См. Документы Министерства энергетики Российской Федерации

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 1 марта 2017 г. N 143

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ

РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ

НА 2017 - 2023 ГОДЫ

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

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Министр

А.В.НОВАК

Утверждена

приказом Минэнерго России

от 1 марта 2017 г. N 143

СХЕМА И ПРОГРАММА

РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ

НА 2017 - 2023 ГОДЫ

1. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на 2017 - 2023 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823.

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

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

2. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2017 - 2023 годы

ЕЭС России

В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов среднегодовой прирост электропотребления по ЕЭС России за прогнозный период составит 1,0%. Прогноз сформирован на основе информации о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям с учетом прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период 2017 - 2019 годов, разработанного Министерством экономического развития (ноябрь 2016 года) (таблица 2.1) и прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года.

Таблица 2.1 - Среднесрочный прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария прогноза социально-экономического развития России "*"

Показатели
(годовые темпы прироста, %)
2016 "**"
2017
2018
2019
ВВП
-0,7
0,6
1,7
2,1
Объем промышленного производства
0,8
1,1
1,7
2,1
Производство продукции сельского хозяйства
4,1
-0,6
1,5
1,7
Инвестиции в основной капитал
-2,3
-0,5
0,9
1,6
Розничный товарооборот
-5,1
0,6
1,1
1,8
Платные услуги населению
-0,5
0,7
1,3
2,0
Цена на нефть марки "Urals" (мировая), долларов США за баррель
41
40
40
40

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

"*" Составлено по материалам прогноза социально-экономического развития Министерства экономического развития на период до 2019 года (ноябрь 2016 года).

"**" Данные за 2016 год - представлены за январь - ноябрь по оперативным данным Росстата, по ВВП и инвестициям в основной капитал - за январь - сентябрь 2016 года.

По данным базового сценария прогноза социально-экономического развития России, базирующегося на прогнозируемой среднегодовой цене нефти в 2017 году 40 долларов за баррель, ожидается незначительный рост ВВП в 2017 году (на 0,6%), увеличение промышленного производства на 1,1%, рост оборота розничной торговли на 0,6%.

На перспективу после 2019 года приняты параметры скорректированного в октябре 2013 года "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года". "Прогноз социально-экономического развития России на период до 2030 года" представлен в трех основных сценариях долгосрочного развития: консервативном, умеренно-оптимистичном и форсированном (целевом). В качестве базового сценария социально-экономического развития России на весь перспективный период рассматривается консервативный сценарий. Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария социально-экономического развития России до 2023 года приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария социально-экономического развития России до 2023 года "*"

Показатели
(годовые темпы прироста, %)
Ср. год. темп за 2017 - 2023 годы, %
Прирост 2023 года к 2016 году, %
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ВВП
0,6
1,7
2,1
2,5
2,5
2,6
2,5
2,07
15,4
Объем промышленного производства
1,1
1,7
2,1
2,5
2,2
2,1
2,2
1,98
14,7
Производство продукции сельского хозяйства
-0,6
1,5
1,7
1,4
1,4
1,4
1,5
1,81
8,6
Инвестиции в основной капитал
-0,5
0,9
1,6
5,1
5,2
4,8
3,8
2,96
22,7
Розничный товарооборот
0,6
1,1
1,8
3,3
3,0
3,0
3,0
2,25
16,9
Платные услуги населению
0,7
1,3
2,0
3,3
3,0
2,9
3,0
2,31
17,3

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

"*" По материалам среднесрочного (до 2019 года) и долгосрочного (до 2030 года) прогнозов социально-экономического развития Российской Федерации.

При разработке прогноза спроса на электрическую энергию учтены итоги социально-экономического развития России в 2016 году, приведенные в таблице 2.3.

Макроэкономическая конъюнктура в 2016 году определялась продолжающимся действием совокупности негативных факторов (в том числе сохранение сниженных цен на нефть, внешние экономические санкции), в результате чего наблюдается стагнация основных макроэкономических показателей. По данным Росстата показатель ВВП за январь - сентябрь 2016 года относительно аналогичного периода 2015 года снизился на 0,7%. Существенное влияние на общеэкономическое снижение оказывает продолжающееся сокращение объема инвестиций в связи с ограничением доступа к мировым финансовым рынкам. Инвестиции в основной капитал снизились за январь - сентябрь 2016 года на 2,3% относительно того же периода предыдущего года, что вызвало абсолютное сокращение объема работ по виду экономической деятельности (далее - ВЭД) "Строительство". В промышленном производстве наблюдается незначительный рост на 0,8%, что, главным образом, обусловлено ростом производства в добывающей промышленности. В металлургии объем производства снизился за январь - ноябрь 2016 года на 4,0%. Наблюдается рост производства первичного алюминия - на 1,6% за январь - ноябрь 2016 года по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, что, в том числе, обусловлено запуском Богучанского алюминиевого завода. При этом в целом в цветной металлургии объемы производства снизились на 3,9%, в том числе производство рафинированной меди - на 1,2%, необработанного никеля - на 13,1%.

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

Показатели
январь - ноябрь 2015 года
январь - ноябрь 2016 года
ВВП
96,2
99,3 "**"
Промышленное производство "***", в т.ч.:
96,7
100,8
Обрабатывающие производства, из них:
94,7
99,7
производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака
101,9
102,1
металлургическое производство и производство готовых металлических изделий, в т.ч.
94,1
97,3
металлургическое производство
95,6
96,0
производство кокса и нефтепродуктов
100,1
97,5
Производство продукции сельского хозяйства
102,9
102,6
Инвестиции в основной капитал
94,5
94,5 "**"
Объем работ по виду деятельности "Строительство"
90,1
95,7
Ввод в эксплуатацию жилых домов
103,4
93,5
Оборот розничной торговли
90,7
94,9
Объем платных услуг населению
98,1
99,5

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

"*" По оперативным данным Росстата за январь - ноябрь 2016 года.

"**" Данные за январь - сентябрь 2016 года.

"***" Агрегированный показатель промышленного производства по видам деятельности "добыча полезных ископаемых", "обрабатывающие производства", "производство и распределение электрической энергии, газа и воды".

Отмечается рост производства по ВЭД "Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака" на 2,1% за январь - ноябрь 2016 года по сравнению с соответствующим периодом 2015 года.

Объем потребления электрической энергии в рамках ЕЭС России в 2016 году составил 1026,856 млрд. кВт·ч, что на 1,8% выше показателя 2015 года.

Территориальное распределение потребления электрической энергии по объединенным энергосистемам (далее - ОЭС), отражающее сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших ОЭС - Центра, Урала и Сибири, их доля оценивается в 2016 году на уровне 68,5% от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - Территориальная структура потребления

электрической энергии по ОЭС за 2016 год, % (не приводится)

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов, разработанный в рамках базового (консервативного) сценария долгосрочного социально-экономического развития России с учетом изменения макроэкономических показателей за 2016 год, приведен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ЕЭС России до 2023 года (не приводится)

Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1101,044 млрд. кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2016 года на 74,188 млрд. кВт·ч. Превышение уровня 2016 года составит в 2023 году 7,2% при среднегодовом приросте за период 1,0%.

Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2018 - 2020 годах.

Существенным фактором увеличения потребления электрической энергии в прогнозном периоде является значительный прирост объема потребления электрической энергии в ОЭС Юга за счет присоединения энергосистемы Республики Крым и города Севастополь, в ОЭС Востока - за счет присоединения Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия).

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Юга энергосистемы Республики Крым и города Севастополь и без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1086,581 млрд. кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 0,8%.

Прогноз спроса на электрическую энергию по объединенным и территориальным энергосистемам разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии за последние годы с учетом анализа имеющейся информации о поданных заявках и утвержденных технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям.

При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки (вид деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования.

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

Таблица 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период до 2023 года, млрд. кВт·ч

Факт
Прогноз
Ср. год. прирост за 2017 - 2023 годы, %
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
ОЭС Северо-Запада
92,880
91,498
92,184
92,591
93,334
93,910
94,949
95,826
годовой темп прироста, %
2,86
-1,49
0,75
0,44
0,80
0,62
1,11
0,92
0,45
ОЭС Центра
237,276
234,660
236,333
238,742
241,184
243,580
245,828
248,537
годовой темп прироста, %
2,38
-1,10
0,71
1,02
1,02
0,99
0,92
1,10
0,66
ОЭС Средней Волги
106,270
104,700
105,201
105,569
106,350
106,936
107,745
108,482
годовой темп прироста, %
1,93
-1,48
0,48
0,35
0,74
0,55
0,76
0,68
0,29
ОЭС Юга "*"
90,703
96,813
98,535
100,445
102,061
103,310
104,918
106,336
годовой темп прироста, %
3,21
6,74
1,78
1,94
1,61
1,22
1,56
1,35
2,30
ОЭС Урала
259,383
258,760
259,976
261,818
264,127
266,544
269,580
272,170
годовой темп прироста, %
0,42
-0,24
0,47
0,71
0,88
0,92
1,14
0,96
0,69
ОЭС Сибири
207,167
206,755
210,091
215,771
222,980
224,376
225,873
226,595
годовой темп прироста, %
1,79
-0,20
1,61
2,70
3,34
0,63
0,67
0,32
1,29
ОЭС Востока "**"
33,177
34,567
38,762
39,503
40,161
41,011
41,574
43,098
годовой темп прироста, %
2,96
4,19
12,14
1,91
1,67
2,12
1,37
3,67
3,81
ЕЭС России
1026,856
1027,753
1041,082
1054,439
1070,197
1079,667
1090,467
1101,044
годовой темп прироста, %
1,85
0,09
1,30
1,28
1,49
0,88
1,00
0,97
1,00

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

"*" ОЭС Юга с учетом присоединения энергосистемы Республики Крым и города Севастополь с 2017 года.

"**" ОЭС Востока с учетом присоединения к Южно-Якутскому энергорайону Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) с 2018 года и Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) с середины 2017 года.

При разработке территориального прогноза потребления электрической энергии по ОЭС учитывались данные прогнозов социально-экономического развития субъектов Российской Федерации в агрегированном виде в разрезе федеральных округов. В прогнозе электропотребления повышенные относительно среднего по ЕЭС России темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются для ОЭС Востока, ОЭС Юга и ОЭС Сибири (средний темп за период 3,8%, 2,3% и 1,3% соответственно). Для остальных ОЭС среднегодовые темпы прироста прогнозируются ниже средних темпов по ЕЭС России.

В таблице 2.5 приведена территориальная структура потребления электрической энергии на уровне 2016 и прогнозного 2023 годов.

Таблица 2.5 - Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии по ОЭС в соответствии с прогнозом электропотребления на 2023 год

2016 год, факт
2023 год, прогноз
млрд. кВт·ч
%
млрд. кВт·ч
%
ОЭС Северо-Запада
92,880
9,0
95,826
8,7
ОЭС Центра
237,276
23,1
248,537
22,6
ОЭС Средней Волги
106,270
10,4
108,482
9,9
ОЭС Юга
90,703
8,8
106,336
9,6
ОЭС Урала
259,383
25,3
272,170
24,7
ОЭС Сибири
207,167
20,2
226,595
20,6
ОЭС Востока
33,177
3,2
43,098
3,9
ЕЭС России
1026,856
100,0
1101,044
100,0

Прогнозируемые тенденции изменения региональной динамики потребления электрической энергии не приведут к существенным сдвигам в территориальной структуре и связаны, в основном, с расширением территориальных границ энергосистем.

ОЭС Северо-Запада

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Северо-Запада в 2016 году составил 92,880 млрд. кВт·ч, что на 2,9% выше относительно предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада прогнозируется на уровне 95,826 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,45%) (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Северо-Запада на период до 2023 года (не приводится)

Направлениями, формирующими перспективный спрос на электрическую энергию на территории ОЭС Северо-Запада, являются добыча полезных ископаемых, производство нефтепродуктов, машиностроение, производство строительных материалов, целлюлозно-бумажное и деревообрабатывающее производства, а также развитие транспорта и непроизводственной сферы.

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

Ожидается рост добычи нефти на территории Тимано-Печерской нефтегазовой провинции (Республика Коми, в том числе рост добычи на Харьягинском месторождении).

Рост добычи нефти на территории ОЭС Северо-Запада и увеличение поставок нефти по новому нефтепроводу "Балтийская трубопроводная система" предполагают рост объема и глубины нефтепереработки. В частности, планируется строительство комплекса получения высокооктановых компонентов бензина (ЛК-2Б) для выпуска топлива класса Евро-5 на Киришском нефтеперерабатывающем заводе (далее - НПЗ) в городе Кириши (Ленинградская область).

Развитие обрабатывающего сектора промышленности будет опираться на создание новых и развитие существующих промышленных зон и индустриальных парков. В числе наиболее крупных - Чудовская промышленно-логистическая зона (Бабиновский цементный завод) в Новгородской области.

В химической промышленности рост электропотребления будет определяться развитием существующих и строительством новых предприятий, в том числе, Балтийского карбамидного завода в Ленинградской области (г. Усть-Луга).

Главными приоритетами в развитии машиностроительного комплекса на территории ОЭС Северо-Запада являются судостроение, энергомашиностроение, приборостроение и автомобилестроение.

Вследствие роста спроса на грузоперевозки, освоения природных богатств континентального шельфа Арктической зоны прогнозируется увеличение доли транспорта в структуре потребления электрической энергии. Одним из наиболее крупных проектов в транспортной сфере является комплексное развитие Мурманского транспортного узла со строительством угольного и нефтяного терминалов, а также подъездных железнодорожных путей.

В связи с планирующимся расширением газопроводной системы "Северный поток" ожидается увеличение мощностей магистрального газопровода Бованенково - Ухта - Торжок.

Ожидается рост электропотребления на объектах оборонно-промышленного комплекса, расположенных в Калининградской, Мурманской, Архангельской (космодром "Плесецк") областях.

Город Санкт-Петербург и Ленинградская область остаются субъектами, обеспечивающими основной экономический и инновационный потенциал Северо-Западного региона. На энергосистему города Санкт-Петербург и Ленинградской области приходится около 48,5% всего потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада. К 2023 году этот показатель возрастет до 49,2% по причине более высоких перспективных темпов прироста электропотребления (0,7%) за прогнозный период по сравнению с ОЭС Северо-Запада в целом (0,45%). При этом объем спроса на электрическую энергию возрастет до 47,186 млрд. кВт·ч в 2023 году при 45,083 млрд. кВт·ч в 2016 году.

В целях развития территорий и привлечения инвестиций продолжится развитие новых промышленно-производственных зон с подготовленной инженерной инфраструктурой, индустриальных парков.

Рост спроса на электрическую энергию в сфере услуг определяется строительством торгово-досуговых и бизнес-центров (в том числе общественно-деловой центр "Охта"), технопарков в области информационных технологий, туристско-рекреационных, спортивных (объекты к Чемпионату мира по футболу 2018 года, включая стадион "Газпром Арена") и гостиничных комплексов, крупномасштабным жилищным строительством. Развитие внутригородского транспорта предполагает дальнейшее расширение сети Санкт-Петербургского метрополитена.

Согласно прогнозу потребления электрической энергии, энергосистема города Санкт-Петербург и Ленинградской области обеспечит более 70% прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада в период до 2023 года.

Особое положение в ОЭС Северо-Запада занимает энергосистема Калининградской области, не имеющая прямых электрических связей с энергосистемами других субъектов Российской Федерации. В соответствии с прогнозом электропотребления к 2023 году потребление электрической энергии в энергосистеме Калининградской области вырастет на 3,7% до 4,626 млрд. кВт·ч при среднегодовых темпах прироста - 0,5%. Перспективный рост потребления электрической энергии в регионе определяется развитием производственного сектора (в том числе создание предприятия по добыче и переработке сырья для производства удобрений), а также сферы услуг. К Чемпионату мира по футболу 2018 года планируется строительство ряда крупных объектов (стадиона, гостиниц, тренировочных баз), а также модернизация транспортной инфраструктуры.

ОЭС Центра

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Центра в 2016 году составил 237,276 млрд. кВт·ч, что на 2,4% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра прогнозируется на уровне 248,537 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,7%) (рисунок 2.4).

Прогнозируемые темпы прироста спроса на электрическую энергию в целом по ОЭС Центра ниже, чем по ЕЭС России.

Рисунок 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Центра на период до 2023 года (не приводится)

За рассматриваемый период во всех энергосистемах ОЭС Центра наблюдается положительная динамика потребления электрической энергии. В территориальном распределении прогнозного объема потребления электрической энергии по ОЭС Центра прослеживается преобладание следующих энергосистем: города Москвы и Московской области, Белгородской области, Вологодской области, Липецкой области, Воронежской области. Прогнозируемая динамика годовых приростов потребности в электрической энергии обусловлена особенностями формирования спроса на электрическую энергию на территории энергосистемы в предстоящие годы.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Центра является энергосистема города Москвы и Московской области. Ее доля в суммарном потреблении электрической энергии составила в 2016 году 44,4%, к концу прогнозного периода она незначительно увеличится до 44,9%. Среднегодовой прирост за период 2017 - 2023 годы составит 0,8% при объеме потребления электрической энергии в 2016 году - 105,33 млрд. кВт·ч и в 2023 году - 111,561 млрд. кВт·ч. Увеличение прогноза спроса на электрическую энергию в значительной мере будет связано со строительством жилья и объектов инфраструктуры, а также развитием транспортной системы столичного региона. В качестве основы развития производственного сектора Московского региона предполагается создание ряда индустриальных парков и технопарков, которые будут площадками для размещения новых промышленных предприятий и индустриально-логистических объектов. Приоритетными направлениями развития жилищного строительства и сферы услуг являются освоение бывших промышленных зон в городе Москва. Это территории с огромным потенциалом с точки зрения строительства жилой, коммерческой недвижимости, социально-бытовой инфраструктуры. Достаточное развитие получает ГУП "Московский метрополитен".

Следующими по величине распределения прогнозного объема потребления электрической энергии будут являться энергосистемы Белгородской и Вологодской областей. Их доля в ОЭС Центра к концу прогнозного периода соответственно составляет 6,6% и 5,6%.

В энергосистеме Белгородской области прогнозирование спроса на электрическую энергию объясняется вводом предприятий, относящихся к добыче полезных ископаемых, к производству пищевых продуктов. В энергосистеме Вологодской области учитываются такие новые потребители, как МКУ "Управления капитального строительства и ремонтов"; ЗАО "Череповецкая спичечная фабрика"; ООО "Сокольский плитный комбинат" и увеличение потребления в связи с развитием производственных мощностей АО "ФосАгро-Череповец".

Энергосистема Липецкой области характеризуется увеличением прогноза спроса на электрическую энергию в рассматриваемом периоде. Среднегодовой темп прироста - 0,6%. Крупными приоритетными проектами в регионе являются:

- развитие предприятий по выращиванию овощей и зелени - ООО "Тепличный комбинат Елецкие овощи", ООО "Тепличный комбинат ЛипецкАгро";

- предприятия-резиденты Особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Липецк", созданной в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 21.12.2005 N 782;

- развитие производственных мощностей ПАО "НЛМК".

Среднегодовой прирост за период 2017 - 2023 годов энергосистемы Воронежской области составит 1,5%. Положительная динамика прогноза спроса формируется за счет следующих потребителей: собственные нужды новых энергоблоков Нововоронежской АЭС-2; ООО "Техпромлит" (площадка по производству отливок из чугуна и стали годовой производительностью 20000 тонн); ООО "Юнайтед Гринхаус Групп" (овощеводство), ООО "Томат" (строительство тепличного комплекса), ООО "Международная кролиководческая компания" (комплекс полного цикла по производству мяса кролика мощностью 5000 тонн в год).

В энергосистеме Тульской области большую роль играет металлургическое производство. Проект строительства литейно-прокатного комплекса по выплавке углеродной стали конверторным способом ООО "Тулачермет-Сталь" будет являться центральным проектом Тульской агломерации. Кроме того, планируется развитие производства на ОАО "Ревякинский металлопрокатный завод". Также в прогнозе спроса на электрическую энергию учитывались объекты, относящиеся к производству пищевых продуктов (таких как крахмал и крахмалопродукты, сахар и сахарные сиропы - ООО "Каргилл") и к производству строительных материалов - ООО "Тульский цементный завод". У АО "Корпорация развития Тульской области" планируются к реализации новые проекты - индустриальные парки "Новая Тула" и "Узловая". Прогнозируется рост спроса в связи с расширением производства ООО ОХК "Щекиноазот".

Таким образом, среднегодовой объем прироста потребления электрической энергии в энергосистеме Тульской области составит 0,7%.

Среди энергосистем ОЭС Центра, ориентированных на промышленное производство, наибольший прирост спроса на электрическую энергию за рассматриваемый прогнозный период будет наблюдаться в энергосистеме Калужской области. К 2023 году электропотребление здесь увеличится на 5,8% при среднегодовом приросте за 2017 - 2023 годы - 0,8%. Появление новых резидентов в индустриальных парках и технопарков позволят Калужской области в течение всего прогнозного периода занимать доминирующие позиции по вводу промышленных производств. В АО "Корпорация развития Калужской области" получат свое развитие следующие предприятия: ООО "Фуяо стекло Рус", комплекс глубокой переработки пшеницы "Биотехнологический комплекс "Росва", индустриальный парк "Калуга-Юг" (Континентал, Вольво), промышленная площадка д. Старомихайловское (Фуд кластер). В ООО "Индустриальный парк Ворсино" рассматриваются площадки для размещения промышленных предприятий в д. Ивакино, Добрино, ООО "Фрейт Вилладж Калуга" (логистический центр). Планируется развитие тепличных комплексов.

Таким образом, направлениями, формирующими перспективный спрос на электрическую энергию на территории регионов, входящих в ОЭС Центра, являются металлургическое, машиностроительное, химическое производство, производство строительных материалов и пищевых продуктов, а также транспортный комплекс и развитие сферы услуг и домашних хозяйств.

ОЭС Средней Волги

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Средней Волги в 2016 году составил 106,270 млрд. кВт·ч, что на 1,9% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Средней Волги прогнозируется на уровне 108,482 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,3%) (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Средней Волги на период до 2023 года (не приводится)

Основные направления социально-экономического развития регионов, охватываемых ОЭС Средней Волги, включают развитие машиностроения, черной и цветной металлургии, химической промышленности, транспортного комплекса, развитие индустрии новых технологий, а также сферы услуг.

Наиболее крупные проекты, которые окажут существенное влияние на рост потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги - это предприятия нефтепереработки и нефтехимии, металлургического комплекса.

В Саратовской области введен в эксплуатацию новый малый металлургический завод мощностью 1 млн. тонн сортового проката с дальнейшим созданием сервисного металлоцентра (АО "Северсталь - Сортовой завод Балаково"). Завод будет постепенно наращивать объемы производства.

В секторе нефтепереработки и нефтехимии ожидается рост потребления электрической энергии на действующих предприятиях (Новокуйбышевский и Куйбышевский нефтеперерабатывающие заводы в Самарской области, АО "Танеко" в Республике Татарстан). На нефтеперерабатывающем заводе ОАО "ТАИФ-НК" в г. Нижнекамск (Республика Татарстан) готовится к вводу в эксплуатацию комплекс глубокой переработки тяжелых остатков.

