 - 2020 годы│ Назначение │

│ ├─────────┬───────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┤ объекта │

│ │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │ │

│ │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ │

│ │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │ │

└───────────────────────────┴─────────┴───────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────────────┘

Для выдачи мощности электростанций

1. ВЛ 500 кВ Северская - - 35 - 35 - 70 - для выдачи

АЭС - Томская мощности

Северской АЭС

2. ВЛ 500 кВ Северская - - 10 - 10 - 20 - -"-

АЭС - ПС ПТ +/- 500 кВ

Северская

3. ВЛ 500 кВ ПС ПТ +/- 500 - - 35 - 35 - 70 - -"-

кВ Северская -

Томская

4. Заходы ВЛ 500 кВ - - 190 - - - 190 - для выдачи

Томск - Парабель на мощности

Таловскую ТЭС Таловской ТЭС

(1320 МВт)

5. ВЛ 500 кВ Таловская - - 180 - - - 180 - -"-

ТЭС - Томск

6. Заходы ВЛ 500 кВ - - - - 200 - 200 - для выдачи

Камала - Тайшет на мощности Канской

Канскую ТЭС ТЭС (1320 МВт)

7. Две ВЛ 500 кВ - - - - 360 501 360 501 для выдачи

Барабинская ТЭС - мощности

ПС Барабинская с Барабинской ТЭС

расширением ПС 500 кВ (660 МВт)

Барабинская

8. Две ВЛ 500 кВ - - 50 - 50 - 100 - для выдачи

"1" Байкальская ТЭС - мощности

Тулун с расширением Байкальской ТЭС

ОРУ-500 кВ Тулун (660 МВт)

9. ВЛ 220 кВ ПС 32 - - - - - 32 - для выдачи

Новокрасноярская - мощности блоков

Красноярская ТЭЦ-3 N 1 и 2

Красноярской

ТЭЦ-3

(2 x 185 МВт)

10. ВЛ 220 кВ ЦРП - ТЭЦ-3 - - - - 14 - 14 - для выдачи

мощности блока

N 3 Красноярской

ТЭЦ-3

(185 МВт)

11. Заходы ВЛ 220 кВ - - 18 - - - 18 - для выдачи

ТЭЦ-4 - Лузино мощности Омской

(второй цепи) на ТЭЦ-6 (600 МВт)

Омскую ТЭЦ-6

12. Расширение ПС - - - - - 200 - 200 -"-

220 кВ Левобережная

13. Три ВЛ 220 кВ - - - - 30 - 30 - для выдачи

Абагурская ТЭС - мощности

Ферросплавная с Абагурской ТЭС

расширением ПС 220 кВ (660 МВт)

Ферросплавная

14. Третья ВЛ 500 кВ 18 - - - - - 18 - для выдачи

Березовская ГРЭС - мощности блока

Итат N 3 Березовской

ГРЭС-1 (800 МВт)

15. Четвертая ВЛ 500 кВ - - 18 - - - 18 - для выдачи

Березовская ГРЭС - мощности

Итат Березовской

ГРЭС-1

16. Две ВЛ 500 кВ - - - - 60 - 60 - -"-

Кадатская - Итат

17. Заходы ВЛ 500 кВ Итат - - - - 10 - 10 - -"-

- Томск на

ПС Кадатская

18. Заходы ВЛ 500 кВ Итат - - - - 24 - 24 - -"-

- Новоанжерская на ПС

Кадатская

19. ВЛ 220 кВ Харанорская 336 - - - - - 336 - для выдачи

ГРЭС - Маккавеево мощности блока

N 3 Харанорской

ГРЭС (225 МВт)

20. ВЛ 500 кВ Харанорская - - - - 50 - 50 - для выдачи

ГРЭС - Харанорская мощности блока

ТЭС N 4 Харанорской

ГРЭС (660 МВт)

