Приказ Минэнерго России от 28.02.2018 № 121

"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018 - 2024 годы"

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 28 февраля 2018 г. N 121

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2018 - 2024 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 2018 - 2024 годы.

Министр А.В.НОВАК

Утверждена приказом Минэнерго России от 28 февраля 2018 г. N 121

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2018 - 2024 ГОДЫ

1. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на 2018 - 2024 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 2018 - 2024 годы

2.1. ЕЭС России

В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2018 - 2024 годов среднегодовой прирост электропотребления по ЕЭС России за прогнозный период составит 1,22%. 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 2018 - 2020 годов, разработанного Министерством экономического развития (сентябрь 2017 года) (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария прогноза социально-экономического развития России <*>

<*> Составлено по материалам прогноза социально-экономического развития Министерства экономического развития на период до 2020 года (сентябрь 2017 года).

<**> Данные за 2017 год - предварительная оценка за год по материалам Прогноза социально-экономического развития Министерства экономического развития на период до 2020 года.

Согласно базовому сценарию прогноза социально-экономического развития России, основывающемуся на прогнозируемой среднегодовой цене нефти марки "Urals" в 2018 году 43,8 долларов за баррель, ожидается рост ВВП в 2018 году на 2,1%, увеличение промышленного производства на 2,5%, рост инвестиций в основной капитал на 4,7%.

На перспективу после 2020 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 2024 года приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария социально-экономического развития России до 2024 года <*>

<*> По материалам среднесрочного (до 2020 года) и долгосрочного (до 2030 года) прогнозов социально-экономического развития Российской Федерации.

При разработке прогноза спроса на электрическую энергию учтены предварительные итоги социально-экономического развития России в 2017 году, приведенные в таблице 2.3.

Макроэкономическая конъюнктура в 2017 году характеризуется определенным восстановительным ростом экономики после кризисных явлений 2014 - 2016 годов. Рост ВВП страны за январь - ноябрь 2017 года составил 101,6% к соответствующему периоду 2016 года. Показатель инвестиций в основной капитал впервые с 2013 года демонстрирует значительный прирост - 4,2% за январь - ноябрь 2017 года по сравнению с аналогичным периодом 2016 года. Промышленное производство также характеризуется увеличением объемов производства: за январь - ноябрь 2017 года рост составил 101,2% относительно того же периода 2016 года, в том числе, в обрабатывающем секторе - 100,4%. Наблюдается рост в таких энергоемких секторах промышленности, как производство кокса и нефтепродуктов (100,6%), производство бумаги и бумажных изделий (104,9%), производство химических веществ и химических продуктов (104,9%), а также в пищевой промышленности (105,4%). Наблюдается снижение объемов производства в металлургии (95,9%), в том числе в алюминиевой промышленности: производство первичного алюминия за январь - ноябрь 2017 года снизилось на 6,3% по сравнению с соответствующим периодом 2016 года. При этом отмечается рост производства рафинированной меди на 8,6% за тот же период.

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

<*> По оперативным данным Росстата за январь - ноябрь 2017 года.

<**> Оценка Минэкономразвития России.

<***> Оценка Росстата за январь - ноябрь.

Отмечается рост сельскохозяйственного производства на 2,5% за январь - ноябрь 2017 года по сравнению с соответствующим периодом 2016 года.

Динамика электропотребления в 2017 году определяется ростом основных показателей социально-экономического развития. Объем потребления электрической энергии в рамках ЕЭС России в 2017 году составил 1 039,880 млрд кВт·ч, что на 1,27% выше показателя 2016 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 суммарная доля составила в 2017 году на уровне 67,86% от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России (рисунок 2.1).

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2018 - 2024 годов приведен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.1 - Территориальная структура потребления электрической энергии по ОЭС за 2017 год, %

Рисунок 2.2 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России до 2024 года

Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1 131,661 млрд кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2017 года на 91,781 млрд кВт·ч. Превышение уровня 2017 года составит в 2024 году 8,82% при среднегодовом приросте за период 1,22%.

Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2018 - 2020 годах. Значимым фактором увеличения потребления электрической энергии в эти годы является существенный прирост объема потребления электрической энергии 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 Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1 126,252 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 1,15%.

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 экономической деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования.