На ряде новых предприятий химической промышленности планируется постепенный рост электропотребления в связи с набором мощности (ООО "Русвинил" в Нижегородской области, завод по производству шин ООО "Бриджстоун Тайер Мануфэкчуринг СНГ" в Ульяновской области).

Развитие машиностроительного комплекса Поволжья будет преимущественно определяться проектами в сфере транспортного машиностроения. В Республике Татарстан планируется развитие особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Алабуга", где основными резидентами являются предприятия по производству автокомпонентов, крупноузловой сборке автомобилей, а также предприятия легкой промышленности. Кроме этого, ожидается дальнейшее развитие особых экономических зон в Ульяновской (ОЭЗ "Ульяновск") и Самарской (ОЭЗ "Тольятти) областях. Также в Республике Татарстан планируется расширение и модернизация мощностей завода транспортного электрооборудования в г. Набережные Челны.

Рост потребления электрической энергии в непроизводственном секторе определяется развитием сферы услуг и новым жилищным строительством.

В четырех регионах ОЭС Средней Волги (Республики Татарстан и Мордовия, Нижегородская и Самарская области) пройдут мероприятия Чемпионата мира по футболу 2018 года, вследствие чего планируется строительство ряда крупных объектов (стадионы, гостиницы, тренировочные базы), а также модернизация транспортной инфраструктуры.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к 2023 году суммарный удельный вес наиболее крупных энергосистем - Республики Татарстан, Нижегородской и Самарской областей - в общем потреблении электрической энергии в ОЭС Средней Волги останется на уровне 67%. Наибольший удельный вес в суммарном потреблении электрической энергии в ОЭС Средней Волги имеет энергосистема Республики Татарстан - около 27%. В течение прогнозного периода ожидается увеличение доли энергосистемы Республики Татарстан в связи с более активным развитием экономики в регионе по сравнению с другими субъектами, входящими в состав ОЭС Средней Волги.

В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Татарстан объем потребления электрической энергии за 2017 - 2023 годы возрастет на 2,4% - до 29,117 млрд. кВт·ч, а среднегодовые темпы прироста составят 0,3%. В энергосистеме Нижегородской области объем спроса на электрическую энергию по прогнозу вырастет на 0,8% до 20,302 млрд. кВт·ч к 2023 году при среднегодовых темпах прироста 0,1%. Основным фактором роста электропотребления является развитие непроизводственного сектора (сфера услуг, жилищное строительство). Планируется строительство новых многофункциональных торгово-развлекательных комплексов, а также новых гостиниц и спортивных площадок в связи с подготовкой к проведению Чемпионата мира по футболу 2018 года.

ОЭС Юга

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2016 году составил 90,703 млрд. кВт·ч, что на 3,2% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируется на уровне 106,336 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 2,3%) (рисунок 2.6).

Рисунок 2.6 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Юга на период до 2023 года (не приводится)

Среднегодовой темп прироста потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2,3 раза выше среднего по ЕЭС России, что в значительной степени связано с приростом потребления электрической энергии в ОЭС Юга за счет присоединения с 2017 года энергосистемы Республики Крым и города Севастополь. Без учета присоединения Крымской энергосистемы величина спроса на электрическую энергию к 2023 году оценивается в объеме 98,179 млрд. кВт·ч. Доля ОЭС Юга в общем объеме потребления электрической энергии ЕЭС России увеличится к концу прогнозного периода до 9,7% с учетом Крымской энергосистемы (в существующих на конец 2016 года границах ЕЭС России в 2016 году - 8,8%).

Абсолютный прирост спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга (без учета Крымской энергосистемы) превысит к концу прогнозного периода 7 млрд. кВт·ч, из них 72% приходится на три крупнейшие энергосистемы (Краснодарского края и Республики Адыгея, Ростовской и Волгоградской областей). Преобладание трех энергосистем в территориальном распределении прогнозного объема потребления электрической энергии по ОЭС Юга сохранится при снижении их суммарной доли до 62,2% в 2023 году вместо 66,9% в 2016 году. Без учета присоединения Крымской энергосистемы доля трех названных энергосистем в 2023 году составит 67,3%.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Юга является энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея. Ее доля в суммарном потреблении электрической энергии составляет в 2016 году 29,7%, к концу прогнозного периода она снизится до 28,5%. Прогнозируемая динамика изменения потребности в электрической энергии обусловлена особенностями формирования спроса на электрическую энергию на территории энергосистемы в предстоящие годы.

Абсолютный прирост спроса на электрическую энергию по энергосистеме Краснодарского края и Республики Адыгея относительно 2016 года к концу прогнозного периода составит 3,332 млрд. кВт·ч (12,4%). Большая часть прогнозируемого прироста будет определяться дальнейшим развитием существующих на территории энергосистемы предприятий, в первую очередь промышленных. Увеличение потребления электрической энергии в промышленном производстве будет обусловлено планируемой реализацией проектов по реконструкции и расширению ООО "Афипский НПЗ", ООО "Ильский НПЗ", ООО "РН-Туапсинский НПЗ", вводом в эксплуатацию третьей очереди Абинского электрометаллургического завода (ООО "Абинский ЭМЗ"), ростом производства на ОАО "Новоросцемент". Из новых предприятий предполагается строительство Новороссийского цементного завода "Горный".

Реализация проектов по развитию и расширению существующих на территории Краснодарского края морских портов (включая сооружение ФКУ "Ространсмодернизация" морского сухогрузного порта "Тамань") будет способствовать росту потребления электрической энергии на транспорте. Дополнительное увеличение спроса на электрическую энергию будет связано с осуществлением проекта по строительству транспортного перехода через Керченский пролив, предусматривающего строительство на территории Темрюкского района совмещенных объектов (подъездных железнодорожных путей и автомобильных подходов, линий коммуникаций и связи).

Осуществляемое интенсивное жилищное строительство в Краснодаре, Сочи и Майкопе увеличивает потребление электрической энергии в домашних хозяйствах. Расширение и реконструкция действующих гостиничных и курортно-оздоровительных комплексов будут способствовать дальнейшему росту спроса на электрическую энергию в сфере услуг.

Во второй по величине электропотребления энергосистеме Ростовской области, доля которой в 2016 году составила 20,4% от общего потребления электрической энергии в ОЭС Юга, среднегодовой темп прироста прогнозного спроса на электрическую энергию составит 1,0%. Абсолютный прирост потребления электрической энергии относительно 2016 года составит к 2023 году 1,300 млрд. кВт·ч (7,0%).

Прогнозируемое увеличение потребности в электрической энергии в первую очередь связано с реализацией ряда крупных инвестиционных проектов по созданию новых высокотехнологичных производств в черной металлургии (ЗАО "Донэлектросталь" - строительство завода по производству проката, ООО "Красносулинский Металлургический Комбинат" - строительство производства стального листового проката. ПАО "ТАГМЕТ" - модернизация и техническое перевооружение. В машиностроении (авиастроении) реализация проекта ОАО "Роствертол".

Дополнительный прирост потребности в электрической энергии будет определяться дальнейшим строительством новых жилых микрорайонов в Ростове-на-Дону и других городах области, созданием объектов инфраструктуры, в том числе для проведения Чемпионата мира по футболу 2018 года.

Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Волгоградской области характеризуется стабильным, хотя и незначительным ростом. Среднегодовой прирост за прогнозный период существенно ниже среднего по ОЭС Юга (0,7% против 2,3% соответственно). Предполагаемое увеличение спроса на электрическую энергию в первую очередь будет определяться реализацией в Котельниковском районе крупного инвестиционного проекта по освоению Гремяченского месторождения калийных солей и созданием на его базе горно-обогатительного комбината (ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий") и расширением нефтеперерабатывающего производства (ООО "Лукойл-Волгограднефтепереработка").

В энергосистеме Ставропольского края, доля которой превышает 11% от общего объема потребления ОЭС Юга, темпы прироста прогнозируются ниже средних в ОЭС. Большая часть прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию связана с реализацией проекта по созданию регионального индустриального технологического парка (РИТ-парк (г. Невинномысск) и предполагаемым созданием тепличного комплекса Солнечный дар в Изобильненском районе.

Темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистемах республик Северного Кавказа прогнозируются ниже средних по ОЭС Юга. Относительно высокие темпы прироста потребности в электрической энергии на ближайшие годы прогнозируются в энергосистемах Карачаево-Черкесской Республики (за счет ввода Зеленчукской ГАЭС), Республики Калмыкия (в связи с вводом двух нефтеперекачивающих станций КТК) и Чеченской Республики.

Существенная часть прогнозируемого прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга формируется за счет присоединения с 2017 года энергосистемы Республики Крым и города Севастополь, объем потребления электрической энергии которой оценивается к 2023 году на уровне 8,157 млрд. кВт·ч. С окончанием переходного периода экономического развития Крыма прогнозная динамика спроса на электрическую энергию в Крымской энергосистеме прогнозируется стабильно положительной. Рост потребления электрической энергии в Крыму в первую очередь будет определяться развитием существующих на его территории комплексов: санаторно-курортного, туристско-гостиничного, агропромышленного, а также судостроительного и судоремонтного. Дополнительный прирост потребности в электрической энергии будет формироваться за счет развития аэропортового комплекса "Симферополь" (ООО "Международный аэропорт "Симферополь").

ОЭС Урала

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Урала в 2016 году составил 259,383 млрд. кВт·ч, что на 0,4% выше предыдущего года.

В 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала прогнозируется на уровне 272,17 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2017 - 2023 годов - 0,7%) (рисунок 2.7).

Прогнозируемые достаточно низкие темпы прироста спроса определяются развитием экономики и, прежде всего, особенностями развития профилирующих производств - нефтедобычи и металлургии.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция остается основным нефтедобывающим регионом страны. Развитие нефтегазового комплекса связано как с поддержанием объемов добычи нефти за счет внедрения инновационных технологий в традиционных районах добычи, так и вводом в эксплуатацию новых месторождений, в том числе трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Рисунок 2.7 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Урала на период до 2023 года (не приводится)

Низкая динамика потребления электрической энергии со стороны металлургических предприятий определяется, прежде всего, снижением производства на предприятиях черной металлургии в связи с падением спроса на сталь как на внутреннем, так и на мировых рынках. Крупный инвестиционный проект - Томинский ГОК (разработка меднопорфириевого месторождения в Челябинской области) - признан объектом федерального значения и включен в Стратегию развития металлургии до 2020 года.

Развитие химических производств, на долю которых в среднем по ОЭС Урала приходится только около 6% от суммарного промышленного электропотребления, особое значение имеет для энергосистем Пермского края, Республики Башкортостан, Кировской области. В числе крупных потребителей, определяющих рост спроса на электрическую энергию в период до 2023 года, производства по выпуску калийных удобрений в энергосистеме Пермского края: ПАО "Уралкалий", ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат", ЗАО "Верхне-Камская калийная компания".

Приоритетными направлениями развития экономики являются создание особых экономических зон, индустриальных парков, инновационных центров, в их числе технопарк ЗАО "Зеленая долина" (зона экологически безопасных производств), ЗАО УК "ИТП "Техноград" (инновационно-технологический парк) в энергосистеме Свердловской области.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Урала доля трех энергосистем - Тюменской, Свердловской и Челябинской областей сохраняется на высоком уровне - 66 - 67%.

Отличительной особенностью развития промышленного производства энергосистемы Тюменской области является дальнейшая диверсификация и уход от ярко выраженного моноструктурного характера экономики. Это обеспечивается, прежде всего, созданием новых мощностей в обрабатывающих производствах. Так, в 2013 году осуществлен ввод в эксплуатацию электрометаллургического мини-завода "УГМК-Сталь", предприятия по переработке углеводородного сырья "Тобольск-Полимер", в 2014 году - второй установки по переработке углеводородного сырья "Тобольск-Нефтехим", завершено строительство линейной части продуктопровода от Пуровского ЗПК до "Тобольск-Нефтехим" протяженностью 1100 км. В 2018 году планируется ввод в полномасштабную разработку Русского месторождения (в настоящее время месторождение находится в опытно-промышленной разработке). Планируется строительство Западно-Сибирского комплекса глубокой переработки углеводородного сырья. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Тюменской области (36% в суммарном электропотреблении ОЭС Урала) в значительной мере определяет динамику соответствующих показателей по ОЭС в целом.

Энергосистема Свердловской области характеризуется снижением спроса на электрическую энергию в 2016 году на 1,2% по сравнению с 2015 годом, что связано со снижением объемов промышленного производства (чугуна на 4,8%, готового проката на 6,7%, стали на 1,3%, стальных труб на 5,9%) за период январь - сентябрь 2016 года. Перспективы развития черной металлургии в Свердловской области определяются модернизацией предприятий, нацеленной на повышение качества продукции, снижение энергоемкости. Подготовка к Чемпионату мира по футболу 2018 года связана с реконструкцией Центрального стадиона в городе Екатеринбург с учетом его многофункционального использования в дальнейшем, созданием полноценной транспортной инфраструктуры - завершение строительства Екатеринбургской кольцевой автомобильной дороги, реконструкция Срединного транспортного кольца и других автотрасс, обновление коммунальных сетей, что обеспечит развитие инфраструктуры.

В энергосистеме Челябинской области снижение спроса на электрическую энергию за 2016 год составило 1,5% по сравнению с 2015 годом и определяется снижением производства по следующим видам деятельности (за январь - ноябрь 2016 г.) - обрабатывающая промышленность (на 4,4%), розничная торговля (на 99,9%), объем платных услуг населению (на 4,8%). Динамика спроса на электрическую энергию в период 2017 - 2023 годов определяется развитием профилирующего металлургического производства с реконструкцией и модернизацией производства на крупных металлургических предприятиях - ПАО "Ашинский металлургический завод", АО "Челябинский электрометаллургический комбинат", ОАО "Энергопром-Челябинский электродный завод", АО "Комбинат "Магнезит" и др., что обеспечит повышение энергоэффективности основных производственных процессов.

ОЭС Сибири

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2016 году составил 207,167 млрд. кВт·ч, что на 1,8% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири прогнозируется на уровне 226,595 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 1,3%) (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Сибири на период до 2023 года (не приводится)

Динамика спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири характеризуется ростом в период 2018 - 2020 годов с замедлением приростов в период 2021 - 2023 годов. По отдельным энергосистемам темпы прироста спроса на электрическую энергию существенно различаются. Выше среднего ожидаются темпы прироста по энергосистемам Республик Хакасия и Тыва, Красноярского края, Иркутской области, в остальных энергосистемах темпы прироста существенно ниже.

Преобладающая часть общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири связана с планируемым ростом производства алюминия и формируется в энергосистемах Иркутской области, Красноярского края и Республики Хакасия. При этом около 44% прогнозного прироста спроса на электрическую энергию приходится на крупнейшую в ОЭС Сибири энергосистему Иркутской области, доля которой в общем объеме потребления электрической энергии к концу прогнозного периода составит более 27%. Прогнозируемый до 2023 года прирост спроса на электрическую энергию в энергосистеме (8,5 млрд. кВт·ч к концу прогнозного периода или 16% от уровня потребления электрической энергии в 2016 году) будет определяться наряду с увеличением производства алюминия (ОК РУСАЛ) вводом новых крупных потребителей, модернизацией и реконструкцией действующих производств.

Наиболее значимый вклад в перспективный рост электропотребления на территории энергосистемы ожидается в результате ввода в эксплуатацию Тайшетского алюминиевого завода.

В ближайшие годы в Братске планируется строительство электрометаллургического завода (АО "СЭМЗ"), на Братском заводе ферросплавов продолжится модернизация производства; Ангарский завод полимеров осуществляет реконструкцию производства этилена - пропилена и строительство новых установок по производству полиэтилена высокой плотности.

Значительное увеличение потребности в электрической энергии будет связано с реализацией масштабного проекта по реконструкции инфраструктуры и расширению, в том числе на территории Иркутской области, Транссибирской (далее - Транссиб) и Байкало-Амурской (далее - БАМ) железнодорожных магистралей.

В рамках программы расширения пропускной способности трубопроводной системы ВСТО на участке от головной НПС "Тайшет" до НПС "Сковородино" на территории Иркутской области в предстоящий период будут построены 6 новых НПС.

Развитие существующих золотодобывающих предприятий, а также освоение новых перспективных месторождений золота, в том числе крупнейшего месторождения золотосодержащих руд Сухой Лог, существенно увеличит спрос на электрическую энергию в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах области.

Дополнительная потребность в электрической энергии будет формироваться за счет строительства жилых комплексов, в первую очередь в Иркутске, и развития ОЭЗ ТРТ на Байкале.

На энергосистему Красноярского края приходится около 27% от общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири, что соответствует абсолютному приросту потребления электрической энергии в объеме 5,3 млрд. кВт.ч к 2023 году (11,7% от уровня потребления электрической энергии в энергосистеме в 2016 году). Более высокие темпы прироста прогнозируются на 2018 и 2020 годы. Преобладающая часть прироста потребления электрической энергии формируется за счет ЗАО "Богучанский алюминиевый завод", а также АО "Ванкорнефть". Рост объема потребления электрической энергии АО "Ванкорнефть" связан с предстоящим освоением Сузунского, Тагульского и Лодочного нефтегазоконденсатных месторождений, образующих Ванкорский кластер.

В последующие годы в связи с предполагаемым осуществлением ряда инвестиционных проектов на территории Красноярского края появляются другие относительно крупные потребители электрической энергии, в первую очередь, золотодобывающие предприятия. В Северо-Енисейском районе ООО "Соврудник" реализует проект по освоению Нойбинской золоторудной площади, выход на проектную мощность добычи руды планируется в 2018 году. Крупнейшее золотодобывающее предприятие района и края - ЗАО "Золотодобывающая компания "Полюс" - реализует проект по освоению новых месторождений и строительству золотоизвлекательной фабрики (ЗИФ-5). ООО "Ильинское" осуществляет строительство рудника на месторождении "Высокое".

Дополнительный прирост потребления электрической энергии связан с ожидаемым в ближайшие годы внедрением инновационных технологий, разработанных АО "Информационные спутниковые системы" (ИСС) имени академика М.Ф. Решетнева.

Планируемое в течение 2017 - 2023 годов осуществление ряда проектов по строительству жилых массивов в Красноярске и других городах Красноярского края, а также создание спортивной, транспортной, туристической и инженерной инфраструктуры, необходимой для проведения Зимней Универсиады в 2019 году, будут способствовать увеличению спроса на электрическую энергию в сфере услуг и домашних хозяйствах.

Более 26% от общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири формируется в энергосистеме Республики Хакасия за счет значительного увеличения производства алюминия в связи с планируемым строительством второй очереди Хакасского алюминиевого завода. В энергосистеме Республики Хакасия среднегодовые темпы прироста потребления электрической энергии за прогнозный период оцениваются на уровне 4,1%, что является результатом высоких прогнозируемых темпов роста спроса на электрическую энергию в 2019 - 2020 годы.

В третьей по величине энергосистеме ОЭС Сибири - Кемеровской - прогнозируется абсолютное снижение потребности в электрической энергии. За весь прогнозный период объем потребления электрической энергии снизится на 2,1%, в результате доля энергосистемы уменьшится к концу периода до 13,6% вместо 15,2% в 2016 году. Ожидаемое снижение потребности в электрической энергии обусловлено производственно-технологическими мероприятиями, в результате которых потребление электрической энергии снизится (в частности, на АО "Евраз Западно-Сибирский металлургический комбинат", ООО "Топкинский цемент").

Особенностью энергосистемы Забайкальского края (среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию 0,3%) является высокая доля потребления электрической энергии по ВЭД "Транспорт", превышающая уровень спроса на электрическую энергию в промышленном производстве.

Развитие транспортной и энергетической инфраструктуры как необходимое условие для комплексного освоения уникальных минерально-сырьевых ресурсов рассматривается в качестве приоритета планируемого социально-экономического развития Забайкальского края. Федеральная целевая программа (далее - ФЦП) "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2018 года", утвержденная постановлением Правительства Российской Федерации от 06.12.2013 N 1128, предусматривает модернизацию железнодорожной инфраструктуры и увеличение пропускной способности магистралей БАМ и Транссиб. На территории Забайкальского края планируется увеличение мощности и потребления электрической энергии на участке Транссиб Петровский Завод - Могоча.

В рамках инвестиционного проекта ОАО "РЖД" запланировано завершение комплексной реконструкции, включая электрификацию, южного хода Забайкальской железной дороги Карымская - Забайкальск (участок Борзя - Забайкальск) с развитием станции Забайкальск.

Большая часть увеличения потребности в электрической энергии на территории энергосистемы до 2023 года будет связана с осуществлением инвестиционных проектов по освоению месторождений полиметаллических руд и вводом в эксплуатацию Быстринского ГОК, а также расширением добычи золота (ЗРК "Омчак").

Темпы прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Тыва выше среднего по ОЭС Сибири. Основной прирост связан с планируемым осуществлением на территории республики проекта по разработке Элегестского месторождения каменного угля и строительству ГОК "Элегест". Дополнительная потребность в электрической энергии формируется за счет реализации проектов Министерства обороны РФ по обустройству военных городков.

ОЭС Востока

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Востока в 2016 году составил 33,177 млрд. кВт·ч, что на 2,96% выше предыдущего года.

К 2023 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока прогнозируется на уровне 43,098 млрд. кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2017 - 2023 годов - 3,9%) (рисунок 2.9).

Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2017 - 2023 годов учитывает изменения в территориальной структуре энергозоны Востока - присоединение к ОЭС Востока изолированных энергорайонов Республики Саха (Якутия) - Западного и Центрального, потребление электрической энергии которых составляет более 70% от суммарного потребления по централизованной зоне энергоснабжения Республики Саха (Якутия). Присоединение изолированных энергорайонов определяет высокую динамику показателей спроса на электрическую энергию в период 2017 - 2018 годов.

Спрос на электрическую энергию по ОЭС Востока без учета присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) на уровне 2023 года в рассматриваемом варианте оценивается в объеме 36,8 млрд. кВт·ч со среднегодовым приростом за период 2017 - 2023 годов 1,5%, при соответствующем показателе по ЕЭС России 0,8%.

Рисунок 2.9 - Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Востока на период до 2023 года (не приводится)

Опережающие темпы роста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока в рассматриваемой перспективе определяются экономическим развитием региона. Рост спроса на электрическую энергию связан, прежде всего, с предстоящим развитием промышленных производств с учетом как существующих потребителей, так и реализации новых масштабных проектов - потенциальных резидентов промышленно-производственных зон, в их числе:

- металлургические производства, представленные крупными инвестиционными проектами - формирование горно-металлургического кластера в Приамурье на базе рудных месторождений, в том числе Кимкано-Сутарского ГОК (пуско-наладочные работы по вводу в эксплуатацию начались в 2015 году), разработка золоторудных месторождений Амурской области - Маломырский, Покровский и Албынский рудники;

- добыча угля на территории Южно-Якутского энергорайона - Эльгинское месторождение и создание угольного комплекса - ИК "Инаглинский" и Хабаровского края - ОАО "Ургалуголь" (инвестиционный проект);

- производства по переработке нефти и газа и создание новых производств нефтегазохимического комплекса, связанных с развитием систем магистральных нефте- и газопроводов. Крупнейший из проектов - строительство нефтехимического комплекса ПАО "НК "Роснефть" в Находке АО "ВНХК" (совместный проект с китайской корпорацией ChemChina), ООО "Технолизинг" завод по производству метанола, который совместно с Амурским ГПЗ (рассматривается в качестве инвестиционного проекта) могут стать резидентами территории опережающего развития (далее - ТОР) "Свободненская";

- развитие судостроительных предприятий на базе Дальневосточного центра судостроения и судоремонта, основными направлениями которого являются модернизация судоремонтных производств и создание новых мощностей для реализации проектов по выпуску современной морской техники - Приморский край;

- реализация проекта "Космодром Восточный" в Амурской области. Первый пуск ракеты-носителя "Союз" с тремя спутниками проведен в апреле 2016 года. Вторая очередь строительства планируется к сдаче в 2021 году;

- реализация проектов на территориях опережающего социально-экономического развития (ТОСЭР), в их числе ТОСЭР Надеждинская (создание логистического центра, технопарка и сопутствующих производств) и ТОСЭР Михайловская (агропромышленная специализация) в Приморском крае.