21. ВЛ 500 кВ Чита - - - - - 250 - 250 - -"-

Харанорская ГРЭС

22. ВЛ 220 кВ Томская - - - - - 24 - 24 - для выдачи

ТЭЦ-3 (3 цепь) мощности Томской

ТЭЦ-3

(2 x 185 МВт)

23. Две ВЛ 220 кВ - - - - 20 - 20 - для выдачи

Новозиминская ТЭЦ - мощности

ПС Новозиминская Новозиминской ТЭЦ

24. ВЛ 220 кВ - - - - 130 - 130 - -"-

Новозиминская

ТЭЦ - Тулун

25. ВЛ 500 кВ Томь- - - 50 - - - 50 - для выдачи

Усинская ГРЭС - мощности Томь-

Кузбасская Усинской ГРЭС

26. ВЛ 500 кВ Томь- - - 40 - - - 40 - -"-

Усинская ГРЭС -

Новокузнецкая

27. ВЛ 220 кВ Томь- - - 70 - - - 70 - -"-

Усинская ГРЭС -

НКАЗ-II

28. ВЛ 220 кВ Томь- - - 60 - - - 60 - -"-

Усинская ГРЭС - ЗСМК

29. Две ВЛ 500 кВ 320 - - - - - 320 - выдача мощности

Богучанская ГЭС - Богучанской ГЭС

Ангара (БогАЗ) (9 x 333 МВт)

30. ВЛ 500 кВ Ангара 283 - - - - - 283 - -"-

(БогАЗ) - Озерная

31. ВЛ 500 кВ 350 - - - - - 350 - -"-

Ангара - Камала

32. ВЛ 500 кВ Богучанская - - 365 - - - 365 - -"-

ГЭС - Озерная

33. ОРУ 500 кВ - - - - - - - - -"-

Богучанская ГЭС

(3 х 180)

34. ПС 500 кВ Ангара - 1503 - 501 - - - 2004 -"-

35. ПС 500 кВ Озерная - - - - - - - - выдача мощности

(УШР-180) Богучанской ГЭС

36. ПС 500 кВ Камала - - - - - - - - -"-

(УШР-180)

37. ВЛ 220 кВ Богучанская 264 - - - - - 264 - -"-

ГЭС - Приангарская

38. ВЛ 220 кВ 350 - - - - - 350 - -"-

Приангарская -

Раздолинск

39. ПС 220 кВ - 250 - - - - - 250 -"-

Приангарская

40. Две ВЛ 220 кВ 22 - - - - - 22 - -"-

Богучанская ГЭС -

Кодинск

41. Четыре ВЛ 220 кВ - - - - 180 - 180 - выдача мощности

Выдумская ГЭС - ПС Нижнеангарских

220 кВ Раздолинская ГЭС (Выдумской

с расширением ОРУ ГЭС (300 МВт) и

220 кВ ПС Нижнебогучанской

Раздолинская ГЭС (660 МВт))

42. Заходы ВЛ 220 кВ - - - - 80 - 80 - -"-

Богучанская ГЭС -

Приангарская на

Нижнебогучанскую ГЭС

43. Две ВЛ 220 кВ - - - - 130 - 130 - выдача мощности

Нижнебогучанская Нижнеангарских

ГЭС - Ангара ГЭС

с расширением ОРУ - - - - - - - -

220 кВ ПС 500 кВ

Ангара

44. Заходы ВЛ 220 кВ - - 80 - - - 80 - выдача мощности

Кемерово - Беловская Крапивинской ГЭС

на Крапивинскую ГЭС (300 МВт)

45. ПС 500 кВ Витим - - - - - 668 - 668 выдача мощности

Мокской ГЭС

(600 МВт)

46. Перевод ВЛ - - - - - - - - -"-

500 кВ Нижнеангарская

- Витим на проектное

напряжение с расшире-

нием ОРУ 500 кВ ПС

Нижнеангарская

(2016 - 2020 годы)