В части транспортной инфраструктуры развитие получат морские порты (транспортно-логистические площадки):

- в Хабаровском крае - порт Ванино, где будут созданы специализированный угольный перегрузочный комплекс ПАО "Мечел", терминал по перевалке угля в бухте Мучка ООО "Сахатранс", угольный перегрузочный терминал в районе мыса Бурый ОАО "Дальневосточный Ванинский порт", в том числе для обслуживания перевалки угля с Элегестского месторождения (Республика Тыва);

- в Приморском крае - ООО "Морской порт "Суходол" - специализированный грузовой порт в районе бухты Суходол (Шкотовский район), ООО "Порт Вера" в районе бухты Беззащитная на территории ЗАТО города Фокино - морской терминал с сопутствующей инфраструктурой, АО "Торговый порт Посьет" в Хасанском районе - модернизация и строительство специализированного угольного терминала с увеличением мощности до 12 млн. тонн в год, ООО "Морской порт в бухте Троицы" (незамерзающий порт в бухте Троица), АО "Восточный порт" - крупнейшая стивидорная компания со специализацией по перевалке каменного угля ОАО "Евраз "Находнинский морской порт" (бухта Находка).

ПАО "АК "Транснефть" ведет работы по расширению первой и второй очередей трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан": ВСТО-1 до 80 млн. тонн в год и ВСТО-2 до 50 млн. тонн к 2020 году. Это определяет строительство трех НПС в Амурской области, а также увеличение мощности на существующих НПС в Южно-Якутском энергорайоне Республики Саха (Якутия) в Амурской области и Хабаровском крае.

В связи с присоединением изолированных энергорайонов изменяется территориальная структура потребления электрической энергии ОЭС Востока - существенно возрастает доля энергосистемы Республики Саха (Якутия) - до 21,4% в 2023 году (5,8% - доля Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) в ОЭС Востока в настоящее время).

Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) включает в себя Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу вилюйских сельскохозяйственных районов. Основные профилирующие производства - добыча и обработка алмазов, являющаяся традиционной специализацией региона, и нефтедобыча. Эти энергоемкие производства определяют специфику структуры потребления электрической энергии как Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) (доля добывающих производств не менее 57% в структуре промышленного потребления электрической энергии), так и всей энергосистемы Республики Саха (Якутия), а именно: высокую долю промышленного производства в суммарной структуре потребления электрической энергии (42% в целом по Якутской энергосистеме, в том числе 34% приходится на добычу полезных ископаемых) на фоне сравнительно низкой доли характерной для ОЭС Востока в настоящее время (24% и 6%, соответственно). Рост спроса на электрическую энергию на территории Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) в рассматриваемой перспективе будет определяться развитием профилирующих производств - нефтедобычи и транспортирования нефти по трубопроводной системе "Восточная Сибирь - Тихий Океан", добычей и обработкой алмазов (совершенствование технологии добычи, отработки подземных алмазоносных трубок "Айхал", "Интернациональная", "Ботуобинская", "Нюрбинская", развитие ГОК "Удачнинский", связанное с переходом от карьерной к шахтной добыче с вовлечением в эксплуатацию глубоких горизонтов месторождения), а также созданием производственной и социальной инфраструктуры.

Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия) объединяет столичный республиканский промышленный узел и группу центральных улусов. Район характеризуется наибольшей плотностью населения (в городе Якутск проживает 294 тыс. человек или 47% городского населения Республики Саха (Якутия), развитием обрабатывающих производств (пищевые продукты, строительные материалы, металлообработка, деревообработка), сервисным обслуживанием. Рассматривается возможность создания ювелирно-гранильного кластера в ТОР "Кангалассы". Структура потребления электрической энергии Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) характеризуется сравнительно низкой долей промышленности при более высокой доле домашних хозяйств и предприятий сферы услуг.

Выводы:

1. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов сформирован на основе информации о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям с учетом прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разработанного Министерством экономического развития - на период 2017 - 2019 годов (ноябрь 2016 года), и "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года" и соответствует консервативному сценарию долгосрочного социально-экономического развития России.

2. Общий объем спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1101,044 млрд. кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2016 года на 74,188 млрд. кВт·ч. Превышение уровня 2016 года составит в 2023 году 7,2% при среднегодовом приросте за период 1,0%.

3. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Юга энергосистемы Республики Крым и города Севастополь и без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1086,581 млрд. кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 0,8%.

4. Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России ожидаются в 2017 - 2020 годах. Существенным фактором увеличения потребления электрической энергии в период 2017 - 2018 годов является значительный прирост объема электропотребления в ОЭС Юга за счет присоединения энергосистемы Республики Крым и города Севастополь (2017 год) и в ОЭС Востока за счет присоединения Западного (с середины 2017 года) и Центрального (2018 год) энергорайонов Республики Саха (Якутия). Рост спроса на электрическую энергию в период 2019 - 2020 годов определяется динамикой потребления электрической энергии в ОЭС Сибири с учетом увеличения спроса со стороны алюминиевых заводов - набор мощности на Богучанском алюминиевом заводе, ввод Тайшетского алюминиевого завода и строительство второй очереди Хакасского алюминиевого завода.

3. Прогноз максимального потребления мощности и характеристики режимов потребления Единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2017 - 2023 годы

ЕЭС России

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

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

Таблица 3.1 - Динамика потребления электрической энергии и мощности ЕЭС России

Показатель
2012
2013
2014
2015
2016
Потребление электрической энергии, млрд. кВтч
1015,7
1009,8
1013,9
1008,3
1026,9
% к прошлому году
1,57%
-0,6%
0,41 %
-0,55%
1,85%
ОЗП
11 - 12
ОЗП
12 - 13
ОЗП
13 - 14
ОЗП
14 - 15
ОЗП
15 - 16
Максимум потребления мощности, МВт
155226
157425
154709
148847
149246
% к прошлому ОЗП
+4,3%
+1,4%
-1,7%
-3,8%
+2,7%
t °C в день прохождения максимума
-23,4
-22,5
-23,2
-14,4
-16,6

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

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

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

Помимо значения температуры наружного воздуха в день прохождения максимума на величину потребления мощности большое влияние оказывает и эффект продолжительности периода устойчивых низких температур. Так, в ОЗП 2012 - 2013 годов в ЕЭС России продолжительность такого периода с температурой ниже -20 °C составила 10 суток, что предопределило более высокое значение максимума потребления в сравнении с предыдущим и последующим ОЗП, когда такие продолжительные периоды не наблюдались.

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

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

Высокий относительно прогнозируемого изменения потребления электрической энергии прирост прогнозного максимума потребления мощности в 2017 году обусловлен низким максимумом последнего года базового периода, зафиксированного на фоне повышенных температур наружного воздуха, и присоединением к ЕЭС России энергосистемы Республики Крым и города Севастополь и Западного энергорайона Республики Саха (Якутия).

В таблицах 3.2 и 3.3 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2017 - 2023 годы с учетом ОЭС Востока и без нее соответственно. Спрос на электрическую энергию в нижеприведенных таблицах представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС).

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

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
1008,251
1026,856
1027,753
1041,082
1054,439
1070,197
1079,667
1090,467
1101,044
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
млрд. кВт·ч
1005,630
1024,264
1025,093
1038,360
1051,157
1066,125
1075,595
1086,395
1096,972
PMAX СОБСТВ.
МВт
147377
151070
154748
156489
158289
159949
161498
163089
164598
TMAX ГОД
час/год
6824
6780
6624
6635
6641
6665
6660
6661
6665

ЭГОД - годовое потребление электрической энергии;

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

TMAX ГОД - число часов использования максимума потребления мощности.

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

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
975,986
993,679
993,186
1002,320
1014,936
1030,036
1038,656
1048,893
1057,946
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
млрд. кВт·ч
973,406
991,086
990,526
999,598
1011,654
1025,964
1034,584
1044,821
1053,874
PMAX СОБСТВ.
МВт
142930
146467
149466
150836
152522
154107
155550
157009
158259
TMAX ГОД
час/год
6810
6767
6627
6627
6633
6657
6651
6655
6659

По данным таблицы 3.2 максимальное потребление мощности ЕЭС России на 2017 год прогнозируется на уровне 154 748 МВт. К 2023 году максимальное потребление мощности прогнозируется на уровне 164 598 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за период 2017 - 2023 годов 1,2%. На рисунке 3.1 представлена динамика изменения прогнозного максимума потребления мощности ЕЭС России.

Рисунок 3.1 - Прогнозные значения максимума

потребления мощности ЕЭС России (не приводится)

ОЭС Северо-Запада

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году составит 9,3%. К 2023 году этот показатель немного снизится и составит 9,1%. В 2017 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 14 688 МВт. К 2023 году максимум потребления мощности составит 15 390 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста за 2017 - 2023 годы 0,4%.

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

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

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
90,296
92,880
91,498
92,184
92,591
93,334
93,910
94,949
95,826
PMAX СОБСТВ.
МВт
14244
14978
14688
14805
14869
14953
15090
15250
15390
TMAX ГОД
час/год
6339
6201
6229
6227
6227
6242
6223
6226
6227
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
13421
13652
14335
14450
14512
14594
14728
14884
15021
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
6728
6803
6383
6380
6380
6395
6376
6379
6379

PСОВМ. С ЕЭС - максимум потребления ОЭС на час прохождения максимума потребления ЕЭС России;

TСОВМ. С ЕЭС - число часов использования максимума потребления ОЭС на час прохождения максимума потребления ЕЭС России.

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2017 - 2023 годов представлено на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Северо-Запада (не приводится)

ОЭС Центра

В 2017 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 24,2%. К 2023 году этот показатель составит 23,9%. В 2017 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 37 957 МВт. К 2023 году максимум потребления мощности достигнет 39 673 МВт. Среднегодовые приросты максимумов потребления мощности за 2017 - 2023 годы прогнозируются на уровне 1,0%.

В таблице 3.5 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.

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

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
231,767
237,276
234,660
236,333
238,742
241,184
243,580
245,828
248,537
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
млрд. кВт·ч
229,187
234,696
232,08
233,75
235,60
237,25
239,65
241,90
244,61
PMAX СОБСТВ.
МВт
35970
37137
37957
38131
38349
38553
38886
39289
39673
TMAX ГОД
час/год
6372
6320
6114
6130
6144
6154
6163
6157
6166
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
35970
35952
37502
37697
37924
38135
38474
38873
39262
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
6372
6528
6189
6201
6213
6221
6229
6223
6230

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.4 представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в 2019 году.

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.3 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Центра (не приводится)

ОЭС Средней Волги

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году оценивается в 10,8%. К 2023 году ожидается ее снижение до 10,5%. В 2017 году собственный максимум потребления мощности составит 16 855 МВт. К 2023 году максимум потребления мощности вырастет до 17 368 МВт при среднегодовых темпах прироста за 2017 - 2023 годы 0,3%.

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

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

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
104,244
106,270
104,700
105,201
105,569
106,350
106,936
107,745
108,482
PMAX СОБСТВ.
МВт
16474
16980
16855
16928
16978
17035
17161
17270
17368
TMAX ГОД
час/год
6328
6259
6212
6215
6218
6243
6231
6239
6246
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
16302
16774
16754
16826
16876
16933
17058
17166
17264
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
6395
6335
6249
6252
6256
6281
6269
6277
6284

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.4 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Средней Волги (не приводится)

ОЭС Юга

Доля ОЭС Юга в 2017 году составит порядка 10,0% от общего максимального потребления мощности ЕЭС России. К 2023 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 10,2%. В 2017 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 16 137 МВт. К 2023 году максимум потребления мощности составит 17 545 МВт, что соответствует среднегодовому темпу прироста нагрузки за 2017 - 2023 годы на уровне 2,3%. Значительное увеличение доли и большие среднегодовые темпы прироста потребления мощности связаны с присоединением к ОЭС Юга энергосистемы Республики Крым и города Севастополь.

В таблице 3.7 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.

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

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
87,882
90,703
96,813
98,535
100,445
102,061
103,310
104,918
106,336
ЭГОД БЕЗ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ЗАРЯД ГАЭС
млрд. кВт·ч
87,882
90,671
96,733
98,393
100,303
101,919
103,168
104,776
106,194
PMAX СОБСТВ.
МВт
14231
14967
16137
16426
16734
16922
17131
17401
17545
TMAX ГОД
час/год
6175
6058
5994
5990
5994
6023
6022
6021
6053
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
13459
14467
15459
15756
16056
16241
16446
16710
16853
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
6530
6267
6257
6245
6247
6275
6273
6270
6301

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.7 представлен без учета и с учетом потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГЭС-ГАЭС, введенной 2016 году.

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.5 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Юга (не приводится)

ОЭС Урала

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году составит 23,5%, а к 2023 году этот показатель снизится до 23,2%. Собственный максимум потребления мощности в 2017 году прогнозируется на уровне 36 870 МВт. К 2023 году этот показатель достигнет уровня 38 715 МВт при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления за 2017 - 2023 годы 0,4%.

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

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

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
258,274
259,383
258,760
259,976
261,818
264,127
266,544
269,580
272,170
PMAX СОБСТВ.
МВт
36191
37575
36870
37093
37374
37586
37977
38373
38715
TMAX ГОД
час/год
7136
6903
7018
7009
7005
7027
7019
7025
7030
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
35304
37444
36354
36574
36865
37078
37450
37843
38188
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
7316
6927
7118
7108
7102
7124
7117
7124
7127

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.6 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Урала (не приводится)

ОЭС Сибири

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году составит 18,8%, и в 2023 году этот показатель повысится до 19,2%. Собственный максимум потребления мощности к 2017 году прогнозируется на уровне 30 657 МВт и к 2023 году - на уровне 33 361 МВт при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления за 2017 - 2023 годы - 1,2%.

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

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

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
203,525
207,167
206,755
210,091
215,771
222,980
224,376
225,873
226,595
PMAX СОБСТВ.
МВт
29613
30688
30657
31131
31924
32801
33078
33221
33361
TMAX ГОД
час/год
6873
6751
6744
6749
6759
6798
6783
6799
6792
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
28474
28179
29063
29532
30289
31125
31393
31534
31671
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
7148
7352
7114
7114
7124
7164
7147
7163
7155

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.7 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Сибири (не приводится)

ОЭС Востока

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2017 году составит порядка 3,4%, а в 2023 году увеличится до 3,9%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока в 2017 году прогнозируется на уровне 6 111 МВт, к 2023 году - 7 327 МВт, при этом среднегодовые темпы прироста максимума потребления за 2017 - 2023 годы составят 4,5%. Достаточно большие темпы прироста электрической нагрузки обусловлены присоединением к ОЭС Востока Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия). В таблице 3.10 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

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

Наименование
Ед. изм.
Факт
Прогноз
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЭГОД
млрд. кВт·ч
32,224
33,177
34,567
38,762
39,503
40,161
41,011
41,574
43,098
PMAX СОБСТВ.
МВт
5289
5388
6111
6541
6672
6758
6877
7028
7327
TMAX ГОД
час/год
6093
6158
5657
5926
5921
5943
5964
5915
5882
PСОВМ. С ЕЭС
МВт
4446
4603
5282
5653
5767
5842
5948
6080
6339
TСОВМ. С ЕЭС
час/год
7248
7208
6544
6857
6850
6875
6895
6838
6799

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2017 - 2023 годов.

Рисунок 3.8 - Прогнозные значения собственного максимума

потребления мощности ОЭС Востока (не приводится)

Выводы:

1. Максимальное потребление мощности ЕЭС России к 2023 году ожидается на уровне 164 598 МВт. За период 2017 - 2023 годов среднегодовые приросты нагрузки ЕЭС России составят около 1,2%.

2. Рост максимумов потребления мощности прогнозируется в рассматриваемый период по всем ОЭС.

3. Наиболее интенсивный среднегодовой рост максимумов потребления мощности в период 2017 - 2023 годов будет наблюдаться в ОЭС, где предполагается присоединение новых территорий:

ОЭС Юга (присоединение энергосистемы Республики Крым и города Севастополь) - 2,3%;

ОЭС Востока (присоединение Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия)) - 4,5 %.

4. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по ЕЭС России в 2017 - 2023 годах будет изменяться незначительно в диапазоне 6624 - 6665 часов.

4. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию на период 2017 - 2023 годов

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

При оценке потребности в мощности для Европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири и Востока - максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, и собственный. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый максимум потребления по ЕЭС России на уровне 2017 года составит 154 748 МВт и возрастет к 2023 году до 164 598 МВт, без учета ОЭС Востока - 149 466 МВт и 158 259 МВт соответственно.

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

Экспортные поставки из ЕЭС России планируются в следующем объеме:

на уровне 2017 года 3838 МВт/14,419 млрд. кВт·ч;

в 2018 году - 3438 МВт/13,199 млрд. кВт·ч;

в период 2019 - 2020 годов - 3338 МВт/12,039 млрд. кВт·ч;

в 2021 году - 3338 МВт/11,749 млрд. кВт·ч;

в 2022 году - 3338 МВт/11,549 млрд. кВт·ч;

в 2023 году - 3338 МВт/11,554 млрд. кВт·ч.

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

По планам ПАО "ИНТЕР РАО" на период до 2023 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндию (1300 МВт/4,1 - 4,4 млрд. кВт·ч), страны Балтии (400 МВт/1,6 - 2,1 млрд. кВт·ч), Монголию (250 МВт/0,4 млрд. кВт·ч). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндией (58 МВт/0,599 млрд. кВт·ч) и Норвегией (30 МВт/0,03 млрд. кВт·ч).

Экспортные поставки мощности и электрической энергии в Беларусь предусматриваются в объеме 500 МВт/2,0 млрд. кВт·ч в 2017 году, 200 МВт/1,0 млрд. кВт·ч в 2018 году, 100 МВт/0,03 млрд. кВт·ч в период 2019 - 2023 годов. Снижение экспортных поставок мощности и электрической энергии с 2018 года в Беларусь связано с планируемым вводом в эксплуатацию Белорусской АЭС.

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 400 МВт/0,24 млрд. кВт·ч в 2017 году, 300 МВт/0,12 млрд. кВт·ч в период 2018 - 2023 годов, Южную Осетию - 40 МВт/0,15 млрд. кВт·ч в период 2017 - 2018 годов, 40 МВт/0,16 млрд. кВт·ч в период 2019 - 2020 годов, 40 МВт/0,17 млрд. кВт·ч в период 2021 - 2022 годов, 40 МВт/0,18 млрд. кВт·ч в 2023 году.

Экспортные поставки в Казахстан в 2017 - 2023 годы планируются в объеме 360 МВт/1,2 млрд. кВт·ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электрической энергии в Китай в объеме 500 МВт/3,3 млрд. кВт·ч.

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

Наименование
2016 (факт)
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Мощность на час максимума ЕЭС
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
Энергия
Мощность
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
млрд. кВт·ч
МВт
ЕЭС России, всего
2080 "*"
14,419
3838
13,199
3438
12,039
3338
12,039
3338
11,749
3338
11,549
3338
11,554
3338
ОЭС Северо-Запада
561 "**"
7,129
1788
7,029
1788
6,829
1788
6,829
1788
6,529
1788
6,329
1788
6,329
1788
Финляндия (приграничный)
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
0,599
58
Норвегия (приграничный)
27
0,03
30
0,03
30
0,03
30
0,03
30
0,03
30
0,03
30
0,03
30
Финляндия
299
4,40
1300
4,40
1300
4,20
1300
4,20
1300
4,20
1300
4,10
1300
4,10
1300
Балтия
177
2,10
400
2,0
400
2,00
400
2,00
400
1,70
400
1,60
400
1,60
400
ОЭС Центра
258
2,0
500
1,0
200
0,03
100
0,03
100
0,03
100
0,03
100
0,03
100
Беларусь
258 "**"
2,0
500
1,0
200
0,03
100
0,03
100
0,03
100
0,03
100
0,03
100
ОЭС Средней Волги
58
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
Казахстан
58
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
ОЭС Юга
54
0,42
450
0,30
350
0,31
350
0,31
350
0,32
350
0,32
350
0,325
350
Грузия
0
0,24
400
0,12
300
0,12
300
0,12
300
0,12
300
0,12
300
0,12
300
Азербайджан
19
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
0,0
0
Южная Осетия
30
0,15
40
0,15
40
0,16
40
0,16
40
0,17
40
0,17
40
0,175
40
Казахстан
5
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
0,03
10
ОЭС Урала
0
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
Казахстан
0
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
1,03
290
ОЭС Сибири
597
0,51
300
0,51
300
0,51
300
0,51
300
0,51
300
0,51
300
0,51
300
Монголия
33
0,40
250
0,40
250
0,40
250
0,40
250
0,40
250
0,40
250
0,40
250
Казахстан
564
0,11
50
0,11
50
0,11
50
0,11
50
0,11
50
0,11
50
0,11
50
ОЭС Востока
118
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
Китай
118
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500
3,30
500

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

"*" Учтен экспорт мощности в энергосистему Украины (434 МВт), начиная с 2017 года экспорт мощности не учитывается.

"**" Экспорт мощности из ОЭС Северо-Запада в энергосистему Республики Беларусь учтен в ОЭС Центра.

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

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

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

Таблица 4.2 - Нормативные значения резерва мощности, %

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

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

"*" Распределение в процентах от резерва мощности по Европейской части ЕЭС России.

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2017 года должна составить 25 118 МВт, на уровне 2023 года - 26 716 МВт. Распределение нормативного резерва по ОЭС неравномерно, при этом использование резервов одной ОЭС для покрытия максимумов потребления мощности других ОЭС ограничено в силу недостаточной пропускной способности основной электрической сети и большой территориальной протяженности ЕЭС России.

Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.1.

Таблица 4.3 - Спрос на мощность, МВт

2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ОЭС Северо-Запада
Совмещенный максимум потребления мощности
14335
14450
14512
14594
14728
14884
15021
Нормативный резерв
3069
3094
3118
3136
3166
3200
3229
Экспорт
1788
1788
1788
1788
1788
1788
1788
Спрос на мощность - всего
19192
19332
19418
19518
19682
19872
20038
ОЭС Центра
Совмещенный максимум потребления мощности
37502
37697
37924
38135
38474
38873
39262
Нормативный резерв
6550
6599
6649
6690
6754
6826
6886
Экспорт
500
200
100
100
100
100
100
Спрос на мощность - всего
44552
44496
44673
44925
45328
45799
46248
ОЭС Средней Волги
Совмещенный максимум
16754
16826
16876
16933
17058
17166
17264
потребления мощности
Нормативный резерв
2252
2268
2286
2300
2322
2346
2367
Экспорт
10
10
10
10
10
10
10
Спрос на мощность - всего
19016
19104
19172
19243
19390
19522
19641
ОЭС Юга
Совмещенный максимум потребления мощности
15459
15756
16056
16241
16446
16710
16853
Нормативный резерв
2047
2062
2078
2091
2111
2133
2152
Экспорт
450
350
350
350
350
350
350
Спрос на мощность - всего
17956
18168
18484
18682
18907
19193
19355
ОЭС Урала
Совмещенный максимум потребления мощности
36354
36574
36865
37078
37450
37843
38188
Нормативный резерв
6550
6599
6649
6690
6754
6826
6886
Экспорт
290
290
290
290
290
290
290
Спрос на мощность - всего
43194
43463
43804
44058
44494
44959
45364
Европейская часть
Совмещенный максимум потребления мощности
120403
121304
122233
122981
124157
125476
126588
Нормативный резерв
20468
20622
20780
20907
21107
21331
21520
Экспорт
3038
2638
2538
2538
2538
2538
2538
Спрос на мощность - всего
143909
144564
145551
146426
147802
149345
150646
ОЭС Сибири
Совмещенный максимум потребления мощности
29063
29532
30289
31125
31393
31534
31671
Нормативный резерв
3488
3544
3635
3735
3767
3784
3801
Экспорт
300
300
300
300
300
300
300
Спрос на мощность - всего
32851
33376
34224
35160
35460
35618
35772
ОЭС Востока
Совмещенный максимум потребления мощности
5282
5653
5767
5842
5948
6080
6339
Нормативный резерв
1162
1244
1269
1285
1309
1338
1395
Экспорт
500
500
500
500
500
500
500
Спрос на мощность - всего
6944
7397
7536
7627
7757
7918
8234
ЕЭС России
Максимум потребления мощности
154748
156489
158289
159949
161498
163089
164598
Нормативный резерв
25118
25410
25684
25927
26183
26453
26716
Экспорт
3838
3438
3338
3338
3338
3338
3338
Спрос на мощность - всего
183704
185337
187311
189214
191019
192880
194652
ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности
30657
31131
31924
32801
33078
33221
33361
Нормативный резерв
3679
3736
3831
3936
3969
3987
4003
Экспорт
300
300
300
300
300
300
300
Спрос на мощность - всего
34636
35167
36055
37037
37347
37508
37664
ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки
Максимум потребления мощности
6111
6541
6672
6758
6877
7028
7327
Нормативный резерв
1344
1439
1468
1487
1513
1546
1612
Экспорт
500
500
500
500
500
500
500
Спрос на мощность - всего
7955
8480
8640
8745
8890
9074
9439

Рисунок 4.1 - Спрос на мощность в ЕЭС России

(не приводится)

Выводы:

1. Основные направления экспорта-импорта электрической энергии и мощности по данным ПАО "Интер РАО" до 2023 года не изменятся.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2017 года должна составить 25 118 МВт, на уровне 2023 года - 26 716 МВт.

3. При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 183704 МВт в 2017 году до 194652 МВт на уровне 2023 года.

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

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2017 - 2023 годы сформирована с учетом вводов нового генерирующего оборудования в период 2017 - 2023 годов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций в соответствии с:

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

- инвестиционными программами производителей электрической энергии, утвержденными Минэнерго России в 2016 году;

- обязательствами производителей электрической энергии, мощность которых была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности до 2020 года;

- приказами Минэнерго России о выводе объекта генерации из эксплуатации;

- предложениями производителей электрической энергии (ноябрь - декабрь 2016 года).

Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на 2017 - 2023 годы составляют 7726,6 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 3000 МВт (два первых энергоблока на Ленинградской АЭС (2 x 1000 МВт) в ОЭС Северо-Запада, первый энергоблок на Курской АЭС (1000 МВт) в ОЭС Центра); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 4726,6 МВт.

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

Таблица 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России, МВт

2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Всего за 2017 - 2023
ЕЭС России, всего
1422,4
1770,0
630,0
2904,2
1000,0
7726,6
АЭС
1000,0
1000,0
1000,0
3000,0
ТЭС
1422,4
770,0
630,0
1904,2
4726,6
ОЭС Северо-Запада, всего
147,5
1000,0
1018,0
2165,5
АЭС
1000,0
1000,0
2000,0
ТЭС
147,5
18,0
165,5
ОЭС Центра, всего
523,8
600,0
1235,0
1000,0
3358,8
АЭС
1000,0
1000,0
ТЭС
523,8
600,0
1235,0
2358,8
ОЭС Средней Волги, всего
41,0
36,0
305,7
382,7
ТЭС
41,0
36,0
305,7
382,7
ОЭС Юга, всего
81,0
50,0
25,0
156,0
ТЭС
81,0
50,0
25,0
156,0
ОЭС Урала, всего
391,1
643,0
181,5
1215,6
ТЭС
391,1
643,0
181,5
1215,6
ОЭС Сибири, всего
238,0
72,0
310,0
ТЭС
238,0
72,0
310,0
ОЭС Востока, всего
41,0
30,0
67,0
138,0
ТЭС
41,0
30,0
67,0
138,0

Рисунок 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации

генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС

России в 2017 - 2023 годы (не приводится)

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

В 2016 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 4260,78 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2016 году приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2016 году

Электростанции
Станционный номер
Марка турбины
Установленная мощность, МВт
ОЭС Северо-Запада
609,257
ДЭС "1" Сивая Маска
N 5
ДГУ LIS-1250
1,0
ДЭС Сивая Маска
N 6
Д-65А-П
0,04
ДЭС Елецкая
N 4
Caterpillar C32
0,8
МГТЭС "2" Правобережная
N 1
FT-8 MobilPac
22,5
Юго-Западная ТЭЦ
N 2
ПГУ "3"
275,0
Усинская ТЭЦ
N 1 - 4
ПС-90ГП-25ПА
100,0
Тихвинская ТЭЦ
N 1 - 6
Wartsila 18V50SG
109,92
ЭС-1 Центральная ТЭЦ
N 1
SGT-800
50,0
ЭС-1 Центральная ТЭЦ
N 2
SGT-800
50,0
ОЭС Центра
1314,42
Нововоронежская АЭС
N 6
К-1200-6,8/50
1195,4
Дягилевская ТЭЦ
N 1
ПГУ
119,02
ОЭС Средней Волги
110
Нижнекамская ТЭЦ-2
N 7
К-110-1,6
110
ОЭС Юга
494,6
Новочеркасская ГРЭС "4"
N 9
К-330-23,56
324
Зарагижская ГЭС "5"
N 1 - 3
HL-LJ-175
30,6
Зеленчукская ГАЭС "6"
N 1 - 2
ОРО 230-В-221
140
ОЭС Урала
1571,5
Челябинская ГРЭС
N 2
ПГУ
247,5
Троицкая ГРЭС
N 10
GLN 660-24,2/566/566
660,0
Академическая ТЭЦ
N 1
ПГУ
222,0
Ново-Салаватская ПГУ
N 1
ПГУ
432,0
Бугульчанская СЭС "7" (2,3 оч)
ФЭСМ
10,0
ОЭС Сибири
161,0
Шингинская ГТЭС "8"
N 1 - 4
ГТА-6РМ
24,0
Усть-Канская СЭС
ФЭСМ
5,0
КЭС Кокс
N 1 - 2
К-6-1,2
12,0
Омская ТЭЦ-3
N 10
Т-120/130-12,8
120,0
ЕЭС России, всего
4260,78

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

Примечание: "1" ДЭС - дизельная электростанция.

"2" МГТЭС - мобильная газотурбинная электростанция.

"3" ПГУ - парогазовая установка.

"4" ГРЭС - государственная районная электростанция.

"5" ГЭС - гидроэлектростанция.

"6" ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция.

"7" СЭС - солнечная электростанция.

"8" ГТЭС - газотурбинная электростанция.

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

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

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

- генерирующие объекты, отобранные по результатам конкурентного отбора мощности до 2020 года.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов предусматриваются в объеме 18895,8 МВт, в том числе на АЭС - 8361,8 МВт, на ГЭС - 743,7 МВт, на ГАЭС - 840 МВт, на ТЭС - 7075,3 МВт и на ВИЭ - 1875 МВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов представлены в таблице 5.3 и на рисунке 5.2.

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

2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Всего за 2017 - 2023
ЕЭС России - всего
7198,1
3968,3
1906,8
1558,8
565
1250
2448,8
18895,8
АЭС
2268,8
1195,4
1198,8
1250
2448,8
8361,8
ГЭС
321,2
20,7
401,8
743,7
ГАЭС
840
840
ТЭС
3898,1
2317,2
195
100
565
7075,3
ВИЭ
710
435
470
260
1875
ОЭС Северо-Запада - всего
1273,8
768
244,8
1198,8
1198,8
4684,2
АЭС
1198,8
1198,8
1198,8
3596,4
ГЭС
49,8
49,8
ТЭС
75
768
195
1038
ОЭС Центра - всего
600
1448,4
840
1250
1250
5388,4
АЭС
1195,4
1250
1250
3695,4
ГАЭС
840
840
ТЭС
585
253
838
ВИЭ
15
15
ОЭС Средней Волги - всего
573,6
270
50
893,6
ТЭС
413,6
230
50
693,6
ВИЭ
160
40
200
ОЭС Юга - всего
1939,7
1050,7
602
260
3852,4
АЭС
1070
1070
ГЭС
1,2
20,7
352
373,9
ТЭС
492,5
830
1322,5
ВИЭ
376
200
250
260
1086
ОЭС Урала - всего
2196,5
101,2
170
2467,7
ТЭС
2072,5
11,2
2083,7
ВИЭ
124
90
170
384
ОЭС Сибири - всего
35
330
50
50
465
ТЭС
225
50
275
ВИЭ
35
105
50
190
ОЭС Востока - всего
579,5
565
1144,5
ГЭС
320
320
ТЭС
259,5
565
824,5

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2023 года планируется в ОЭС Центра (5388,4 МВт) и ОЭС Северо-Запада (4684,2 МВт).

Рисунок 5.2 - Вводы генерирующих мощностей

на электростанциях ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов

(не приводится)

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

Развитие атомной энергетики в период 2017 - 2023 годов предусматривается на существующих и новых площадках:

ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 (новые энергоблоки Ленинградской АЭС) в Ленинградской области с вводом первых трех энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью по 1198,8 МВт каждый в 2017, 2020 и 2023 годах для обеспечения, в том числе, замены выводимых из эксплуатации в 2018 и 2020 годах энергоблоков N 1 и N 2 на Ленинградской АЭС;

ОЭС Центра - Нововоронежская АЭС-2 (новые энергоблоки Нововоронежской АЭС) в Воронежской области с вводом второго энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1195,4 МВт в 2018 году и Курская АЭС-2 в Курской области с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР мощностью 1250 МВт в 2022 и 2023 годах;

ОЭС Юга - Ростовская АЭС в Ростовской области с вводом энергоблока N 4 типа ВВЭР мощностью 1070 МВт в 2017 году.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов предусматриваются в объеме 743,7 МВт. В ОЭС Востока планируется завершение строительства Нижне-Бурейской ГЭС с вводом четырех гидроагрегатов (4 x 80 МВт) в 2017 году, в ОЭС Юга - Зарамагской ГЭС-1 с вводом двух гидроагрегатов (2 x 171 МВт) в 2019 году.

В ОЭС Юга в период 2017 - 2019 годов предполагается ввод в эксплуатацию генерирующих объектов установленной мощностью 31,9 МВт на малых ГЭС, в ОЭС Северо-Запада - 49,8 МВт в 2019 году.

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в "маневренной" мощности в европейской части России в период до 2019 года предусматривается завершение строительства Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме города Москвы и Московской области в ОЭС Центра (4 x 210 МВт в 2019 году).

В рассматриваемый перспективный период до 2023 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью выше 200 МВт) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью ввода в эксплуатацию:

в ОЭС Центра: на Хуадянь-Тенинской ТЭЦ (Ярославской ТЭС) (ПГУ-450(Т)), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т));

в ОЭС Юга: на Симферопольской ПГУ-ТЭС (2 x ПГУ-235) и Севастопольской ПГУ-ТЭС (2 x ПГУ-235); в ОЭС Урала: на Пермской ГРЭС (ПГУ-800), Челябинской ГРЭС (ПГУ-247,5(Т)), Уфимской ТЭЦ-5 (Затонской ТЭЦ) (2 x ПГУ-210(Т)).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ветровых (ВЭС, 801 МВт в рассматриваемый перспективный период) и солнечных электростанций (СЭС, 1074 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Средней Волги (80 МВт), ОЭС Юга (691 МВт) и ОЭС Урала (30 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (395 МВт) и в ОЭС Урала (354 МВт). В период до 2019 года на СЭС в ОЭС Центра планируется ввести в эксплуатацию 15 МВт, в ОЭС Сибири - 190 МВт, в ОЭС Средней Волги - 120 МВт.

В настоящее время Центральный и Западный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия) работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон Республики Саха (Якутия) работает в составе ОЭС Востока. Завершение присоединения Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) к ЕЭС России планируется к середине 2017 года, Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) в 2018 году.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) учтен в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС Востока, начиная с 2017 года, Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия) - с 2018 года.

Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий (с высокой вероятностью реализации) по модернизации и перемаркировке существующего генерирующего оборудования планируется в объеме 231,6 МВт в период 2017 - 2023 годов.

Объемы модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2017 - 2023 годов приведены в приложениях N 6 и N 7 соответственно.

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2023 году на 14221,8 МВт (6,0%) по сравнению с 2016 годом и составит 250565,4 МВт. К 2023 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2016 годом возрастет доля АЭС с 11,8% до 13,3%, доля ТЭС снизится с 67,8% до 65,5%. Доля ГЭС и ГАЭС останется на уровне 2016 года - 20,3%. Доля ВИЭ возрастет с 0,04% в 2016 году до 0,9% в 2023 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2016 - 2023 годов представлена в таблице 5.4 и на рисунке 5.3. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период с 2016 по 2023 годы показана на рисунке 5.4.

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

2016 факт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ЕЭС России
236343,6
244280,2
247236,1
248584,5
247301,6
247866,6
248116,6
250565,4
АЭС
27929,4
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
46744,8
48072,0
48149,7
48611,1
48648,6
48648,6
48648,6
48648,6
ГАЭС
1340,0
1340,0
1340,0
2180,0
2180,0
2180,0
2180,0
2180,0
ТЭС
160242,2
163498,8
165746,6
165323,6
163544,4
164109,4
164109,4
164109,4
ВИЭ
87,2
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
ОЭС Северо-Запада
23572,1
24698,4
24466,4
24711,2
24892,0
24892,0
24892,0
26090,8
АЭС
5760,0
6958,8
5958,8
5958,8
6157,6
6157,6
6157,6
7356,4
ГЭС
2949,2
2949,2
2949,2
2999,0
2999,0
2999,0
2999,0
2999,0
ТЭС
14856,5
14784,0
15552,0
15747,0
15729,0
15729,0
15729,0
15729,0
ВИЭ
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
ОЭС Центра
52878,6
52930,3
54388,7
54628,7
53403,7
53403,7
53653,7
54903,7
АЭС
13612,4
13597,3
14792,7
14792,7
14792,7
14792,7
15042,7
16292,7
ГЭС
588,9
588,9
598,9
598,9
608,9
608,9
608,9
608,9
ГАЭС
1200,0
1200,0
1200,0
2040,0
2040,0
2040,0
2040,0
2040,0
ТЭС
37477,3
37529,1
37782,1
37182,1
35947,1
35947,1
35947,1
35947,1
ВИЭ
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
ОЭС Средней Волги
27003,2
27582,4
27754,4
27760,4
27512,2
27512,2
27512,2
27512,2
АЭС
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
4072,0
ГЭС
6938,0
6971,0
6998,0
7004,0
7011,5
7011,5
7011,5
7011,5
ТЭС
15993,2
16379,4
16484,4
16484,4
16228,7
16228,7
16228,7
16228,7
ВИЭ
160,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
ОЭС Юга
20601,6
23399,2
24399,9
25001,9
25236,9
25236,9
25236,9
25236,9
АЭС
3000,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
4070,0
ГЭС
5791,2
5802,9
5823,6
6175,6
6175,6
6175,6
6175,6
6175,6
ГАЭС
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
ТЭС
11667,1
12617,9
13397,9
13397,9
13372,9
13372,9
13372,9
13372,9
ВИЭ
3,4
768,4
968,4
1218,4
1478,4
1478,4
1478,4
1478,4
ОЭС Урала
51131,7
53122,4
52717,2
52947,8
52781,3
52781,3
52781,3
52781,3
АЭС
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
1485,0
ГЭС
1856,2
1856,2
1871,2
1919,8
1934,8
1934,8
1934,8
1934,8
ТЭС
47733,3
49600,0
49089,8
49101,8
48920,3
48920,3
48920,3
48920,3
ВИЭ
57,2
181,2
271,2
441,2
441,2
441,2
441,2
441,2
ОЭС Сибири
51969,8
51771,8
52121,7
52176,7
52184,7
52184,7
52184,7
52184,7
ГЭС
25281,4
25286,4
25291,4
25296,4
25301,4
25301,4
25301,4
25301,4
ТЭС
26668,2
26430,2
26670,1
26670,1
26673,1
26673,1
26673,1
26673,1
ВИЭ
20,2
55,2
160,2
210,2
210,2
210,2
210,2
210,2
ОЭС Востока
9186,5
10775,7
11387,8
11357,8
11290,8
11855,8
11855,8
11855,8
ГЭС
3340,0
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
4617,5
ТЭС
5846,5
6158,2
6770,3
6740,3
6673,3
7238,3
7238,3
7238,3

Рисунок 5.3 - Установленная мощность

на электростанциях ЕЭС России (не приводится)

Рисунок 5.4 - Структура установленной мощности

на электростанциях ЕЭС России (не приводится)

5.1. Территории ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников генерирующих объектов

5.1.1. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края

Юго-Западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края характеризуется летним максимумом потребления мощности. Наиболее критичным с точки зрения режимно-балансовой ситуации является период экстремально высоких температур (ПЭВТ), характеризующийся как дополнительным увеличением потребления мощности, так и дополнительным снижением допустимой токовой нагрузки электросетевых элементов. В летний период 2016 года максимум потребления Юго-Западного энергорайона составил 1144 МВт при температуре наружного воздуха 28 °C.

Электроснабжение потребителей Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края осуществляется по контролируемому сечению "Юго-Запад", состоящему из следующих линий электропередачи:

ВЛ 500 кВ Кубанская - Центральная;

ВЛ 500 кВ Кубанская - Тихорецк;

ВЛ 220 кВ Кубанская - Афипская;

ВЛ 220 кВ Афипский НПЗ - Кирилловская с отпайками;

ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская,

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

Прогнозируемое потребление мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края для ПЭВТ в рассматриваемый период увеличится на 464 МВт с 1144 до 1608 МВт (с 2016 по 2023 год).

Основные показатели баланса мощности Юго-Западного энергорайона для ПЭВТ на перспективу до 2023 года приведены в таблице 5.5.

При определении максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении "Юго-Запад" на 2017 - 2023 годы учтен ввод в эксплуатацию в декабре 2017 года ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань третьего АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар).

Таблица 5.5 - Баланс мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2017 - 2023 годы для ПЭВТ, (МВт)

Показатель
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление мощности
1267
1386
1492
1538
1553
1600
1608
Переток мощности в Крымскую энергосистему
765
805
500
540
580
600
630
Доступная мощность электростанций
48
48
48
48
48
48
48
Требуемый переток по сечению "Юго-Запад"
1984
2143
1944
2030
2085
2152
2190
Максимально допустимый переток (далее - МДП) в сечении "Юго-Запад" в нормальной схеме
1930
2300
2300
2300
2300
2300
2300
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в нормальной схеме
-54
157
356
270
215
148
110
МДП в сечении "Юго-Запад" в ремонтной схеме
890
1620
1620
1620
1620
1620
1620
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в единичной ремонтной схеме
-1094
-523
-324
-410
-465
-532
-570

Анализ баланса мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2017 - 2023 годы показывает, что при прогнозируемом росте потребления мощности указанного энергорайона до 1608 МВт в 2023 году будет иметь место непокрываемый дефицит активной мощности в нормальной схеме в 2017 году и единичной ремонтной схеме во всех годах рассматриваемого периода.

Непокрываемый дефицит мощности снижается после строительства в декабре 2017 года ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань, однако с 2019 года снова начинает расти.

Величина дефицита мощности в единичной ремонтной схеме на этапе 2020 - 2023 годов прогнозируется в объеме 410 - 570 МВт, что выше величины максимального дефицита мощности в аналогичной схемно-режимной ситуации, прогнозировавшийся в 2022 году в утвержденной приказом Минэнерго России от 01.03.2016 N 147 Схеме и программе развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы (493 МВт). Указанное увеличение обусловлено, в первую очередь, поступлением от ФКУ "Ространсмодернизация" в ноябре 2016 года заявки на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Кубаньэнерго" энергопринимающих устройств сухогрузного морского порта "Тамань".

В целях обеспечения покрытия вышеуказанного дефицита дополнительно требуется строительство в Юго-Западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края тепловой электростанции с располагаемой мощностью при температуре наружного воздуха +35,5 °C 410 МВт на этапе 2020 года и 570 МВт на этапе 2023 года с единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт.

Величина установленной мощности электростанция, требуемая на этапе 2023 года, может быть скорректирована в случае изменения планов потребителей по технологическому присоединению к электрическим сетям или строительства дополнительных объектов генерации в смежной энергосистеме.

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

5.2.1. Энергосистема Республики Крым и г. Севастополь

Энергосистема Республики Крым и города Севастополь имеет электрические связи с ОЭС Юга (энергосистема Краснодарского края) и ОЭС Украины.

С энергосистемой Краснодарского края (энергомост "Кубань-Крым"):

- три КВЛ 220 кВ Тамань - Кафа;

- КВЛ 220 кВ Тамань - Камыш-Бурун.

Электрические связи с ОЭС Украины в настоящее время отключены.

Собственный максимум потребления мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в 2016 году составил 1335 МВт при температуре наружного воздуха -3,6 °C. К 2023 году максимум потребления мощности увеличится по сравнению с 2016 годом на 275 МВт и составит 1 610 МВт.

Установленная мощность электростанций энергосистемы на 01.01.2017 составляет 920,33 МВт, при этом более 40% составляют электростанции на возобновляемых источниках энергии (СЭС и ВЭС), нагрузка которых в часы вечернего максимума потребления мощности не гарантирована (ВЭС) или отсутствует (СЭС). При определении перспективной установленной мощности электростанций энергосистемы учтен планируемый ввод мобильной ГТУ установленной мощностью 22,5 МВт на Западно-Крымской МГТЭС.