47. Три ВЛ 220 кВ - - - - 165 - 165 - -"-

Мокская ГЭС - ПС 500

кВ Витим

Итого для выдачи 1975 1753 1201 501 1857 1369 5033 3623

мощности

электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей

и снятия сетевых ограничений

48. ВЛ 500 кВ 185 - - - - - 185 - повышение

Гусиноозерская пропускной

ГРЭС - Петровск- способности

Забайкальский электрической

связи Бурятия -

Чита

49. Перевод ВЛ 500 кВ - - - - - - - - -"-

Гусиноозерская ГРЭС -

Петровск-

Забайкальский - Чита

на номинальное

напряжение

50. ПС 500 кВ Чита - - - 668 - - - 668 -"-

ШР-180, 2 СТК-25

51. ПС 500 кВ - - - 668 - - - 668 -"-

Гусиноозерская

с заходами ВЛ - - 3 - - - 3 -

500 кВ

52. ПС 500 кВ Барабинская - 668 - - - - - 668 повышение

с включением ВЛ Заря пропускной

- Барабинская на способности

проектное напряжение электрической

связи Омск -

Новосибирск

53. Достройка ВЛ 500 кВ 362 - - - - - 362 - -"-

Барабинская -

Таврическая

с ПС 500 кВ Восход и - - - 668 - - - 668

с заходами ВЛ 500 кВ - - 4,2 - - - 4,2 -

Барабинская -

Таврическая УШР на

ПС Барабинская

54. ПС 500 кВ Кузбасская - 1896 - - - - - 1896 электроснабжение

СТК-160 юга Кузбасса

55. Заходы ВЛ 500 кВ 11,2 - - - - - 11,2 - -"-

Барнаул - Новокузнецк

на ПС 500 кВ

Кузбасская

56. Заходы ВЛ 500 кВ 9 - - - - - 9 - -"-

Беловская ГРЭС -

Новокузнецк на ПС

500 кВ Кузбасская

57. Перевод одной ВЛ 1 - 2 - - - 3 - -"-

500 кВ Саяно-

Шушенская ГЭС -

Новокузнецкая на ПС

500 кВ Кузбасская с

использованием ВЛ

500 кВ Новокузнецк -

Кузбасская

58. ВЛ 500 кВ Означенное - 40 - - - - - 40 - электроснабжение

Алюминиевая с второй очереди

ПС Алюминиевая - 1002 - - - - - 1002 Саянского

с заходами ВЛ 500 кВ 30 - - - - - 30 - алюминиевого

Означенное - завода (САЗ)

Абаканская

59. ВЛ 500 кВ 74,5 - 282 - - - 356,5 - повышение

Алюминиевая - Абакан надежности

- Итат электроснабжения

САЗ, снижение

ограничений

по выдаче

мощности Саяно-

Шушенской ГЭС

60. УПК на ВЛ 500 кВ - 670 - - - - - 670 снятие

Саяно-Шушенская ГЭС - ограничений на

Новокузнецкая выдачу мощности

(Кузбасская) Саяно-Шушенской

ГЭС

61. ВЛ 500 кВ Усть- - - 287,1 - - - 287,1 - для

Илимская ГЭС - электроснабжения

Нижнеангарская потребителей

(участок Усть-Кут - севера Иркутской

Киренга - области и зоны

Нижнеангарск) БАМа

62. ПС 500 кВ Усть-Кут с - - - 668 - - - 668 обеспечение

переводом ВЛ 500 кВ электроснабжения

Усть-Илим - Усть-Кут севера Иркутской

на 500 кВ области в зоне

БАМа и нефте-

провода ВСТО

63. ВЛ-500 кВ Усть- - - 280 - - - 280 - -"-

Илимская ГЭС - Усть-

Кут (вторая ВЛ)

64. ПС 500 кВ - - - 668 - - - 668 повышение

Нижнеангарская надежности и

ШР-180, 2 СТК-50 обеспечение

прироста электро-

потребления в

зоне БАМа

65. ВЛ 500 кВ Усть- - - 260 - - - 260 - повышение

Илимская ГЭС - надежности выдачи

Братский ПП мощности Усть-

Илимской ГЭС

66. ВЛ 500 кВ Усть-Кут - - - - - 360 - 360 - обеспечение

Братский ПП с второго питания

расширением ОРУ ПС 500 кВ

500 кВ Братский ПП и Усть-Кут.