В декабре 2017 года предполагается ввод в эксплуатацию ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань третьего АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар), что позволит повысить максимально (аварийно) допустимый переток в сечении Кубань - Крым до 860 МВт. В 2017 - 2018 годах на территории энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь предполагается ввод в работу двух ПГУ установленной мощностью по 235 МВт каждый на Симферопольской ПГУ-ТЭС и двух ПГУ установленной мощностью по 235 МВт каждый на Севастопольской ПГУ-ТЭС.

В таблице 5.6 представлен анализ баланса мощности в случае переноса срока ввода генерирующих объектов на Симферопольской ПГУ-ТЭС и Севастопольской ПГУ-ТЭС на 2019 год.

Таблица 5.6. Баланс мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь для условий зимнего максимума потребления мощности при температуре ПЭВТ на 2017 - 2018 годы

Зима
2017
2018
Потребление мощности
1408
1440
Установленная мощность, в т.ч.:
942,8
942,8
Генерация, в т.ч.:
500
500
ТЭС
195
195
Мобильные ГТЭС
305
315
СЭС, ВЭС
0
0
Расчетное сальдо (потребление - генерация)
908
940
А/МДП по энергомосту Кубань - Крым
860
860
Запас по пропускной способности по энергомосту Кубань - Крым (дефицит (-)/избыток (+))
-48
-80
Запас по пропускной способности по энергомосту Кубань - Крым при аварийном отключении турбогенератора 50 МВт (дефицит (-) / избыток (+))
- 98
-130

Анализ режимно-балансовой ситуации показывает, что в случае переноса сроков ввода генерирующих объектов на Севастопольской ПГУ-ТЭС и Симферопольской ПГУ-ТЭС на 2019 год в осенне-зимний период 2017 и 2018 годов возможно превышение максимально допустимого перетока по энергомосту Кубань - Крым, для исключения которого необходим ввод графиков аварийного ограничения потребителей электрической энергии (мощности) в объеме до 98 МВт в осенне-зимний период 2017 года и до 130 МВт в осенне-зимний период 2018 года. Обеспечение покрытия вышеуказанного дефицита мощности возможно за счет сооружения тепловой электростанции, обеспечивающей возможность базового режима работы, установленной мощностью не менее 90 - 100 МВт в 2017 году и не менее 120 - 130 МВт в 2018 году с присоединением ее схемы выдачи мощности к электросетевым объектам энергосистемы Республики Крым и города Севастополь, расположенным западнее 34°30' восточной долготы.

5.2.2. Юго-восточная часть ОЭС Юга

Более 95% установленной мощности электростанций на территории юго-восточной части ОЭС Юга составляют ГЭС, загрузка и длительность работы которых зависит от запасов гидроресурсов. В остальной части ОЭС Юга основную часть генерирующих источников составляют тепловые электростанции.

Электроснабжение потребителей Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия - Алания, Республики Кабардино-Балкария осуществляется по ВЛ, входящим в контролируемое сечение "Терек", состоящее из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

- ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;

- ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик;

- ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

- в нормальной схеме электрической сети - 1300 МВт;

- в схеме отключенного состояния ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик - 690 МВт.

В 2017 году ПАО "ФСК ЕЭС" предполагается ввод в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания). Ввод данной ВЛ увеличивает пропускную способность в сечении "Терек" до 1690 МВт в нормальной схеме и до 1290 МВт в ремонтной схеме (в схеме отключенного состояния ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания)).

В рассматриваемый период предполагается экспорт мощности в энергосистему Южной Осетии в объеме 40 МВт.

Юго-восточная часть ОЭС Юга является дефицитной на протяжении всего рассматриваемого периода. Для прохождения максимума потребления мощности требуется использование резервов мощности ГЭС, объем и возможность продолжительной реализации которых существенно ограничены вследствие недостаточности гидроресурсов на длительном интервале времени, с последующим вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания) не позволит полностью исключить дефицит мощности как в нормальной, так и в единичной ремонтной/послеаварийной схемах. Повышение надежности электроснабжения потребителей юго-восточной части ОЭС Юга возможно за счет сооружения тепловой электростанции, обеспечивающей возможность базового режима работы.

В утвержденных схемах и программах развития ЕЭС России на 2012 - 2018, 2013 - 2019, 2014 - 2020 годы юго-восточная часть ОЭС Юга включалась в перечень территорий ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников генерирующих объектов. После выхода распоряжения Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2015 года N 238-р "О переносе строительства генерирующих объектов из Краснодарского края в Чеченскую Республику", предусматривающего сооружение в г. Грозный двух энергоблоков ТЭС со сроками ввода до 30.06.2018 и 31.12.2018 соответственно, юго-восточная часть ОЭС Юга была исключена из перечня таких территорий ЕЭС России.

Анализ режимно-балансовой ситуации в юго-восточной части ОЭС Юга показывает необходимость реализации существующих планов по строительству Грозненской ТЭС в установленные сроки.

Выводы:

1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2017 - 2023 годы сформирована с учетом планов по вводу новых генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций.

2. Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2017 - 2023 годы составляют 7726,6 МВт, в том числе на АЭС - 3000 МВт, ТЭС - 4726,6 МВт.

3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов предусматриваются в объеме 18895,8 МВт, в том числе на АЭС - 8361,8 МВт, на ГЭС - 743,7 МВт, на ГАЭС - 840 МВт, на ТЭС - 7075,3 МВт и на ВИЭ - 1875 МВт.

4. При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2023 году на 14203,8 МВт (6,0%) по сравнению с 2016 годом и составит 250565,4 МВт, в том числе: АЭС - 33276,1 МВт, ГЭС - 48648,6 МВт, ГАЭС - 2180 МВт, ТЭС - 164109,4 МВт и ВИЭ - 2351,2 МВт.

5. При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) к 2023 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2016 годом возрастет доля АЭС с 11,8% до 13,3%, доля ТЭС снизится с 67,8% до 65,5% доля ГЭС и ГАЭС останется на уровне 2016 года 20,3%, доля ВИЭ возрастет с 0,04% в 2016 году до 0,9% в 2023 году.

6. Юго-Западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края отнесен к территориям ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих мощностей, отсутствующих в планах каких-либо собственников. В целях покрытия возникающего дефицита мощности требуется строительство в Юго-Западном энергорайоне тепловой электростанции с располагаемой мощностью при температуре наружного воздуха +35,5 °C не менее 410 МВт на этапе 2020 года и 570 МВт на этапе 2023 года (с единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт).

7. Юго-восточная часть ОЭС Юга и энергосистема Республики Крым и города Севастополь отнесены к территориям, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов с обязательным соблюдением сроков, запланированных собственниками генерирующих объектов. Анализ режимно-балансовой ситуации в указанных частях ЕЭС России показывает, что проекты по строительству Грозненской ТЭС, Симферопольской ПГУ-ТЭС и Севастопольской ПГУ-ТЭС должны быть реализованы в установленные сроки.

6. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2017 - 2023 годы

6.1. Балансы мощности

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

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 183 705 МВт в 2017 году до 194 652 МВт на уровне 2023 года.

Балансы мощности разработаны для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации (согласно приложениям N 2, N 4, N 6 и N 7).

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей в 2017 - 2023 годах возрастет с фактической величины 236 343,6 МВт в 2016 году на 14 221,8 МВт и составит 250 565,4 МВт в 2023 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,8% в 2016 году до прогнозных 13,3% в 2023 году, доля ТЭС снизится с 67,8% до 65,5%, доля мощности ВИЭ возрастет с 04% до 0,9%. Доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) останется на уровне 2016 года 20,3%.

При расчетах балансов мощности учтены следующие факторы снижения использования установленной мощности электростанций:

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

неучастие в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки;

наличие в отдельные годы невыдаваемой мощности в ряде энергосистем, которая из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть передана в смежные энергосистемы и ОЭС;

отсутствие гарантии использования мощности возобновляемых источников энергии в час максимума потребления (ветровые и солнечные электростанции).

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

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

Прогнозные объемы вводов генерирующих мощностей после прохождения зимнего максимума в 2017 - 2023 годах составляют максимально 2 690,0 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыдаваемой мощности. В период до 2023 года прогнозируется наличие невыдаваемой мощности в ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми, Архангельской и Мурманской областей), ОЭС Урала (энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов), ОЭС Сибири (энергосистемы Иркутской области, Республики Бурятия, Забайкальского края и восточной части Красноярского края). Величина невыдаваемой мощности с ростом потребления электрической энергии, выводом из эксплуатации генерирующего оборудования и развитием электрических связей снижается с 6 675,0 МВт в 2017 году до 3 544,0 МВт в 2023 году.

В связи с изменением режимно-балансовой ситуации в северо-западной части ЕЭС России, снижением динамики роста потребления электрической энергии и мощности, изменением потокораспределения в энергосистемах стран электрического кольца Беларусь - Россия - Эстония - Латвия - Литва (БРЭЛЛ), строительством новых энергоблоков Ленинградской АЭС-2 (новых энергоблоков Ленинградской АЭС) и нестабильностью фактического экспорта электрической энергии и мощности в Финляндию, в центральной части ОЭС Северо-Запада существует проблема наличия избыточных мощностей, передача которых в направлении ОЭС Центра невозможна из-за ограниченной пропускной способности электрических связей Северо-Запад - Центр. Отчасти проблема решается за счет строительства в 2017 году ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская, а также ограничения одновременно находящихся в эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС не более пяти. Прогнозируется ухудшение ситуации после сооружения в ОЭС Беларуси Белорусской АЭС в составе двух энергоблоков по 1200 МВт каждый в случае невозможности обеспечения исключения выдачи избытков мощности в направлении ЕЭС России.

Величина располагаемой мощности ГЭС, учитываемая в прогнозных балансах мощности, принята на уровне среднемесячной располагаемой мощности ГЭС декабря 2015 года.

Располагаемая мощность электростанций промышленных предприятий учтена исходя из их средней нагрузки за декабрь 2015 - февраль 2016 года.

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

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе мощности на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 25 045,7 - 28 018,3 МВт (10,1 - 11,5% от установленной мощности электростанций ЕЭС России).

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 216 262,3 МВт на уровне 2017 года и 224 099,9 МВт на уровне 2023 года, что превышает спрос на мощность на 29 448,2 - 35 011,4 МВт в рассматриваемый период.

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2023 года складывается с избытком резерва мощности в размере 26 205,6 - 31 308,5 МВт.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2017 - 2023 годах складывается с избытком нормативного резерва мощности в объеме 22 045,6 - 26 785 МВт.

В приложении N 9 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2017 - 2023 годы.

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

В приложении N 10 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2017 - 2023 годы.

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

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Максимум потребления
МВт
154748
156489
158289
159949
161498
163089
164598
Экспорт мощности
МВт
3838,0
3438,0
3338,0
3338,0
3338,0
3338,0
3338,0
Нормативный резерв мощности
МВт
25118,0
25410,0
25684,0
25927,0
26183,0
26453,0
26716,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
16,2
16,2
16,2
16,2
16,2
16,2
16,2
ИТОГО спрос на мощность
МВт
183704
185337
187311
189214
191019
192880
194652
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
МВт
244280,2
247236,1
248584,5
247301,6
247866,6
248116,6
250565,4
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
МВт
49412,0
49489,7
50791,1
50828,6
50828,6
50828,6
50828,6
ТЭС
МВт
163498,8
165746,6
165323,6
163544,4
164109,4
164109,4
164109,4
ВИЭ
МВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки
МВт
18653,3
19494,2
19969,2
20158,7
20472,7
20472,7
20472,7
Вводы мощности после прохождения максимума
МВт
2690,0
1605,4
420,0
1223,8
0,0
1250,0
2448,8
Невыдаваемая мощность
МВт
6675,0
6322,0
5873,0
5020,0
4573,0
3803,0
3544,0
ИТОГО покрытие спроса
МВт
216243,9
219796,5
222304,3
220881,1
222802,9
222572,9
224081,9
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
МВт
32539,5
34459,7
34993,4
31667,5
31784,3
29692,5
29430,2

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

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Максимум потребления
МВт
149466
150836
152522
154107
155550
157009
158259
Экспорт мощности
МВт
3338,0
2938,0
2838,0
2838,0
2838,0
2838,0
2838,0
Нормативный резерв мощности
МВт
23956,0
24166,0
24415,0
24642,0
24874,0
25115,0
25321,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ИТОГО спрос на мощность
МВт
176760
177940
179775
181587
183262
184962
186418
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
МВт
233504,5
235848,3
237226,7
236010,8
236010,8
236260,8
238709,6
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
МВт
44794,5
44872,2
46173,6
46211,1
46211,1
46211,1
46211,1
ТЭС
МВт
157340,6
158976,3
158583,3
156871,1
156871,1
156871,1
156871,1
ВИЭ
МВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Ограничения мощности на максимум нагрузки
МВт
18640,0
19375,3
19850,3
20039,8
20039,8
20039,8
20039,8
Вводы мощности после прохождения максимума
МВт
2690,0
1605,4
420,0
1223,8
0,0
1250,0
2448,8
Невыдаваемая мощность
МВт
6675,0
6322,0
5873,0
5020,0
4573,0
3803,0
3544,0
ИТОГО покрытие спроса
МВт
205481,5
208527,6
211065,4
209709,2
211380,0
211150,0
212659,0
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
МВт
28721,1
30587,8
31290,5
28122,6
28118,4
26187,6
26241,3

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

Ед. измер.
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
СПРОС
Максимум потребления
МВт
120403
121304
122233
122981
124157
125476
126588
Экспорт мощности
МВт
3038,0
2638,0
2538,0
2538,0
2538,0
2538,0
2538,0
Нормативный резерв мощности
МВт
20468,0
20622,0
20780,0
20907,0
21107,0
21331,0
21520,0
Нормативный резерв в % к максимуму
%
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
ИТОГО спрос на мощность
МВт
143909
144564
145551
146426
147802
149345
150646
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года
МВт
181732,7
183726,6
185050
183826,1
183826,1
184076,1
186524,9
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ГЭС
МВт
19508,1
19580,8
20877,2
20909,7
20909,7
20909,7
20909,7
ТЭС
МВт
130910,4
132306,2
131913,2
130198
130198
130198
130198
ВИЭ
МВт
1131,0
1461,0
1881,0
2141,0
2141,0
2141,0
2141,0
Ограничения мощности на максимум нагрузки
МВт
7115,7
7741,0
8161,0
8345,5
8345,5
8345,5
8345,5
Вводы мощности после прохождения максимума
МВт
2690,0
1605,4
420,0
1223,8
0,0
1250,0
2448,8
Невыдаваемая мощность
МВт
4211,0
4163,0
4133,0
3819,0
3622,0
3090,0
2891,0
ИТОГО покрытие спроса
МВт
167697,9
170199,1
172317,9
170419,7
171840,5
171372,5
172821,5
Собственный ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-) резервов
МВт
23788,5
25635,3
26767,0
23993,4
24038,8
22027,6
22175,8

6.2. Балансы электрической энергии

Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих расчетных условий:

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

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

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

выработка АЭС определена с учетом предложений АО "Концерн Росэнергоатом" по объемам выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2017 - 2023 годах и фактического режима работы атомных энергоблоков за пятилетний ретроспективный период;

объем производства электрической энергии ВИЭ определен исходя из числа часов использования установленной мощности вновь вводимых ВЭС (ветровые электростанции) - 2000 часов/год, СЭС (солнечные электростанции) - 1800 часов/год; по действующим ВИЭ величина производства электрической энергии в рассматриваемый перспективный период принята по фактически достигнутому значению (на уровне 2016 года).

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

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2016 года (1 048,5 млрд. кВт·ч) возрастет на 63,1 млрд. кВт·ч (до 1 111,6 млрд. кВт·ч) в 2023 году.

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

Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017 год
2023 год
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Всего
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Всего
ОЭС Северо-Запада
млрд. кВт·ч
36,827
12,595
54,143
0,002
103,567
42,161
12,629
55,302
0,003
110,095
%
35,6
12,1
52,3
0
100
38,3
11,5
50,2
0
100
ОЭС Центра
млрд. кВт·ч
93,689
3,277
141,167
0,027
238,160
98,666
4,405
143,469
0,027
246,567
%
39,3
1,4
59,3
0
100
40,0
1,8
58,2
0
100
ОЭС Средней Волги
млрд. кВт·ч
28,300
20,173
55,222
0,035
103,730
28,300
20,310
55,526
0,376
104,512
%
27,3
19,5
53,2
0
100
27,1
19,4
53,1
0,4
100
ОЭС Юга
млрд. кВт·ч
21,000
18,986
53,453
0,794
94,233
28,490
21,810
53,762
2,599
106,661
%
22,3
20,2
56,7
0,8
100
26,7
20,5
50,4
2,4
100
ОЭС Урала
млрд. кВт·ч
9,470
5,134
243,650
0,136
258,390
10,360
4,965
256,028
0,747
272,100
%
3,7
2,0
94,3
0
100
3,8
1,8
94,1
0,3
100
Европейская часть ЕЭС
млрд. кВт·ч
189,286
60,165
547,635
0,9940
798,080
207,977
64,119
564,087
3,752
839,935
%
23,7
7,6
68,6
0,1
100
24,8
7,6
67,2
0,4
100
ОЭС Сибири
млрд. кВт·ч
0
93,556
109,653
0,026
203,235
0
107,377
117,520
0,378
225,275
%
0
46,0
54,0
0
100
0
47,7
52,2
0,1
100
ОЭС Востока
млрд. кВт·ч
0
14,317
23,550
0
37,867
0
16,480
29,918
0
46,398
%
0
37,8
62,2
0
100
0
35,5
64,5
0
100
ЕЭС России, всего
млрд. кВтч
189,286
168,038
680,838
1,020
1039,182
207,977
187,976
711,525
4,130
1111,608
%
18,2
16,2
65,5
0,1
100
18,7
16,9
64,0
0,4
100

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

Таблица 6.5 Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России

Единицы измерения
Выработка электрической энергии
2016 год
Факт
Изменение за 2017 - 2023 годы
2023 год
Прогноз
Всего, в т.ч.
млрд. кВт·ч
1048,5
63,1
1111,6
%
100,0
100,0
100,0
АЭС
млрд. кВт·ч
196,4
11,6
208,0
%
18,7
18,4
18,7
ГЭС
млрд. кВт·ч
178,3
9,7
188,0
%
17,0
15,4
16,9
ТЭС
млрд. кВт·ч
673,7
37,8
711,5
%
64,3
59,9
64,0
ВИЭ
млрд. кВт·ч
0,1
4,0
4,1
%
0,01
6,3
0,4

Рисунок 6.1 - Укрупненная структура производства

электрической энергии на электростанциях ЕЭС России

(не приводится)

В прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС не изменится и составит 18,7% в 2023 году, доля ГЭС снизится с 17% в 2016 году до 16,9% в 2023 году, доля ТЭС - с 64,3% до 64%, доля ВИЭ в 2023 году оценивается 0,4%.

По ОЭС прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2016 по 2023 год:

в ОЭС Северо-Запада планируемое развитие АЭС приведет к росту доли выработки АЭС на 2,8% (с 35,5% в 2016 году до 38,3% к 2023 году) с соответствующим снижением доли ТЭС с 52,1% до 50,2%;

в ОЭС Центра доля АЭС увеличится с 38,9% в отчетном 2016 году до 40% в 2023 году, доля ГЭС (при сооружении Загорской ГАЭС-2) увеличится с 1,4% до 1,8%, доля ТЭС снизится с 59,7% до 58,2%;

в ОЭС Средней Волги доля АЭС снизится с 31,9% в 2016 году до 27,1% в 2023 году, доля ГЭС с 20,1% до 19,4%. Доля ТЭС увеличится с 48% в 2016 году до 53,1% в 2023 году. Долевое участие ВИЭ в 2023 году оценивается 0,4%;

в ОЭС Юга прирост производства электрической энергии на АЭС за рассматриваемый период составит 4,5 млрд. кВт·ч (с 24,9% в 2016 году до 26,7% в 2023 году). Долевое участие ГЭС снизится с 21,9% в 2016 году до 20,5% в 2023 году, доля ТЭС - с 53,2% до 50,4%. Доля ВИЭ в 2023 году оценивается 2,4%;

в ОЭС Урала доля АЭС увеличится с 3,2% (8,4 млрд. кВт·ч) в 2016 году до 3,8% (10,4 млрд. кВт·ч) в 2023 году с соответствующим снижением доли ТЭС с 94,5% в 2016 году до 94,1% в 2023 году. Доля ВИЭ в 2023 году оценивается 0,3%;

в ОЭС Сибири долевое участие ТЭС увеличится с 51,7% в 2016 году до 52,2% в 2023 году, доля ГЭС снизится с 48,3% до 47,7%. Доля ВИЭ в 2023 году оценивается 0,1%;

в ОЭС Востока планируется присоединение Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия). Рост выработки прогнозируется на 9,6 млрд. кВт·ч (с 36,8 млрд. кВт·ч в 2016 году до 46,4 млрд. кВт·ч в 2023 году). Доля выработки ТЭС на уровне 2023 года оценивается 64,5%, ГЭС - 35,5%.

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

В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в 2017 - 2023 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.6).

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

Годовое число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России
ФАКТ
ПРОГНОЗ
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
АЭС
7125
7020
6820
6855
7195
7030
6271
6396
6782
6729
6825
6643
6250
ТЭС
4630
4610
4380
4280
4190
4205
4165
4049
4048
4182
4203
4291
4336

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2023 года изменяется в диапазоне 4048 - 4336 часов/год.

По ОЭС число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять: в ОЭС Северо-Запада - 3394 - 3662 часов/год, в ОЭС Центра - 3645 - 3991 часов/год, в ОЭС Юга - 3652 - 4242 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3356 - 3421 часов/год, в ОЭС Урала - 4912 - 5234 часов/год, в ОЭС Сибири - 3798 - 4406 часов/год и в ОЭС Востока - 3779 - 4133 часов/год.

Перспективные балансы электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС на 2017 - 2023 годы представлены в приложении N 11, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 6.7. В приложении N 12 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2017 - 2023 годы.

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

Наименование
Единицы измерения
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребление электрической энергии
млрд. кВт·ч
1027,753
1041,082
1054,439
1070,197
1079,667
1090,467
1101,044
в том числе заряд ГАЭС
млрд. кВт·ч
2,660
2,722
3,282
4,072
4,072
4,072
4,072
Экспорт
млрд. кВт·ч
14,419
13,199
12,039
12,039
11,749
11,549
11,554
Импорт
млрд. кВт·ч
2,990
0,990
0,990
0,990
0,990
0,990
0,990
Потребность
млрд. кВт·ч
1039,182
1053,291
1065,488
1081,246
1090,426
1101,026
1111,608
Производство электрической энергии - всего
млрд. кВт·ч
1039,182
1053,291
1065,488
1081,246
1090,426
1101,026
1111,608
ГЭС
млрд. кВт·ч
168,038
185,944
187,391
187,976
187,976
187,976
187,976
АЭС
млрд. кВт·ч
189,286
194,314
206,018
205,766
208,680
204,781
207,977
ТЭС
млрд. кВт·ч
680,838
671,093
669,125
683,894
689,640
704,139
711,525
ВИЭ
млрд. кВт·ч
1,020
1,940
2,954
3,610
4,130
4,130
4,130
Установленная мощность - всего
МВт
244280,2
247236,1
248584,5
247301,6
247866,6
248116,6
250565,4
ГЭС
МВт
49412,0
49489,7
50791,1
50828,6
50828,6
50828,6
50828,6
АЭС
МВт
30183,1
30378,5
30378,5
30577,3
30577,3
30827,3
33276,1
ТЭС
МВт
163498,8
165746,6
165323,6
163544,4
164109,4
164109,4
164109,4
ВИЭ
МВт
1186,2
1621,2
2091,2
2351,2
2351,2
2351,2
2351,2
Число часов использования установленной мощности
час/год
4254
4261
4287
4372
4400
4438
4437
АЭС
час/год
6271
6396
6782
6729
6825
6643
6250
ТЭС
час/год
4165
4049
4048
4182
4203
4291
4336
ВИЭ
час/год
859
1196
1413
1535
1757
1757
1757

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

"*" В составе ЕЭС России учитываются:

- с 2017 года энергосистема Республики Крым и города Севастополь, Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) с середины 2017 года;

- с 2018 года Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия).

Выводы:

1. Баланс мощности ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации в рассматриваемый перспективный период складывается с превышением нормативного резерва мощности на 29 448,2 - 35 011,4 МВт.

2. Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2023 года также складывается с избытком мощности в размере 26 205,6 - 31 308,5 МВт.

3. Баланс мощности на период до 2023 года показывает наличие избытков нормативного резерва мощности по всем ОЭС. Тем не менее, в территориальном разрезе сохраняются проблемные энергоузлы (энергорайоны), для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в которых требуется реализация мер по строительству сетевых и генерирующих объектов, приводимых в схеме и программе.

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

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

5. Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2016 года (1 048,5 млрд. кВт·ч) возрастет на 63,1 млрд. кВт·ч (до 1 111,6 млрд. кВт·ч) в 2023 году.

6. Доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России не изменится и составит 18,7% в 2023 году, доля ГЭС снизится с 17% в 2016 году до 16,9% в 2023 году, доля ТЭС - с 64,3% до 64% и доля ВИЭ в 2023 году оценивается 0,4%.

7. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2023 года для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации изменяется в диапазоне 4048 - 4336 часов/год.

Число часов использования установленной мощности ТЭС в энергообъединениях европейской части ЕЭС России (без ОЭС Урала) будет составлять 3541 - 3791 часов/год: в ОЭС Урала - 4912 - 5234 часов/год, в ОЭС Сибири - 3798 - 4406 часов/год и в ОЭС Востока - 3779 - 4133 часов/год.

7. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) на период 2017 - 2023 годы.

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

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

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

Таблица 7.1 - Производство электрической энергии на ТЭС ЕЭС России в 2017 - 2023 годах.

ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Выработка электрической энергии, млрд. кВт.ч
680,84
671,09
669,12
683,90
689,64
704,14
711,53
Выработка электрической энергии при маловодных условиях "*", млрд. кВт.ч
680,84
686,81
684,84
699,61
705,36
719,85
727,24

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

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

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

Таблица 7.2 - Потребность ТЭС ЕЭС России в органическом топливе в 2017 - 2023 годах.

ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Потребность ТЭС в топливе, тыс. т.у.т.
285987
281376
281132
286317
288308
293005
295477
из них:
газ
202300
202221
200571
203316
204601
208234
209890
нефтетопливо
1547
1436
1415
1399
1400
1407
1411
уголь
71440
67101
68519
70885
71565
72587
73383
прочее топливо
10700
10618
10627
10717
10742
10777
10793
Потребность ТЭС в топливе,%
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
из них
газ
70,74
71,87
71,34
71,01
70,97
71,07
71,03
нефтетопливо
0,54
0,51
0,50
0,49
0,49
0,48
0,48
уголь
24,98
23,85
24,37
24,76
24,82
24,77
24,84
прочее топливо
3,74
3,77
3,78
3,74
3,73
3,68
3,65

Динамика изменения расхода топлива на ТЭС определяется общим уровнем потребления электрической энергии и долей электростанций различных типов в его покрытии. Поскольку доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки электроэнергии по ЕЭС России не изменится и составит 18,7% в 2023 году, доля ГЭС снизится с 17% в 2016 году до 16,9% в 2023 году, доля ТЭС снизится с 64,3% до 64%, то потребность в органическом топливе ТЭС составит 286,0 млн. т.у.т. в 2017 году и 295,5 млн. т.у.т. в 2023 году. Помимо принятого уровня выработки электрической энергии на ТЭС на потребность в органическом топливе значительное влияние будет оказывать изменение состава генерирующих мощностей - ввод в эксплуатацию парогазового и газотурбинного оборудования. Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию снизится с 313,0 г/кВт.ч в 2017 году до 311,1 г/ кВт.ч в 2023 году.

Структура используемого топлива на весь рассматриваемый период не меняется. Доля газа составляет около 71%, угля - 24 - 25%, нефтетоплива и прочего топлива - менее 5%.

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

Таблица 7.3 - Потребность тепловых электростанций в дополнительном топливе при маловодных условиях в 2017 - 2023 годах, млн. т.у.т.

ОЭС
ПРОГНОЗ
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ОЭС Сибири
0
4,61
4,46
4,14
4,10
4,12
4,13
ОЭС Востока
0
1,63
1,60
1,56
1,64
1,63
1,57

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

Таблица 7.4 - Потребность ТЭС в органическом топливе по ОЭС в 2017 - 2023 годах, тыс. т.у.т.

ОЭС
Годы
Расход условного топлива, всего
в том числе
Газ
Нефте-топливо
Уголь
Прочее топливо
ОЭС Северо-Запада
2017
24268
19383
698
2050
2136
2018
24263
19400
704
2038
2121
2019
24320
19396
709
2109
2106
2020
24651
19591
712
2220
2128
2021
25013
19917
713
2246
2138
2022
25051
19939
713
2252
2147
2023
25066
19936
713
2265
2152
ОЭС Центра
2017
57914
50575
88
3531
3720
2018
58539
51178
88
3544
3729
2019
55940
49123
85
3011
3721
2020
56568
50063
86
2694
3725
2021
56082
49669
84
2608
3721
2022
58531
51867
87
2844
3732
2023
58535
51882
87
2834
3732
ОЭС Средней Волги
2017
28947
28382
285
58
222
2018
28555
28073
218
58
206
2019
28403
27952
189
57
206
2020
28139
27687
188
58
206
2021
28144
27693
187
58
206
2022
28152
27701
187
58
206
2023
28166
27715
187
58
206
ОЭС Юга
2017
19993
17598
50
2336
9
2018
18453
16285
47
2113
9
2019
18109
16047
46
2007
9
2020
18479
16391
38
2043
7
2021
18714
16600
38
2069
7
2022
19226
17031
39
2149
7
2023
19672
17413
39
2212
7
ОЭС Урала
2017
92000
78551
159
11074
2216
2018
90596
78348
135
9920
2193
2019
90798
78551
135
9913
2199
2020
91927
79367
137
10195
2229
2021
93046
80339
138
10329
2240
2022
94011
81198
139
10428
2245
2023
95132
82130
141
10608
2253
ОЭС Сибири
2017
51989
4255
229
45108
2397
2018
48773
4244
200
41968
2361
2019
51040
4687
207
43758
2386
2020
53773
5124
200
46026
2422
2021
54280
5179
199
46473
2429
2022
54795
5201
201
46955
2438
2023
55039
5206
202
47188
2443
ОЭС Востока
2017
10876
3556
38
7282
0
2018
12196
4693
44
7459
0
2019
12522
4815
44
7664
0
2020
12781
5092
40
7648
0
2021
13028
5206
40
7782
0
2022
13239
5298
41
7900
0
2023
13868
5608
41
8219
0

Выводы:

При заданных уровнях электропотребления потребность в органическом топливе тепловых электростанций ЕЭС России составит 286,0 млн. т.у.т. в 2017 году и 295,5 млн. т.у.т. в 2023 году. Структура топлива на прогнозируемый период 2017 - 2023 гг. не меняется, основную его долю составляет газ - около 71%. Удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию в среднем по ЕЭС России будут снижаться с 313,0 г/кВт.ч в 2017 году до 311,1 г/кВт.ч в 2023 году.

8. Развитие магистральных и распределительных сетей с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2017 - 2023 годы

Развитие электрической сети напряжением 220 кВ и выше ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на улучшение технической и экономической эффективности функционирования ЕЭС России:

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

обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей;

выдача мощности новых электростанций;

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

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

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

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

Предложения по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше на период 2017 - 2023 годов сформированы на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в ЕЭС России на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС и отдельных территориальных энергосистем, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и предложений АО "СО ЕЭС" и ПАО "ФСК ЕЭС".

При этом необходимо отметить, что в ЕЭС России в период 2017 - 2023 годов не планируется вывод из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 220 кВ и выше.

При определении объемов вводимого электросетевого хозяйства в период 2017 - 2023 годов за основу приняты материалы инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС", ФЦП, а также инвестиционных программных сетевых организаций, которые предусматривают ввод в эксплуатацию электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше.

Развитие электрических сетей для выдачи мощности АЭС

В ОЭС Северо-Запада: ВЛ 330 кВ Копорская - Гатчинская, ВЛ 330 кВ Копорская - Кингисеппская, ВЛ 330 кВ Копорская - Пулковская - Южная - для выдачи мощности первого энергоблока Ленинградской АЭС-2 (энергоблока N 5 Ленинградской АЭС); сооружение открытого распределительного устройства 750 кВ Ленинградской АЭС-2 с ВЛ 750 кВ ПС Копорская - Ленинградская АЭС и ВЛ 750 кВ Копорская - Ленинградская - для выдачи мощности второго энергоблока Ленинградской АЭС-2 (энергоблока N 6 Ленинградской АЭС); заходы существующей ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС - Ленинградская на ПС 750 кВ Копорская - для выдачи мощности третьего энергоблока Ленинградской АЭС-2 (энергоблока N 7 Ленинградской АЭС). Решение по строительству электрических сетей класса напряжения 750 кВ для выдачи мощности второго и последующих энергоблоков Ленинградской АЭС-2 (новых энергоблоков Ленинградской АЭС) в настоящее время актуализируется в рамках корректировки схемы выдачи мощности электростанции.

В ОЭС Центра: ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС-2 - Бутурлиновка, ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 - для выдачи мощности второго энергоблока Нововоронежской АЭС-2 (энергоблока N 7 Нововоронежской АЭС).

В ОЭС Юга: ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская - для выдачи мощности энергоблока N 4 Ростовской АЭС.

Развитие межсистемных электрических связей 500 кВ и выше

В 2017 - 2023 годах намечается усиление следующих межсистемных связей путем сооружения новых линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше:

ОЭС Центра - ОЭС Северо-Запада: ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская.

Развитие электрических сетей 500 кВ

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

Помимо объектов схемы выдачи мощности Нововоронежской АЭС-2 (новых энергоблоков Нововоронежской АЭС) и Ростовской АЭС, наиболее значимыми вводами электросетевых объектов 500 кВ в период до 2023 года являются:

в ОЭС Центра: две ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС-2 - Ярцево с ПС 500 кВ Ярцево, заходы ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Трубино на ПС 500 кВ Ярцево - для выдачи мощности Загорской ГАЭС-2; комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ: Чагино, Ногинск, Пахра, Трубино; ВЛ 500 кВ Калужская - Обнинская с ПС 500 кВ Обнинская - для обеспечения возможности присоединения новых потребителей в северной части Калужской области; ПС 500 кВ Белобережская с заходами ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая - для обеспечения возможности присоединения новых потребителей Брянской области; установка третьего АТ 500/110 кВ на ПС 500 кВ Старый Оскол - для электроснабжения Стойленского ГОК;

в ОЭС Юга: ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань - для повышения пропускной способности электрических связей в контролируемом сечении "Юго-запад" и передачи мощности из ОЭС Юга в энергосистему Республики Крым и города Севастополь; ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок - для усиления электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга; ВЛ 500 кВ Ростовская - Шахты - для выполнения проектной схемы присоединения ПС 500 кВ Ростовская, обеспечивающей электроснабжение потребителей энергосистемы Ростовской области;

в ОЭС Урала: ПС 500 кВ Преображенская с заходами ВЛ 500 кВ Газовая - Красноармейская - для обеспечения технологического присоединения новых потребителей Западного энергорайона Оренбургской области; ПП 500 кВ Тобол с заходами ВЛ 500 кВ Иртыш - Демьянская и ВЛ 500 кВ Тюмень - Нелым, ПС 500 кВ ЗапСиб с четырьмя ВЛ 500 кВ Тобол - ЗапСиб - для электроснабжения электроустановок ООО "Западно-Сибирский Нефтехимический комбинат";

в ОЭС Сибири: ПС 500 кВ Усть-Кут с переводом на номинальное напряжение 500 кВ ВЛ 220 кВ Усть-Илимская ГЭС - Якурим (в габаритах 500 кВ), ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская - для присоединения новых потребителей северной части энергосистемы Иркутской области, Республики Бурятия и трубопроводной системы "ВСТО", обеспечения развития северобайкальского участка БАМ;

в ОЭС Востока: вторая ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хабаровская - для обеспечения надежности межсистемного транзита мощности между энергосистемами Хабаровского и Приморского краев, снижения объемов отключения потребителей Приморского края действием противоаварийной автоматики в послеаварийных режимах.

Развитие электрических сетей 330 кВ

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

В рассматриваемый период намечается сооружение следующих электросетевых объектов 330 кВ:

в ОЭС Северо-Запада: ВЛ 330 кВ Лоухи - РП Путкинский - РП Ондский - Петрозаводская - Тихвин - Литейный - для обеспечения выдачи невыдаваемой мощности Кольской АЭС, обеспечения надежности электроснабжения потребителей Республики Карелия и энергосистемы Ленинградской области, повышения пропускной способности транзита Кольская энергосистема - энергосистема г. Санкт-Петербург и Ленинградской области; ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино, ВЛ 330 кВ Лужская - Псков - для усиления электрических связей между приграничными энергосистемами России; ПС 330 кВ Усть-Луга - для обеспечения электроснабжения портовых комплексов Усть-Луга, Вистино, Горки Ленинградской области; ПС 330 кВ Ручей - для электроснабжения Бабиновской промзоны в Чудовском районе Новгородской области; ПС 330 кВ Ломоносовская - для усиления сети 110 кВ Ломоносовского района и разгрузки АТ 330/110 кВ 2 x 200 МВА на Ленинградской АЭС; ПС 330 кВ Мурманская - для обеспечения надежности электроснабжения северных районов Мурманской области;

в ОЭС Юга: заходы ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на Зарамагскую ГЭС-1 - для выдачи мощности Зарамагской ГЭС-1; ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС - Чирюрт - для обеспечения надежности работы основной электрической сети 330 кВ энергосистемы Республики Дагестан и усиления схемы выдачи мощности Ирганайской ГЭС; ВЛ 330 кВ Артем - Дербент - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей юга Дагестанской энергосистемы, обеспечения возможности технологического присоединения новых потребителей; ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастополь, заходы ВЛ 330 кВ Симферопольская - Севастополь и ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастополь на Севастопольскую ПГУ-ТЭС, заходы ВЛ 330 кВ Симферопольская - Джанкой на Симферопольскую ПГУ-ТЭС - для обеспечения выдачи мощности Севастопольской ПГУ-ТЭС и Симферопольской ПГУ-ТЭС.

Развитие электрических сетей 220 кВ

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

в ОЭС Северо-Запада: вторая ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта с образованием второй цепи транзита ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь - для исключения ограничения потребителей в зимний максимум нагрузки в энергосистеме Республики Коми и Котласском энергоузле в послеаварийных режимах;

в ОЭС Центра: ВЛ 220 кВ Грибово - Победа - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Ржевско-Нелидовского энергоузла Тверской области; ВЛ 220 кВ Обнинская - Созвездие - для обеспечения технологического присоединения потребителей в северной части Калужской области;

в ОЭС Юга: ВЛ 220 кВ Кубанская - Бужора для обеспечения присоединения новых потребителей, ПС 220 кВ Горный с отпайками от ВЛ 220 кВ Кубанская - Кирилловская и Кубанская - Бужора - для внешнего электроснабжения ЗАО НЦЗ Горный, ПС 220 кВ Восточная Промзона с заходами ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Витаминкомбинат N 1 и N 2 - для присоединения новых потребителей и исключения перегрузки в сети 110 кВ; ПС 220 кВ Генеральская с ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь - для подключения новых потребителей ООО "КЭСК" города Ростов; две ВЛ 220 кВ Шахты - Красносулинский металлургический комбинат (КМК) с ПС 220 кВ КМК - для внешнего электроснабжения КМК;

в ОЭС Средней Волги: КВЛ 220 кВ Бегишево - ТАНЕКО - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Закамского района; КВЛ 220 кВ Щелоков - Центральная I и II цепь - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Казанского энергоузла;

в ОЭС Урала: заходы ВЛ 220 кВ Бекетово - НПЗ с отпайкой на ПС 220 кВ Затон на РУ 220 кВ Затонской ТЭЦ, КВЛ 220 кВ Затонская ТЭЦ - Затон - для выдачи мощности блоков N 1 и N 2 ПГУ-210(Т) Затонской ТЭЦ; ПС 220 кВ Надежда с заходами ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная - для обеспечения надежности электроснабжения существующих потребителей города Екатеринбург и обеспечения технологического присоединения ПАО "МРСК Урала" и АО "Екатеринбургская электросетевая компания";

в ОЭС Сибири: ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская I и II цепь - для электроснабжения строящихся горно-обогатительных комбинатов; транзита 220 кВ Усть-Кут - Пеледуй - Мамакан - Таксимо - для электроснабжения месторождений золота и снятия ограничений на технологическое присоединение новых потребителей в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах Иркутской области, внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы "ВСТО" и обеспечения надежности электроснабжения потребителей Северо-Байкальского участка БАМ; ВЛ 220 кВ Шушенская-опорная - Туран - Кызылская N 2 (сроки сооружения данной ВЛ, а также ответственная за финансирование строительства сторона определяется исходя из дальнейших планов по эксплуатации Кызылской МГТЭС)

в ОЭС Востока: вторая ВЛ 220 кВ Тында - Лопча - Хани - Чара для присоединения энергопринимающих устройств Удоканского ГОК; ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Томмот, ПС НПС-23, ПС НПС-26 и ПС НПС-29 в Амурской области, ПС НПС-32 в Хабаровском крае - для обеспечения внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы "ВСТО"; ВЛ 220 кВ Лесозаводск - Спасск - Дальневосточная - для обеспечения надежности электроснабжения потребителей юга Приморского края.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей, выполнение которых с учетом результатов использования перспективной расчетной модели ЕЭС России необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) в ЕЭС России, предусмотренного программой развития ЕЭС России, надежности функционирования ЕЭС России и качества электрической энергии в ней, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, а также для обеспечения снижения влияния технологических и системных ограничений на цены, складывающиеся на рынках электрической энергии, и для выполнения требований к обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2017 - 2023 годы приведен в приложении N 13. Информация в отношении объектов реконструкции и реновации, а также объектов схемы выдачи мощности электрических станций и технологическом присоединении потребителей приводится справочно в соответствии с перечнем объектов, включенных в инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 гг. (утвержденную приказом Минэнерго России от 28.12.2016 N 1432) и инвестиционные программы иных сетевых организаций.

Всего за период 2017 - 2023 годов намечается ввод в эксплуатацию ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 16 712,4 км, трансформаторной мощности 55 069 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 593 008,9 млн. руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2023 года.

Карты-схемы размещения линий электропередачи, ПС напряжением 220 кВ и выше и электростанций по ОЭС на 2017 - 2023 годы (с выделением энергосистем г. Москвы и Московской области, г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа, Восточной Сибири, Республики Крым и города Севастополь) представлены в разделе 11.

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше представлены в приложении N 14.

Ниже, в таблице 8.1 приведены целевые показатели надежности и качества оказываемых услуг по передаче электрической энергии в отношении организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью на 2016 - 2020 годы.

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

N
Наименование показателя
2017
2018
2019
2020
1
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп)
0,03495
0,03442
0,03391
0,03340
2
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения (Птпр)
1,2019
1,18415
1,16639
н/д

Выводы:

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

2. Всего за период 2017 - 2023 годов намечается ввод ВЛ напряжением 220 кВ и выше протяженностью 16 712,4 км, трансформаторной мощности 55 069 МВА.

3. Реализация намеченных планов по развитию электросетевого комплекса потребует инвестиции в объеме 593 008,9 млн. руб. в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2023 года.

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

9.1. Принятые сокращения

АВР
-
автоматика включения резервного питания или оборудования;
АЛАР
-
автоматика ликвидации асинхронного режима;
АОПН
-
автоматика ограничения повышения напряжения;
АОПО
-
автоматика ограничения перегрузки оборудования;
АПВ
-
автоматическое повторное включение;
АРВ
-
автоматический регулятор возбуждения;
АРПМ
-
автоматика разгрузки при перегрузке по мощности;
АРЧМ
-
автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
АСДУ
-
автоматизированная система диспетчерского управления;
АСТУ
-
автоматизированная система технологического управления;
АТ
-
автотрансформатор;
АЧВР
-
автоматический частотный ввод резерва;
АЧР
-
автоматическая частотная разгрузка;
ВОЛС
-
волоконно-оптическая линия связи;
ДЗШ
-
дифференциальная защита сборных шин;
ГРАМ
-
система группового регулирования активной мощности;
ДРТ
-
длительная разгрузка турбин энергоблоков;
КЗ
-
короткое замыкание;
КЛС
-
кабельная линия связи;
КРТ
-
кратковременная разгрузка турбин энергоблоков;
КПР
-
контроль предшествующего режима;
ЛАПНУ
-
локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости;
ЛЭП
-
линия электропередачи;
ОАПВ
-
однофазное автоматическое повторное включение;
ОГ
-
отключение генераторов;
ОМП
-
определение места повреждения;
ОПРЧ
-
общее первичное регулирование частоты
ПА
-
противоаварийная автоматика;
РА
-
режимная автоматика;
РАСП
-
регистрация аварийных событий и процессов;
РЗ
-
релейная защита
РЗА
-
релейная защита и автоматика;
РРЛ
-
радиорелейная линия;
СА
-
сетевая автоматика;
СМПР
-
система мониторинга переходных режимов в энергосистеме;
ССПИ
-
система сбора и передачи информации;
ТАПВ
-
трехфазное автоматическое повторное включение;
ТИ
-
телеизмерения;
ТС
-
телесигнализация;
ТТ
-
трансформатор тока;
Т
-
трансформатор;
УПАСК
-
устройство передачи аварийных сигналов и команд
УРОВ
-
устройство резервирования отказа выключателя;
УШР
-
управляемый шунтирующий реактор;
ФОБ
-
фиксация отключения блока;
ФОЛ
-
фиксация отключения линии;
ФОТ
-
фиксация отключения трансформатора;
ЦС АРЧМ
-
централизованная система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;
ЦКС АРЧМ
-
центральная координирующая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;
ЦСПА
-
централизованная система противоаварийной автоматики;
ЧАПВ
-
частотное автоматическое повторное включение;
ЧДА
-
частотная делительная автоматика;
ШР
-
шунтирующий реактор;
ШСВ
-
шиносоединительный выключатель.