Усть-Кут Обеспечение

выдачи мощности

газотурбинных ТЭС

на базе

месторождений

севера Иркутской

области

67. ВЛ 220 кВ 360 - - - - - 360 - обеспечение

Верхнечонская ГТУ - надежности

Мамаканская ГЭС электроснабжения

нефтепровода

ВСТО.

Выдача мощности

Верхнечонской

ГТУ.

Создание второго

источника

питания

потребителей

Бодайбинского и

Мамско-Чуйского

районов.

Обеспечение

энергоснабжения

потребителей БАМа

68. ВЛ 220 кВ 310 126 - - - - 310 126 выдача мощности

ПС Киренга - новой ГТУ на

ПС Киренск - НПС-8 с севере Иркутской

расширением ОРУ-220 области.

кВ ПС Киренга Обеспечение

электроснабжения

газовых и

нефтедобывающих

месторождений

Севера.

Повышение

надежности

энергоснабжения

69. ВЛ 500 кВ Братская - 215 - - - - - 215 - электроснабжение

Озерная Тайшетского

энергоузла и

схема выдачи

мощности

Богучанской ГЭС

70. ПС 500 кВ Озерная - 1503 - 501 - - - 2004 -"-

(Тайшетский

алюминиевый завод)

4 х 501 МВА

с заходом одной 16 - - - - - 16 -

ВЛ 500 кВ Тайшет -

Братская на ПС

Озерная

71. ВЛ 500 кВ Тайшет - 15 - - - - - 15 - -"-

Озерная (ТАЗ)

72. ПС 500 кВ ИркАЗ - 1503 - - - - - 1503 электроснабжение

(Ключи) 3 х 501 МВА расширяемой части

2 х БСК-100 алюминиевого

с заходом ВЛ 500 кВ 49 - - - - - 49 - завода ИркАЗ и

Иркутская - повышение

Гусиноозерская ГРЭС, надежности

с заходом ВЛ 500 кВ 47,5 - - - - - 47,5 - электроснабжения

Тыреть - ИркАЗ Иркутско-

(Ключи) Черемховского

района и транзита

Иркутск - Бурятия

73. ВЛ 500 кВ - - - - 285 - 285 - повышение

Гусиноозерская - надежности

Ключи транзита Иркутск

- Бурятия

74. ПС 500 кВ - - - 801 - - - 801 для

Новокрасноярская электроснабжения

с заходами двух - - 6 - - - 6 - потребителей

ВЛ 500 кВ г. Красноярска и

Красноярская - транзита

Красноярская ГЭС Красноярск -

Иркутск

75. ВЛ 500 кВ - - 240 - - - 240 - для

Новокрасноярская - электроснабжения

Итатская потребителей

Красноярской и

Иркутской

энергосистем

76. ВЛ 500 кВ - - 130 - - - 130 - -"-

Новокрасноярская -

Камала

с расширением ОРУ

500 кВ ПС Камала

77. ВЛ 500 кВ Томск - - - - - 200 - 200 - для усиления

Заря электрической

связи между

Алтайской и

Омской энерго-

системами

78. ВЛ 500 кВ Заря - - - - - 370 - 370 - -"-

Барабинск (вторая ВЛ)

79. ВЛ 500 кВ Барабинск - - - - - 300 - 300 - для усиления

Восход (вторая ВЛ) электрической

связи между ОЭС

Сибири и европей-

ской зоной ЕЭС

России

80. Расширение ОРУ 500 кВ - - - - - - - - -"-

Томск, Заря,

Барабинск, Восход

81. ПС 500 кВ Дружная - - - - - 668 - 668 повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

Новосибирской

области

82. Заходы ВЛ 500 кВ - - - - 10 - 10 - -"-

Барабинск - Заря на

ПС 500 кВ Дружная

83. ВЛ 500 кВ - - - - 450 - 450 - для

Нижнеангарск - Витим электроснабжения

потребителей БАМа

и нефтепровода

Сибирь - Тихий

океан

84. Две ВЛ 500 кВ - - 80 - - - 80 - для обеспечения

Татауровская электрической

ТЭС - Читинская связи

с расширением ОРУ электростанций и

500 кВ ПС Читинская ОЭС Сибири

85. ВЛ 500 кВ Читинская - - 500 - - - 500 - -"-

- Гусиноозерская ГРЭС

(вторая ВЛ)

86. Две ВЛ 500 кВ Олонь- - - 120 - - - 120 - -"-

Шибирская ТЭС -

Гусиноозерская ГРЭС

87. ВЛ 500 кВ Назаровская - - 1427 - - - 1427 - для обеспечения

ГРЭС - Камала - электрической

Братск - связи

Новозиминская - электростанций и

Иркутская - ОЭС Сибири

Гусиноозерская ГРЭС

Итого для повышения 1725,2 7368 3621,3 4642 1975 668 7321,5 12678

надежности

электроснабжения

потребителей и снятия

сетевых ограничений

Всего 3700 9121 4822,3 5143 3832 2037 12354,5 16301

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

--------------------------------

"1" Схема выдачи мощности будет уточнена при проектировании новой электростанции.

Таблица 8

Электросетевые объекты энергозоны Востока

┌───────────────────────────┬─────────────────┬────────────────┬────────────────┬────────────────┬─────────────────┐

│ Электросетевые объекты │ 2006 - 2010 годы│2011 - 2015 годы│2016 - 2020 годы│2006 - 2020 годы│ Назначение │

│ ├─────────┬───────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┼─────────┬──────┤ объекта │

│ │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │протяжен-│мощ- │ │

│ │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ность │ │

│ │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │(км) │(МВА) │ │

└───────────────────────────┴─────────┴───────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────┴──────┴─────────────────┘

Для выдачи мощности электростанций

1. ВЛ 500 кВ Ургальская - - 360 - - - 360 - для обеспечения

ТЭС - ПП Лондоко электрической

связи Уральской

ТЭС и ОЭС Востока

2. ПП Лондоко с заходами - - - - - - - - -"-

двух ВЛ 500 кВ

Бурейская ГЭС -

Хабаровская

(2011 - 2015 гг.)

3. ВЛ 500 кВ Ургальская - - 550 - - - 550 - -"-

ТЭС - Комсомольская

4. Заходы от двух ВЛ - - 72 - - - 72 - выдача мощности

220 кВ Хабаровская новой ТЭС в

ТЭЦ-3 - Хехцир на Хабаровском крае

новую ТЭС в (400 МВт)

Хабаровском крае

5. Три ВЛ 220 кВ Новая - - - - 180 - 180 - выдача мощности

ГРЭС - Южно- Новой ГРЭС в

Сахалинская Сахалинской

области (450 МВт)

6. ВЛ 500 кВ Приморская - 668 - - - - - 668 выдача мощности

ГРЭС - Хабаровская с блока N 4

ПС 500 кВ Хехцир-2 Хабаровской

ТЭЦ-3 (180 МВт)

7. ВЛ 220 кВ Хабаровская 136 - - - - - 136 - -"-

ТЭЦ-3 - Хехцир

8. Двухцепная ВЛ 220 кВ - - 20 - - - 20 - выдача мощности

Комсомольская блоков N 3 и 4

ТЭЦ-3 - Старт Комсомольской

ТЭЦ-3

(2 x 110 МВт)

9. Двухцепная ВЛ 220 кВ - - 94 - - - 94 - выдача

Владивостокская мощности ПГУ

ТЭЦ-2 - Артемовская Владивостокской

ТЭЦ ТЭЦ-2 (325 МВт)