9.2. При строительстве и реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных Схемой и программой развития ЕЭС России, обеспечиваются:

наблюдаемость и управляемость технологических режимов работы и эксплуатационного состояния объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;

повышение надежности функционирования ЕЭС России путем создания (модернизации) релейной защиты, противоаварийной, режимной, сетевой автоматики и систем регистрации аварийных событий и процессов.

9.3. Требования к организации обмена технологической информацией между электрическими станциями и объектами электросетевого хозяйства, имеющими в своем составе объекты диспетчеризации, с диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС" формализованы в виде технических требований АО "СО ЕЭС" к объемам, качеству, протоколам передачи информации и функционированию следующих систем:

систем телефонной связи для ведения оперативных переговоров диспетчерского и оперативного персонала;

объектовых ССПИ о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии ЛЭП, оборудования и устройств;

системы обмена информацией о составе и параметрах генерирующего оборудования в рамках задач недельного, суточного и оперативного планирования и доведения плановых графиков (MODES-Terminal);

централизованных систем режимной и противоаварийной автоматики;

объектовых систем РАСП.

Техническими требованиями определена необходимость организации и обеспечения функционирования собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики двух независимых (основного и резервного) каналов связи между объектами электроэнергетики, центрами управления сетями сетевых организаций и диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС", для передачи в режиме реального времени диспетчерских команд (разрешений), команд телеуправления и информации о технологическом режиме работы объектов диспетчеризации, необходимой диспетчерским центрам АО "СО ЕЭС" для управления электроэнергетическим режимом работы энергосистем.

Отступления от технических требований допускаются в отношении подстанций, к которым не присоединены ЛЭП, находящиеся в диспетчерском управлении диспетчерского центра АО "СО ЕЭС", либо ответвительных подстанций.

Для повышения наблюдаемости и управляемости режимами работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства продолжается работа по планированию в инвестиционных программах производителей электрической энергии, сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ПАО "Россети", ОАО "РЖД" и других субъектов электроэнергетики, средств на реализацию программ модернизации и расширения ССПИ на принадлежащих им объектах электроэнергетики. Эта работа проводится, в том числе, с учетом оптимизации программ модернизации и расширения ССПИ объектов электроэнергетики, в отношении которых допускаются отступления от технических требований по организации обмена технологической информацией.

Модернизация ССПИ на объектах электроэнергетики производителей электрической энергии, дочерних и зависимых обществ ПАО "Россети" и ряде других сетевых организаций осуществляется по программам модернизации и расширения ССПИ.

Утвержден План поэтапной реализации мероприятий по повышению надежности объектов ОАО "РЖД" с объемами реконструкции первичного оборудования РУ 110 - 220 кВ, модернизации устройств РЗА и обеспечению наблюдаемости со сроками реализации до 2030 года. В целях повышения темпов модернизации и расширения ССПИ объектов электросетевого хозяйства ОАО "РЖД" будут разработаны программы модернизации и расширения ССПИ объектов электросетевого хозяйства ОАО "РЖД".

В настоящее время реализуются пилотные проекты по дистанционному (теле-) управлению из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" оборудованием подстанций ПС 330 кВ Завод Ильич, ПС 220 кВ Проспект Испытателей, ПС 220 кВ Поселковая (ОЭС Северо-Запада), ПС 220 кВ Псоу, ПС 220 кВ Черноморская (ОЭС Юга). Внедрено телеуправление из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" коммутационными аппаратами на ПС 500 кВ Щелоков, ПС 220 кВ Центральная (ОЭС Средней Волги).

В целях повышения эффективности управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России и оптимизации процесса автоматизации оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления будет осуществляться внедрение дистанционного (теле-) управления оборудованием подстанций электросетевого комплекса ДЗО ПАО "Россети" и распространение функций дистанционного (теле-) управления на устройства РЗА в соответствии с требованиями следующих документов:

- типовые принципы переключений в электроустановках при осуществлении телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций (утв. ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети" и АО "СО ЕЭС" 20.09.2016);

- типовой порядок переключений в электроустановках при осуществлении телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций (утв. ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети" и АО "СО ЕЭС" 20.09.2016);

- типовые технические требования к ПТК АСУ ТП подстанций и к обмену технологической информацией для осуществления функций телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" и центров управления сетями сетевых организаций (утв. ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети" и АО "СО ЕЭС" 27.10.2016).

9.4. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2017 - 2023 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 330 - 750 кВ:

создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада;

перевод ЦСПА ОЭС Урала, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА Тюменской энергосистемы на платформу ЦСПА нового поколения;

перевод ЦСПА ОЭС Средней Волги на платформу ЦСПА нового поколения;

модернизация ЦСПА ОЭС Сибири;

ввод в работу ЛАПНУ на Бурейской ГЭС в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Востока;

создание ЛАПНУ на Ленинградской АЭС-2;

модернизация ЛАПНУ ПС 750 кВ Ленинградская, ПС 750 кВ Белозерская;

ввод в работу ЛАПНУ на ПС 750 кВ Ленинградская в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Северо-Запада.

9.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА до 2023 года планируется:

реализация технических решений технико-экономических обоснований реконструкции системы ПА в операционных зонах филиалов АО "СО ЕЭС" РДУ;

реализация проекта реконструкции системы противоаварийной автоматики на участке Усть-Илимская ГЭС - Хани с учетом текущих технических решений по развитию электрической сети 110 - 500 кВ и режимов совместной работы ОЭС Сибири, ОЭС Востока и Западного энергорайона энергосистемы Саха (Якутия);

создание ЛАПНУ на ПС 220 кВ Могоча;

создание ЛАПНУ на Уренгойской ГРЭС;

разработка и реализация технико-экономического обоснования создания (реконструкции) системы релейной защиты и автоматики в операционной зоне Филиала АО "СО ЕЭС" Якутское РДУ.

9.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2017 - 2023 годах планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности:

подключение Цимлянской ГЭС к ЦС АРЧМ ОЭС Юга;

ввод в промышленную эксплуатацию системы ГРАМ Иркутской ГЭС;

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

подключение ВПТ на ПС 220 кВ Могоча к управлению ЦС АРЧМ ОЭС Востока.

9.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2017 - 2023 годах планируется:

создание программно-технических комплексов СМПР на Верхнетагильской ГРЭС, Гусиноозерской ГРЭС, Зейской ГЭС, Казанской ТЭЦ-3, Кармановской ГРЭС, Конаковской ГРЭС, Ленинградской АЭС-2, ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго", Невинномысской ГРЭС, Нижневартовской ГРЭС, Новосалаватской ТЭЦ, Новочеркасской ГРЭС, Пермской ГРЭС, Пермской ТЭЦ-9, Севостопольской ПГУ-ТЭС, Серовской ГРЭС, Сургутской ГРЭС-1, Челябинской ТЭЦ-3, а также на строящихся подстанциях 500 кВ;

расширение существующих комплексов СМПР на Богучанской ГЭС, Волжской ГЭС, Воткинской ГЭС, Жигулевской ГЭС, Загорской ГАЭС, Киришской ГРЭС, Рефтинской ГРЭС и Уренгойской ГРЭС.

9.8. При проведении расчетов устойчивости учитываются нормативные возмущения, связанные с отключением электросетевого элемента при различных видах коротких замыканий с отказом выключателя и действием УРОВ. Компоновочные решения распределительных устройств ряда электростанций и подстанций связаны с наличием участков РУ (между выключателями и трансформаторами тока), короткие замыкания в которых не могут нормально ликвидироваться действием основных защит и вынужденно ликвидируются действием УРОВ ("мертвая зона"). С учетом возможного отказа выключателя при ликвидации указанного КЗ, что соответствует нормативному возмущению, общая длительность существования короткого замыкания будет превышать двойное время УРОВ, что приведет к рискам отсутствия возможности обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанции.

Для ускорения отключения КЗ в "мертвых зонах" РУ объектов электроэнергетики разработана быстродействующая релейная защита "мертвой зоны" (далее РЗМЗ), позволяющая ликвидировать КЗ в "мертвой зоне" с временем действия основных быстродействующих защит электросетевых элементов распределительных устройств. В настоящее время промышленные образцы устройства РЗМЗ находятся в опытной эксплуатации на ОРУ 750 кВ Калининской АЭС и ОРУ 750 кВ Смоленской АЭС. Начало серийного производства устройства РЗМЗ планируется на 2017 год.

Целесообразно на стадии проектирования новых объектов электроэнергетики производить оценку необходимости применения РЗМЗ с целью обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций.

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

Смоленская АЭС;

Калининская АЭС;

Кольская АЭС;

Псковская ГРЭС;

Рязанская ГРЭС;

Нововоронежская АЭС;

Ростовская АЭС;

Костромская ГРЭС;

Нижнекамская ГЭС;

Усть-Илимская ГЭС;

Томь-Усинская ГРЭС;

Березовская ГРЭС;

Харанорская ГРЭС;

ПС 330 кВ Княжегубская;

ПС 330 кВ Лоухи;

Курская АЭС;

ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго";

Череповецкая ГРЭС.

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

Для исключения включения линии на междуфазное КЗ и уменьшения вероятности включения линии на однофазное КЗ при опробовании АО "СО ЕЭС" разработан и апробирован на цифровой модели программно-аппаратного комплекса RTDS алгоритм функционирования устройств поочередного включения фаз линии при осуществлении ТАПВ и опробовании ВЛ (далее - Автоматика опробования ЛЭП 500 - 750 кВ). В 2015 году успешно проведены работы по созданию и испытанию на цифровых моделях ЛЭП 500 - 750 кВ и действующем объекте электроэнергетики - КВЛ 500 кВ Саяно-Шушенская - Новокузнецкая N 1 опытного образца устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ.

На 2018 год планируется установка устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ на ВЛ 750 кВ Смоленская АЭС - Новобрянская, в качестве мероприятия по успешной коммутации элегазовых выключателей.

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

9.9. При создании (модернизации) РЗА, ССПИ выполняются следующие требования:

9.9.1. Основные требования при создании (модернизации) РЗА

Для обеспечения надежности и живучести энергосистемы и предотвращения повреждения ЛЭП и оборудования все ЛЭП, электросетевое и генерирующее оборудование, энергопринимающие устройства, входящие в состав энергосистемы, оснащаются устройствами РЗА.

Быстродействие релейной защиты при отключении коротких замыканий удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости энергосистемы при отключении коротких замыканий и требованиям обеспечения устойчивости нагрузки потребителей.

Устройства релейной защиты обеспечивают селективное отключение только поврежденной ЛЭП или оборудования. В случае отказа в отключении поврежденных ЛЭП или оборудования по любой причине устройства релейной защиты обеспечивают отключение смежных неповрежденных ЛЭП или оборудования, через которые осуществляется подпитка места повреждения токами короткого замыкания.

Для каждого выключателя напряжением 110 кВ и выше и выключателей генераторов, установленных на генераторном напряжении, предусматривается устройство резервирования отказа выключателя. Действие релейной защиты на отключение указанных выключателей сопровождается одновременным пуском УРОВ.

При наличии у выключателя двух электромагнитов отключения каждое устройство РЗА действует на его отключение через оба электромагнита.

Устройства релейной защиты обладают требуемой чувствительностью при всех видах коротких замыканий в защищаемой зоне в различных схемно-режимных ситуациях.

Технологически связанные по принципу своего действия устройства релейной защиты и автоматики обеспечивают полную функциональную совместимость.

Резервные защиты от междуфазных коротких замыканий и от коротких замыканий на землю действуют при коротких замыканиях на защищаемом элементе энергосистемы и в зоне дальнего резервирования.

Во всех случаях, когда не обеспечиваются принципы дальнего резервирования, предусматриваются мероприятия по усилению ближнего резервирования релейной защиты ЛЭП и оборудования, на которых не обеспечивается дальнее резервирование.

Резервные защиты имеют оперативное и автоматическое ускорение ступеней, охватывающих всю длину ЛЭП, а для автотрансформаторов и трансформаторов - примыкающих систем шин.

Параметры настройки устройств релейной защиты учитывают перегрузочную способность ЛЭП и оборудования.

Дистанционные защиты имеют автоматическую блокировку ступеней, которые могут неправильно работать при качаниях в энергосистеме (блокировку при качаниях). Принцип действия блокировки при качаниях не препятствует функционированию дистанционных защит.

Защиты, по принципу действия использующие напряжение от трансформаторов напряжения, неисправность вторичных цепей которых может привести к ложному действию защиты, блокируются при неисправности цепей напряжения.

Резервирование цепей напряжения устройств релейной защиты и сетевой автоматики ЛЭП классом напряжения 500 кВ и выше обеспечивается установкой двух трансформаторов напряжения на каждой из сторон ЛЭП.

Отключение повреждения при действии защит и отказе выключателя ЛЭП или оборудования выполняется действием УРОВ на отключение смежных присоединений, через которые осуществляется подпитка током места повреждения, с запретом автоматического повторного включения всех отключенных выключателей.

Устройство резервирования отказа выключателя действует повторно на отключение выключателя без выдержки времени.

Устройство автоматического повторного включения обеспечивает автоматическое включение в работу отключенных защитами выключателей ЛЭП и оборудования, если автоматическая подача напряжения на них допустима.

При создании (модернизации) РЗА на объектах электроэнергетики устанавливаются микропроцессорные устройства РЗА.

Формирование комплексов РЗА осуществляется таким образом, чтобы при любом событии, требующем работы комплекса РЗА, функции РЗА выполнялись при независимом от исходного события отказе одного любого устройства, входящего в комплекс РЗА, и исключалась возможность отказа функционирования комплекса РЗА по общей причине.

Безошибочная работа устройств РЗА обеспечивается при изменении частоты электрического тока в диапазоне 45 - 55 Гц.

Устройства РЗА не действуют на отключение (включение) ЛЭП и оборудования, разгрузку (загрузку) генерирующего оборудования электростанций или отключение нагрузки потребителей электрической энергии при:

замыкании на землю в цепях оперативного тока;

снятии, подаче оперативного тока, а также при перерывах питания любой длительности и глубины снижения напряжения оперативного тока;

объединении цепей переменного напряжения и цепей оперативного постоянного тока.

После восстановления оперативного тока все функции и параметры настройки устройств РЗА сохраняются в полном объеме.

Функционирование устройств РЗА при наличии на объекте электроэнергетики автоматизированной системы управления технологическим процессом осуществляется автономно и независимо от состояния указанной системы.

Вновь вводимые (модернизированные) комплексы и устройства РЗА предусматривают возможность информационного обмена между собой, а также с автоматизированной системой управления технологическим процессом объекта электроэнергетики.

Ввод (вывод) данных в комплексы и устройства РЗА, организованный по цифровому протоколу, осуществляются через стандартные интерфейсы связи.

На вновь вводимых (комплексно реконструируемых) электростанциях, подстанциях высшим классом напряжения 110 кВ и выше применяется оперативный постоянный ток напряжением 220 В.

Вторичные цепи устройств РЗА защищаются от коротких замыканий и длительных перегрузок.

На электростанциях и подстанциях выполняется сигнализация о срабатывании и возникновении неисправностей устройств РЗА.

Во вторичных цепях устройств РЗА устанавливаются переключающие устройства (испытательные блоки, переключатели, рубильники, накладки), обеспечивающие возможность вывода (ввода) устройств РЗА для оперативного и технического обслуживания.

В одном контрольном кабеле не совмещаются цепи, замыкание которых приводит к несанкционированному изменению эксплуатационного состояния или технологического режима работы оборудования объекта электроэнергетики, формированию сигналов пуска РЗА и (или) управляющих воздействий РЗА или автоматизированной системы управления технологическими процессами объекта электроэнергетики.

При новом строительстве (расширении, реконструкции, техническом перевооружении, модернизации) не применяются высоковольтные элегазовые трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и выключатели, если при снижении давления элегаза внутри оборудования требуется их автоматическое отключение.

При срабатывании датчиков снижения давления (плотности) элегаза:

в высоковольтных элегазовых измерительных трансформаторах тока и трансформаторах напряжения выполняется предупредительная и/или аварийная сигнализация;

в высоковольтных элегазовых выключателях выполняется предупредительная сигнализация и автоматическая блокировка управления выключателем, запрещающая операции включения и отключения выключателя.

9.9.2. Оснащение устройствами РЗ и СА ЛЭП 110 кВ и выше осуществляется с учетом следующего:

Релейная защита на каждой питающей стороне ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше, имеющих питание с двух или более сторон, включает в себя основную и резервную защиту.

В качестве основной защиты ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, предусматривается быстродействующая защита от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

Если на ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, при отсутствии основной защиты время отключения короткого замыкания не удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости энергосистемы или нагрузки потребителей, предусматривается установка двух основных защит.

На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ с односторонним питанием с питающей стороны устанавливаются ступенчатые защиты от всех видов коротких замыканий и токовые защиты без выдержки времени.

На кабельной или кабельно-воздушной ЛЭП предусматривается установка не менее двух устройств релейной защиты, каждое из которых обеспечивает отключение всех видов коротких замыканий с временем, при котором не нарушается термическая стойкость жил и оболочек кабеля (с учетом неуспешного АПВ и действия УРОВ).

На каждой ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше устанавливаются не менее чем два устройства релейной защиты. Каждое устройство релейной защиты реализовывает функцию быстродействующей защиты от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

На каждой стороне ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше как минимум одно из установленных устройств релейной защиты выполняется на принципе ступенчатых защит с реализацией быстродействия с помощью разрешающих (блокирующих) сигналов.

На каждой стороне ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше три устройства релейной защиты устанавливаются в следующих случаях:

на ЛЭП, отходящих от атомных электростанций;

на межгосударственных ЛЭП;

на ЛЭП, при коротком замыкании на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;

на ЛЭП, при коротком замыкании на которых и отказе быстродействующих защит увеличение времени отключения короткого замыкания приводит к нарушению устойчивости.

Каждое устройство релейной защиты этих линий реализует функцию быстродействующей защиты от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

Для ликвидации неполнофазных режимов на ЛЭП, имеющих пофазное управление выключателями, предусматривается защита неполнофазного режима, действующая на отключение трех фаз ЛЭП со всех сторон с запретом автоматического повторного включения.

На каждой ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше предусматривается трехфазное автоматическое повторное включение.

Для ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше трехфазное автоматическое повторное включение обеспечивает возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и включения под нагрузку с контролем синхронизма. На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ необходимость включения под нагрузку с контролем синхронизма обосновывается проектными решениями.

На ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше предусматривается однофазное автоматическое повторное включение. На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ необходимость применения однофазного автоматического повторного включения обосновывается проектными решениями.

На объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих ПАО "ФСК ЕЭС", при новом строительстве (расширении, реконструкции, техническом перевооружении, модернизации), применяются АПВ КВЛ (ЛЭП при наличии на ней хотя бы одного кабельного участка любой длины) 110 кВ и выше:

если кабельные участки используются только для захода КВЛ в КРУЭ;

при отсутствии кабельных участков с непосредственным соприкосновением кабелей разных фаз. Наличие на кабельном участке транспозиционных муфт не оказывает влияния на применение АПВ.

При этом устройства РЗ для выявления КЗ на кабельных участках не применяются.

Если КВЛ имеют кабельные участки с непосредственным соприкосновением кабелей разных фаз, возможность использования АПВ определяется при проектировании.

На кабельных ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше автоматическое повторное включение не предусматривается.

На ЛЭП, при включении которых возможно объединение несинхронно работающих частей энергосистемы, предусматриваются устройства (функция) улавливания синхронизма. Эти устройства (функция) используются для АПВ с улавливанием синхронизма и для ручного включения с улавливанием синхронизма.

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

9.9.3. Оснащение устройствами РЗ и СА автотрансформаторов (трансформаторов) высшим классом напряжения 110 кВ и выше осуществляется с учетом следующего:

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

На автотрансформаторах с высшим классом напряжения 220 кВ и трансформаторах с высшим классом напряжения 110 - 220 кВ мощностью менее 160 МВА устанавливается один комплект дифференциальной защиты трансформатора. Установка второго комплекта дифференциальной защиты трансформатора выполняется при недостаточной чувствительности или недопустимом времени отключения резервными защитами автотрансформатора (трансформатора) или защитами смежных элементов при коротких замыканиях в зоне действия дифференциальной защиты.

На АТ (Т) с высшим классом напряжения 330 кВ и выше, а также на АТ с высшим классом напряжения 220 кВ мощностью 160 МВА и более устанавливаются два комплекта дифференциальной защиты трансформатора.

На стороне высшего и среднего напряжения АТ (Т) устанавливаются резервные защиты от междуфазных коротких замыканий и от коротких замыканий на землю, в том числе для обеспечения согласования резервных защит линий электропередачи смежного напряжения, дальнего резервирования.

На ошиновке 330 кВ АТ (Т) и выше устанавливаются две основные защиты.

9.9.4. Оснащение устройствами РЗ и СА шунтирующих реакторов, управляемых шунтирующих реакторов высшим классом напряжения 330 кВ и выше осуществляется с учетом следующего:

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

На шунтирующих реакторах, управляемых шунтирующих реакторах напряжением 330 кВ и выше устанавливаются два комплекта быстродействующих защит от внутренних повреждений. В составе каждого комплекта устанавливается продольная дифференциальная токовая защита и поперечная дифференциальная токовая защита, если обмотка реактора расщеплена.

На УШР дополнительно устанавливаются защиты обмотки управления, полупроводниковых преобразователей, компенсационной обмотки, промежуточного и заземляющего трансформаторов. Состав защит определяется типом УШР.

Защита ШР, УШР, подключенных к ЛЭП без выключателя, действует на отключение ЛЭП с двух сторон с запретом АПВ.

9.9.5. Оснащение устройствами РЗ и СА систем (секций) шин, обходных, шиносоединительных и секционных выключателей напряжением 110 кВ и выше осуществляется с учетом следующего.

Для каждой системы (секции) шин напряжением 110 - 220 кВ предусматривается отдельная дифференциальная защита шин. Две дифференциальные защиты шин устанавливаются на системе (секции) шин напряжением 110 - 220 кВ подстанции, непосредственно к которой подключено (подключается) генерирующее оборудование суммарной мощностью 160 МВт и более, и на подстанциях нового поколения, оснащенных оптическими ТТ без постоянного оперативного персонала. На каждой системе (секции) шин напряжением 330 кВ и выше устанавливаются по два комплекта дифференциальной защиты шин.

Для двойной системы шин с одним выключателем на присоединение ДЗШ выполняется по схеме с фиксированным распределением присоединений. При этом в ДЗШ предусматривается возможность изменения фиксации оперативных цепей и цепей трансформаторов тока при изменении фиксации присоединений с одной системы шин на другую.

Выключатели присоединений входят в зону ДЗШ.

При наличии измерительных трансформаторов тока с двух сторон выключателя выключатель входит в зону действия дифференциальной защиты шин и в зону действия защиты присоединения.

Предусматривается возможность выполнения АПВ шин открытых распределительных устройств.

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

Выполняются мероприятия, исключающие возможность ложного срабатывания ДЗШ (ДЗО) при выполнении операций в токовых цепях без вывода ее из работы (приведение контура заземления ПС в соответствие с НТД, исключение использования для ДЗШ внешнего суммирования токов присоединений и другие мероприятия).