10. Двухцепная ВЛ 220 кВ - - 40 - - - 40 - повышение

Артемовская ТЭЦ - надежности

Владивосток электроснабжения

юга Приморского

края и выдача

мощности

Артемовской ТЭЦ

11. Две ВЛ 500 кВ - - - - 360 - 360 - выдача мощности

Приморская АЭС - Приморской АЭС

Чугуевка (600 МВт)

12. Заход ВЛ 220 кВ 1,2 - - - - - 1,2 - выдача мощности

Оротукан - ГПП Усть-Средне-

(Стройбаза) на ОРУ канской ГЭС

220 кВ Усть- (570 МВт)

Среднеканской ГЭС

13. Двухцепная ВЛ 220 кВ 72 - - - - - 72 - -"-

Усть-Среднеканская

ГЭС - Оротукан

14. ВЛ 220 кВ Оротукан - - - 361 - - - 361 - -"-

Центральная

15. Две ВЛ 220 кВ - - 56 - - - 56 - выдача мощности

Граматухинская Граматухинской

ГЭС - Новокиевка ГЭС

(300 МВт)

16. Двухцепная ВЛ 220 кВ - - 106,6 - - - 106,6 - выдача мощности

Нижнебурейская ГЭС - Нижнебурейской

Архара ГЭС (321 МВт)

17. ВЛ 220 кВ Канкунская - - 150 - - - 150 - электроснабжение

ГЭС - ПП Алдан строительства и

с ПП 220 кВ Алдан выдача мощности

Канкунской ГЭС

18. Заходы ВЛ 220 кВ - - 8 - - - 8 - электроснабжение

Нерюнгринская ГРЭС - строительства и

Нижний Куранах на ПП выдача мощности

Алдан Канкунской ГЭС

19. Две ВЛ 500 кВ - - 230 - 230 - 460 - выдача мощности

Канкунская ГЭС - Канкунской ГЭС

Нерюнгринская (1300 МВт)

20. ПС 500 кВ - - - - - 668 - 668 усиление

Нерюнгринская электрической

связи Южно-

Якутского

энергорайона

с Амурской

энергосистемой,

выдача мощности

Канкунской ГЭС

21. ВЛ 500 кВ - - 179 - - - 179 - -"-

Нерюнгринская -

Сковородино (участок

Нерюнгринская -

Тында)

22. ВЛ 500 кВ - - - - 340 - 340 - -"-

Нерюнгринская -

Сковородино

(вторая ВЛ)

23. Две ВЛ 500 кВ - - - - 540 - 540 - -"-

Сковородино-2 -

Зейская ГЭС

24. ПС 500 кВ - - - - - 668 - 668 -"-

Сковородино-2

25. ВЛ 220 кВ - - 120 - - - 120 - электроснабжение

Нижнетимптонская строительства и

ГЭС - ПП Алдан выдача мощности

Нижнетимптонской

ГЭС

26. Две ВЛ 500 кВ - - - - 360 - 360 - выдача мощности

Нижнетимптонская Нижнетимптонской

ГЭС - Канкунская ГЭС ГЭС (800 МВт)

Итого для выдачи 209 668 2347 - 2010 1336 4566 2004

мощности

электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей

и снятия сетевых ограничений

27. ВЛ 500 кВ 94,6 668 - - - - 94,6 668 повышение

Дальневосточная - надежности

Владивосток с ПС электроснабжения

500 кВ Владивосток юга Приморского

и расширение ПС 500 - 125 - - - - - 125 края

кВ Дальневосточная

28. ВЛ 500 кВ Чугуевка - 172 501 200 - - - 372 501 -"-

Находка - Владивосток

с ПС 500 кВ Находка,

расширение ПС 500 кВ 66 - - 250 - - 66 250

Владивосток и

заходами ВЛ 220 кВ ПП

Партизанск - Широкая

и ВЛ 220 кВ ПП

Партизанск - Чугуевка

на ПС Находка

29. ВЛ 220 кВ - - 275 - - - 275 - повышение

Нерюнгринская ГРЭС - надежности

Нижний Куранах электроснабжения

потребителей

района г. Алдан

30. ПП 500 кВ Амурский - - - - - - - - повышение

(2011 - 2015 годы) надежности

электроснабжения

потребителей

31. ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС - - 360 - - - 360 - повышение