Устройства РЗ и СА обходного выключателя напряжением 110 кВ и выше обеспечивают все функции релейной защиты и сетевой автоматики любых линий электропередачи и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель. Выходные цепи и цепи переменного тока основных защит указанных линий электропередачи и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель имеют возможность перевода на обходной выключатель. Предусматривается возможность использования в микропроцессорных устройствах РЗ и СА обходного выключателя нескольких групп уставок.

Релейная защита шиносоединительного, секционного и обходного выключателей выполняется так, чтобы ее можно было использовать при опробовании напряжением системы шин и присоединений, а также для повышения эффективности дальнего резервирования.

Устройства АВР используются для восстановления электроснабжения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии путем автоматического присоединения резервного источника питания при обесточении электроустановок потребителя. Устройства АВР используются также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

9.9.6. Оснащение объектов электроэнергетики устройствами ПА и РА.

Противоаварийная автоматика обеспечивает выполнение следующих функций противоаварийного управления:

предотвращение нарушения устойчивости;

ликвидация асинхронных режимов;

ограничение снижения или повышения частоты;

ограничение снижения или повышения напряжения;

предотвращение недопустимых перегрузок оборудования.

Противоаварийное управление осуществляется на основе принципа минимизации управляющих воздействий, направленных на отключение нагрузки потребителей.

На реализацию одних и тех же объемов управляющих воздействий могут действовать разные виды противоаварийной автоматики.

Отсутствует аппаратное совмещение в одном устройстве:

функций РЗ и АПНУ, РЗ и ЧДА;

функции автоматики предотвращения нарушения устойчивости с другими функциями противоаварийной автоматики, обеспечивающими живучесть энергосистемы.

На ЛЭП 330 кВ и выше устанавливаются устройства ФОЛ (с каждой стороны ЛЭП), УПАСК. На ЛЭП 110 - 220 кВ необходимость установки устройств ФОЛ и УПАСК определяется проектными решениями.

Устройства АОПН устанавливаются на всех ЛЭП напряжением 500 кВ и выше длиной 200 км и более с каждой стороны ЛЭП. Необходимость и места установки устройств АОПН на ЛЭП напряжением 500 кВ меньшей длины, а также на ЛЭП напряжением 330 кВ и ниже определяется проектными решениями.

В устройстве АОПН предусматривается функция резервирования отказа выключателя при работе устройства АОПН.

На всех связях, по которым возможен асинхронный режим, устанавливаются устройства АЛАР.

На каждой связи, по которой возможен асинхронный режим, обеспечивается селективное выявление асинхронного режима с электрическим центром качаний в любой точке связи двумя устройствами АЛАР. В электрической сети 150 кВ и ниже допускается применение устройств АЛАР, не обеспечивающих выявление электрического центра качаний.

Устройства АЛАР устанавливаются на всех генераторах атомных электростанций и на всех генераторах установленной мощностью 500 МВт и выше тепловых электростанций и гидроэлектростанций. Необходимость установки устройств АЛАР на генераторах меньшей мощности определяется проектными решениями.

На электростанциях и ПС при необходимости (определяется проектными решениями) устанавливаются устройства и комплексы ЛАПНУ. Указанные устройства и комплексы предусматривают возможность работы в автономном режиме и (или) в качестве низового устройства ЦСПА.

На ЛЭП при необходимости (определяется проектными решениями) устанавливаются устройства КПР, АРПМ, АОПО, АЛАР неполнофазного режима.

На АТ при необходимости (определяется проектными решениями) устанавливаются устройства ФОТ, КПР, АОПО.

На энергоблоках ТЭС и АЭС номинальной мощностью 500 МВт и более предусматриваются КРТ, ДРТ, ОГ, а также устанавливаются устройства ФОБ. Необходимость организации КРТ, ДРТ, ОГ и установки устройств ФОБ на энергоблоках меньшей мощности определяется проектными решениями.

Все гидроэлектростанции и гидроаккумулирующие электростанции установленной мощностью 50 МВт и выше оснащаются устройствами АЧВР.

Устройства ЧДА устанавливаются на всех ТЭС установленной мощностью 25 МВт и выше, за исключением ТЭС, на которых по условиям их работы установка устройств ЧДА невозможна.

При выделении энергоблока на свои собственные нужды действием ЧДА обеспечивается устойчивая работа выделяемого энергоблока в течение не менее 30 минут.

На ПС и электростанциях, от шин которых осуществляется электроснабжение местной нагрузки, устанавливаются устройства АЧР. При этом исключается срабатывание устройств АЧР в переходных режимах, характеризующихся снижением частоты, не связанным с аварийным дефицитом активной мощности, а также при перерыве электроснабжения.

Устройства ЧАПВ устанавливаются, прежде всего, на подстанциях, на которых невозможно осуществить быстрое восстановление электроснабжения потребителей электрической энергии, отключенных АЧР, действиями оперативного персонала.

Устройства АОПЧ устанавливаются на тепловых, атомных и гидроэлектростанциях, расположенных в частях энергосистемы, выделение на изолированную работу которых возможно с большим избытком мощности, приводящим к повышению частоты более 51,0 Гц. Устройства АОПЧ действуют на отключение генераторов.

Режимная автоматика обеспечивает выполнение следующих функций автоматического режимного управления:

регулирование частоты;

регулирование перетоков активной мощности;

регулирование напряжения и реактивной мощности.

Первичное регулирование частоты осуществляется действием первичных регуляторов частоты и мощности, установленных на генерирующем оборудовании электростанций.

Режимная автоматика, осуществляющая функции вторичного регулирования частоты и перетоков активной мощности организуется по централизованному принципу. Режимная автоматика, осуществляющая функции регулирования напряжения и реактивной мощности, выполняется локальной.

Алгоритмы функционирования и параметры настройки режимной автоматики обеспечивают устойчивое регулирование параметров электроэнергетического режима при отклонении контролируемых параметров электроэнергетического режима от заданных значений.

Для обеспечения регулирования напряжения в контрольных пунктах сетевых организаций могут использоваться локальные устройства автоматического управления режимом работы оборудования сетевых организаций.

Все генерирующее оборудование, за исключением энергоблоков атомных электростанций с реакторами типа РБМК и БН, участвует в ОПРЧ с характеристиками и настройками, установленными для ОПРЧ.

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

системы автоматического регулирования частоты и активной мощности генерирующих установок;

системы группового регулирования активной мощности ГЭС;

АРВ синхронных и асинхронизированных генераторов;

групповые регуляторы напряжения и реактивной мощности генерирующих установок.

На АТ (Т) устанавливаются автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

Управляемые устройства компенсации реактивной мощности (статические тиристорные компенсаторы, управляемые шунтирующие реакторы, статические компенсаторы реактивной мощности, объединенные регуляторы потоков мощности) оснащаются автоматическими регуляторами напряжения и реактивной мощности.

На синхронных (асинхронизированных) компенсаторах устанавливаются устройства автоматического регулирования возбуждения и форсировки (УФ) возбуждения.

На синхронных генераторах мощностью 60 МВт и более и компенсаторах мощностью 100 Мвар и более устанавливаются быстродействующие системы возбуждения с АРВ сильного действия.

9.9.7. Оснащение объектов электроэнергетики устройствами РАСП.

Регистрация аварийных событий и процессов осуществляется с использованием регистраторов аварийных событий (автономных регистраторов аварийных событий и функций, реализуемых в терминалах РЗА, в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов электроэнергетики), устройств определения места повреждения на ЛЭП и устройств системы мониторинга переходных режимов.

Автономные регистраторы аварийных событий устанавливаются на электростанциях и подстанциях высшим классом напряжения 110 кВ и выше (за исключением объектов электроэнергетики, не оборудованных выключателями на стороне 110 - 220 кВ, а также тупиковых и отпаечных подстанций) и обеспечивают регистрацию аварийных событий и процессов, хранение зарегистрированной информации. Регистрируются параметры электромагнитных переходных процессов ЛЭП и оборудования главной схемы, факты срабатывания устройств РЗА, изменения состояния коммутационных аппаратов, параметры систем оперативного постоянного тока в объеме достаточном для своевременного анализа аварийного процесса и однозначного установления причин возникновения, протекания и ликвидации аварии.

Автономные регистраторы аварийных событий и функции, реализуемые в микропроцессорных терминалах РЗА или в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов электроэнергетики, обеспечивают:

запись параметров аварийных событий и процессов с погрешностью не более 1 миллисекунды относительно точного времени;

запись параметров аварийных событий и процессов при полном обесточении объекта электроэнергетики;

сохранение информации при исчезновении питания регистратора аварийных событий и процессов.

Автономные регистраторы аварийных событий, установленные на объектах электроэнергетики, не обеспечивающие выполнение указанных функций, заменяются (модернизируются) при реконструкции (модернизации) объекта электроэнергетики.

На всех ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше длиной 20 километров и более устанавливаются устройства для определения места повреждения на ЛЭП в случае ее аварийного отключения в результате короткого замыкания (далее - устройства определения места повреждения). Необходимость установки устройств определения места повреждения на ЛЭП длиной менее 20 километров определяется собственником или иным законным владельцем ЛЭП.

На электростанциях и подстанциях высшим классом напряжения 110 кВ и выше обеспечивается передача данных регистрации аварийных событий и процессов, включая показания приборов определения места повреждения на ЛЭП и данные о местах повреждения ЛЭП, в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления и в центры управления сетями сетевых организаций, осуществляющих эксплуатацию данных ЛЭП.

Регистраторы СМПР устанавливаются на следующих объектах электроэнергетики ЕЭС России:

на подстанциях 500 кВ и выше единой национальной (общероссийской) электрической сети;

на электростанциях установленной мощностью 500 МВт и более;

на межгосударственных и входящих в контролируемые сечения Единой энергетической системы России ЛЭП 220 кВ и выше, определяемых АО "СО ЕЭС".

9.9.8. Организация каналов связи для оперативно-диспетчерского, оперативно-технологического управления, для передачи данных РАСП в диспетчерские центры, сигналов и команд РЗА.

Каналы связи, используемые для обмена технологической информацией по п. 9.3, организовываются собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) от объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) до узлов доступа соответствующих диспетчерских центров АО "СО ЕЭС".

Сетевыми организациями, иными собственниками или законными владельцами объектов электросетевого хозяйства организовывается наличие и обеспечивается функционирование двух независимых каналов связи объекта электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и более с центром управления сетями, в технологическом управлении и ведении которого находятся оборудование или устройства указанного объекта электросетевого хозяйства или отходящие от него ЛЭП. При этом наличие и функционирование каналов связи от электрических станций до центров управления сетями обеспечивается за счет средств сетевой организации, в технологическом управлении или ведении центров управления сетями которой находятся отходящие от электростанций ЛЭП.

Требования к каналам связи для организации передачи информации с объектов электроэнергетики их собственникам или иным законным владельцам и (или) собственникам технологически связанных объектов электроэнергетики определяются указанными лицами самостоятельно либо по взаимному согласованию между собственниками и иными законными владельцами технологически связанных объектов электроэнергетики.

Каналы связи, обеспечивающие функционирование автоматизированных систем диспетчерского управления и автоматизированных систем технологического управления, для осуществления оперативных переговоров диспетчерского персонала диспетчерских центров с оперативным персоналом центров управления сетями и объектов электроэнергетики, а также для осуществления оперативных переговоров оперативного персонала центров управления сетями с оперативным персоналом объектов электроэнергетики организуются без коммутации на промежуточных автоматических телефонных станциях.

При новом строительстве, техническом перевооружении, модернизации или реконструкции объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, комплексов и устройств РЗА, проектными решениями предусматривается применение наземных каналов связи.

Передача телеметрической информации между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами, центрами управления сетями осуществляется без промежуточной обработки.

Для передачи информации, обеспечивающей функционирование ПА или РА, с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше и электростанций установленной мощностью 5 МВт и более независимо от класса напряжения их присоединения к электрической сети организуется не менее двух независимых каналов связи в каждом направлении передачи информации.

Для передачи сигналов и команд ПА и РА используется дублированный режим передачи информации.

Передача сигналов и команд с устройств РЗ, осуществляющих функцию основной защиты ЛЭП, организовывается по выделенным каналам, независимым от каналов связи, используемых для передачи сигналов и команд с других устройств РЗ этой же ЛЭП. При выполнении защит ЛЭП с использованием трех комплектов основных защит, допускается использовать один канал связи для обеспечения функционирования двух комплектов основных защит.

Не используется один и тот же канал связи или каналообразующей аппаратуры для обеспечения функционирования основных защит разных ЛЭП, в случае применения для защиты ЛЭП только одной основной быстродействующей защиты. Для устройств РЗ, предусматривающих дублированный режим передачи сигналов, необходимо использование двух независимых каналов связи.

При этом ускоряющие, разрешающие и отключающие команды РЗ ЛЭП могут передаваться в общем канале совместно с командами ПА.

Устройства РЗА обеспечивают автоматический контроль исправности используемых каналов связи. При неисправности канала связи, выявленной в процессе непрерывного автоматического контроля, обеспечивается автоматическая блокировка устройств РЗА, если эта неисправность может привести к неправильным действиям устройств РЗА, с возможностью автоматической и/или ручной деблокировки, а также формирование сигнала неисправности канала соответствующих устройств РЗА.

Передача сигналов и команд РЗ осуществляется без промежуточной обработки.

При организации ВЧ каналов связи по фазным проводам ВЛ с совмещением передачи сигналов и команд РЗА, технологической телефонной связи и телеметрической информации, организуется приоритетная передача команд РЗА.

Каналы радиорелейной связи, ВЧ связи по ВЛ и спутниковой связи выполняются с учетом обеспечения запаса по перекрываемому затуханию с учетом неблагоприятных погодных условий (туман, изморозь, гололед, дождь).

Для передачи команд РЗА ВЧ каналы связи по ВЛ дополнительно обеспечивают запас по перекрываемому затуханию при возможных КЗ на ВЛ, по проводам которой организован ВЧ канал.

При организации каналов связи выполняются условия по обеспечению электромагнитной совместимости.

Суммарное время измерения и передачи телеметрической информации не превышает:

для передачи телеметрической информации с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше и электростанций установленной мощностью 5 МВт и выше независимо от класса напряжения в автоматизированные системы диспетчерского управления, комплексы противоаварийной или режимной автоматики - 1 секунды (для передачи с указанных объектов телеметрической информации о технологическом режиме работы линий электропередачи и оборудования, не являющихся объектами диспетчеризации, - 2 секунды) без учета времени обработки данных в программно-технических комплексах диспетчерского центра, комплексах противоаварийной или режимной автоматики;

для передачи телеметрической информации с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше, относящихся к единой национальной (общероссийской) электрической сети, в автоматизированные системы технологического управления - 1 секунды без учета времени обработки данных в программно-технических комплексах центра управления сетями.

Время передачи сигналов и команд релейной защиты и противоаварийной автоматики составляет:

не более 10 миллисекунд - по каналам связи, организованным по волоконно-оптическим, кабельным или радиорелейным линиям связи;

не более 25 миллисекунд - по каналам связи, организованным по каналам высокочастотной связи на одной ЛЭП.

Время передачи команд управления РА от управляющего вычислительного комплекса ЦС (ЦКС) АРЧМ до системы автоматического регулирования частоты и активной мощности энергоблока ТЭС или ГРАМ ГЭС не превышает 1 секунды.

Время передачи команд дистанционного (теле-) управления из диспетчерских центров, центров управления сетями на объект электроэнергетики с учетом обработки команд в ПТК диспетчерских центров, центров управления сетями и на объекте электроэнергетики (до начала исполнения команд) не превышает 5 секунд.

Каналы связи, обеспечивающие функционирование РЗА, организуемые в цифровых системах передачи по ВОЛС, КЛС или РРЛ, имеют согласованные с устройствами РЗА электрические или оптические интерфейсы. Согласование интерфейсов выполняется как со стороны цифровых систем передачи, так и со стороны устройств РЗА.

Для микропроцессорных устройств РЗА, имеющих линейные оптические интерфейсы, предусматривается возможность организации их работы по выделенным оптическим волокнам волоконно-оптического кабеля при условии соответствия его протяженности ресурсным возможностям оптических интерфейсов.

При превышении допустимой протяженности, или невозможности выделения оптических волокон, организация каналов, обеспечивающих функционирование микропроцессорных устройств РЗА по волоконно-оптическим линиям связи, осуществляется через мультиплексоры цифровых систем передачи.

В случае использования субъектом электроэнергетики, потребителем электрической энергии для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, комплексов и устройств РЗА, каналов связи, организованных в сетях операторов связи или технологических сетях иных лиц, субъектом электроэнергетики (потребителем электрической энергии) обеспечивается соблюдение вышеуказанных требований в отношении таких каналов связи.

В случае потери диспетчерской телефонной связи предусматривается возможность использования диспетчером субъекта оперативно-диспетчерского управления и оперативным персоналом субъекта электроэнергетики производственно-технологической телефонной связи с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и на другие ведомственные телефонные сети путем набора номера.

10. Оценка прогнозных объемов капитальных вложений в сооружение генерирующих мощностей, объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше, на 2017 - 2023 годы

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

Оценка капитальных вложений в электростанции и электросетевые объекты в разрезе ОЭС проведена в прогнозных ценах с учетом НДС (18%) и инфляционного удорожания за рассматриваемый расчетный период до 2023 года.

Прогнозные цены рассчитывались:

- на период до 2019 года на основе индекс-дефляторов, представленных в документе "Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2017 год и на плановый период 2018 и 2019 годов" (Минэкономразвития, 24.11.2016);

- на период 2020 - 2023 года на основе значения индекс-дефлятора, определенного в прогнозе социально-экономического развития на среднесрочный период для последнего года соответствующего среднесрочного периода прогнозирования - 2019 года (в соответствии с Приказом Минэнерго России от 05.05.2016 N 380 в связи с отсутствием в прогнозе социально-экономического развития индексов-дефляторов на период 2020 - 2023 годы).

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

В строительстве электросетевых объектов, намечаемых Схемой и программой развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы, в том числе сооружаемых за счет иных инвесторов, капитальные вложения принимались по материалам инвестиционных программ отдельных субъектов электроэнергетики (или их проектам), по проектам-аналогам, а также по "Укрупненным нормативам цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электросетевого хозяйства", утвержденным Приказом Минэнерго России от 08.02.2016 N 75.

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

Суммарные объемы капиталовложений в развитие электроэнергетики России за период 2017 - 2023 годов оцениваются в 2 299 057,6 млн. руб., в том числе по генерирующим объектам 1 706 048,6 млн. руб. и электрическим сетям 220 кВ и выше 593 008,9 млн. руб.

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

В таблице 10.2 представлены сводные показатели по прогнозным капитальным вложениям в объекты электросетевого хозяйства по классам напряжения 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2017 - 2023 годы.

Таблица 10.1 - Прогнозные объемы инвестиций в развитие ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов в прогнозных ценах

ОЭС
Тип станции
Инвестиции, млн. руб. (в прогнозных ценах)
Итого за 2017 - 2023 годы
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
ОЭС Северо-Запада
98901,3
82839,9
89347,8
86356,0
66028,0
77730,2
57238,5
558441,7
АЭС
57398,6
39004,1
70989,7
86356,0
66028,0
77730,2
57238,5
454745,1
ГЭС и МГЭС
1839,0
7071,9
4031,9
0,0
0,0
0,0
0,0
12942,8
ТЭС
39663,6
36764,0
14326,2
0,0
0,0
0,0
0,0
90753,8
ОЭС Центра
73539,3
81177,0
86942,8
97202,6
96517,7
78273,1
34753,7
548406,4
АЭС
48097,6
71939,4
85771,6
97202,6
96517,7
78273,1
34753,7
512555,7
ГАЭС
3094,6
2499,7
1171,3
0,0
0,0
0,0
0,0
6765,6
ТЭС
21046,5
6738,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
27784,5
НИЭ
1300,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1300,5
ОЭС Средней Волги
36137,1
10097,9
2348,9
3686,9
0,0
0,0
0,0
52270,8
ТЭС
23546,6
6460,7
2348,9
3686,9
0,0
0,0
0,0
36043,0
НИЭ
12590,5
3637,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
16227,8
ОЭС Юга
145457,5
88253,1
61647,0
7865,1
0,0
0,0
0,0
303222,7
АЭС
24704,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
24704,1
ГЭС и МГЭС
11586,6
13413,5
14261,7
0,0
0,0
0,0
0,0
39261,8
ТЭС
48911,1
17140,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
66051,0
НИЭ
60255,8
57699,7
47385,3
7865,1
0,0
0,0
0,0
173205,8
ОЭС Урала
53060,2
24443,4
16157,8
0,0
0,0
0,0
0,0
93661,4
ТЭС
36288,8
801,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
37090,1
НИЭ
16771,5
23642,1
16157,8
0,0
0,0
0,0
0,0
56571,4
ОЭС Сибири
20520,9
25817,0
6489,0
2605,0
0,0
0,0
0,0
55431,9
ТЭС
7815,1
11722,7
1736,7
2605,0
0,0
0,0
0,0
23879,5
НИЭ
12705,8
14094,4
4752,3
0,0
0,0
0,0
0,0
31552,4
ОЭС Востока
20561,5
0,0
10562,7
44212,4
19277,1
0,0
0,0
94613,7
ГЭС и МГЭС
7363,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
7363,6
ТЭС
13197,9
0,0
10562,7
44212,4
19277,1
0,0
0,0
87250,1
ИТОГО
448177,9
312628,4
273496,0
241928,0
181822,9
156003,2
91992,2
1706048,6
АЭС
130200,4
110943,4
156761,3
183558,6
162545,8
156003,2
91992,2
992004,9
ГЭС и МГЭС
20789,2
20485,3
18293,7
0,0
0,0
0,0
0,0
59568,2
ГАЭС
3094,6
2499,7
1171,3
0,0
0,0
0,0
0,0
6765,6
ТЭС
190469,6
79626,5
28974,5
50504,3
19277,1
0,0
0,0
368851,9
НИЭ
103624,1
99073,4
68295,4
7865,1
0,0
0,0
0,0
278858,0
Эл. сети 220 кВ и выше
164052,7
136161,5
105011,7
73160,3
72838,9
30828,2
10955,7
593008,9
Всего учетом сетей 220 кВ и выше
612230,6
448789,9
378507,7
315088,3
254661,8
186831,4
102947,9
2299057,6

Таблица 10.2 - Сводные показатели по прогнозным капитальным вложениям в объекты электросетевого хозяйства по классам напряжения 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2017 - 2023 годы в прогнозных ценах, млн. руб.

2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
Итого за 2017 - 2023 гг.
ОЭС Северо-Запада
16826,3
12916,0
14257,4
7517,7
10225,8
1674,7
843,3
64261,2
750 кВ
7101,1
6267,8
8178,6
0,0
0,0
405,1
0,0
21952,5
330 кВ
9595,1
6082,9
4497,2
6181,6
9245,4
0,0
843,3
36445,5
220 кВ
130,0
565,4
1581,6
1336,2
980,4
1269,7
0,0
5863,2
ОЭС Центра
17670,2
14353,4
13089,8
11091,0
11638,5
3102,5
1608,5
72553,8
500 кВ
6229,8
5613,3
5763,8
1994,3