- ПП Амурский надежности выдачи

(вторая ВЛ) мощности

Зейской ГЭС

32. ВЛ 500 кВ Бурейская - - 280 - - - 280 - повышение

ГЭС - ПП Амурский надежности выдачи

(вторая ВЛ) мощности

Бурейской ГЭС

33. ВЛ 500 кВ Приморская - - - - 450 - 450 - увеличение

ГРЭС - Хабаровская пропускной

(вторая ВЛ) способности между

Хабаровской и

Приморской

энергосистемами

34. ВЛ 500 кВ Приморская - - - - 440 - 440 - увеличение

ГРЭС - Владивосток пропускной

способности

сечения север -

юг Приморья

35. Двухцепная - - - - 854 - 854 - объединение

ВЛ 220 кВ Южного и

Томмот - Майя Центрального

энергорайонов

Якутской

энергосистемы

36. ПС 220 кВ Майя - - - 250 - - - 250 -"-

37. ПС 220 кВ Томмот - - - 126 - - - 126 повышение

надежности

электроснабжения

потребителей

южной Якутии

38. Подвеска второй цепи - - 47 - - - 47 - -"-

ВЛ 220 кВ Нижний

Куранах - Томмот

Итого для повышения 333 1294 1162 626 1744 - 3239 1920

надежности

электроснабжения

потребителей и снятия

сетевых ограничений

Всего 542 1962 3509 626 3754 1336 7804 3924

────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Приложение N 12

к Генеральной схеме размещения

объектов электроэнергетики

до 2020 года

ПРОГНОЗ

ПОТРЕБНОСТИ В КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯХ НА РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

И СООРУЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ

Таблица 1

Потребность в капиталовложениях на развитие электростанций

(базовый вариант) на 2006 - 2020 годы

(млрд. рублей, в ценах соответствующих лет)

┌──────────────────────────────────┬──────────────────┬───────────────────┐

│ │ 2006 - 2015 годы │ 2016 - 2020 годы │

└──────────────────────────────────┴──────────────────┴───────────────────┘

Всего 6742,8 4873,5

в том числе:

гидроэлектростанции 897,5 1137,7

атомные электростанции 1574,3 1475,2

тепловые электростанции 4271 2260,6

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────

Таблица 2

Потребность в капиталовложениях

на сооружение электросетевых объектов (базовый вариант)

на период до 2020 года

(млрд. рублей, в ценах соответствующих лет)

┌────────────────────┬────────────┬─────────────┬────────────┬────────────┐

│ │2006 - 2010 │ 2011 - 2015 │2016 - 2020 │2006 - 2020 │

│ │ годы │ годы │ годы │ годы │

└────────────────────┴────────────┴─────────────┴────────────┴────────────┘

Единая национальная 717,6 1630,3 2524,7 4872,5

(общероссийская)

электрическая сеть -

всего

в том числе:

новое строительство 518,6 1162 1888,6 3569,2

сетей

реновации сетей 162,2 365,7 466,4 994,3

прочие затраты 36,8 102,5 169,8 309

Распределительные 704,6 1489,7 2011,9 4206,3

электрические сети -

всего

в том числе:

новое строительство 342,8 789,4 1055,5 2187,7

сетей

реновации сетей 308,5 608,1 830,1 1746,6

прочие затраты 53,3 92,2 126,4 272

Итого 1422,2 3120 4536,6 9078,8

───────────────────────────────────────────────────────────────────────────