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

Таблица 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период до 2024 года, млрд кВт·ч

<*> ОЭС Востока с учетом присоединения к ЕЭС России Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) с середины 2018 года и Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) с 2019 года.

При разработке территориального прогноза потребления электрической энергии по ОЭС учитывались данные прогнозов социально-экономического развития субъектов Российской Федерации в агрегированном виде в разрезе федеральных округов. 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 4,32%, 1,70%, 1,59% 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 2017 и прогнозного 2024 годов.

Таблица 2.5 - Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии по ОЭС в соответствии с прогнозом электропотребления на 2024 год

Прогнозируемые тенденции изменения региональной динамики потребления электрической энергии не приведут к существенным сдвигам в территориальной структуре электропотребления.

2.2. ОЭС Северо-Запада

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Северо-Запада в 2017 году составил 93,899 млрд кВт·ч, что на 1,10% выше уровня предыдущего года.

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада прогнозируется на уровне 99,262 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,80%) (рисунок 2.3).

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.

Рисунок 2.3 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада на период до 2024 года

Ожидается рост добычи нефти на территории Тимано-Печерской нефтегазовой провинции (энергосистема Республики 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.

Развитие обрабатывающего сектора промышленности будет опираться на создание новых и развитие существующих промышленных зон и индустриальных парков. В числе наиболее крупных проектов - Чудовская промышленно-логистическая зона в Новгородской области (в числе потенциальных резидентов - Бабиновский цементный завод, завод по производству оптоволоконных материалов), индустриальный парк "Храброво" в Калининградской области.

В химической промышленности рост электропотребления будет определяться развитием существующих и строительством новых предприятий.

Главными приоритетами в развитии машиностроительного комплекса на территории ОЭС Северо-Запада являются судостроение, энергомашиностроение, приборостроение и автомобилестроение. В частности, в Мурманской области планируется создание центра строительства крупнотоннажных морских сооружений, который будет специализироваться на строительстве морских комплексов по производству, хранению и отгрузке сжиженного природного газа (СПГ) и стабильного газового конденсата, а также на ремонте и обслуживании морской техники и оборудования, которые используются для освоения морских нефтегазоконденсатных месторождений.

Вследствие роста спроса на грузоперевозки, освоения природных ресурсов 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 магистральной газопроводной системы Бованенково - Ухта - Торжок со строительством дополнительного ответвления Грязовец-Усть-Луга. Трасса газопроводов проходит по территории Республики Коми, Архангельской, Вологодской и Ленинградской областей.

Ожидается рост электропотребления на объектах оборонно-промышленного комплекса, расположенных в Калининградской, Мурманской, Архангельской областях.

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

Город Санкт-Петербург и Ленинградская область остаются субъектами, обеспечивающими основной экономический и инновационный потенциал Северо-Западного региона. На энергосистему города Санкт-Петербург и Ленинградской области приходится около 48,68% всего потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада. К 2024 году этот показатель вырастет до 49,67% по причине более высоких перспективных темпов прироста электропотребления (1,09%) за прогнозный период по сравнению с ОЭС Северо-Запада в целом (0,80%). При этом объем спроса на электрическую энергию возрастет на 7,87% до 49,306 млрд кВт·ч в 2024 году при 45,710 млрд кВт·ч в 2017 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 и гостиничных комплексов (в том числе объекты к Чемпионату мира по футболу 2018 года), 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 около 67% прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада в период до 2024 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 2024 году спрос на электрическую энергию в энергосистеме Калининградской области вырастет на 4,96% до 4,657 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 0,69%. 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 завершается строительство ряда крупных объектов (стадиона, гостиниц, тренировочной базы), а также модернизация транспортной инфраструктуры.

2.3. ОЭС Центра

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Центра в 2017 году составил 238,558 млрд кВт·ч, что на 0,54% выше уровня предыдущего года.

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра прогнозируется на уровне 255,495 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,98%) (рисунок 2.4).

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

За рассматриваемый период практически во всех энергосистемах ОЭС Центра ожидается 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 и Тульской 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 оценивается к концу прогнозного периода на уровне 44,02% при среднегодовых темпах прироста за период 2018 - 2024 годов - 0,93%. Объем потребления к 2024 году оценивается на уровне 112,494 млрд кВт.ч при объеме потребления электрической энергии в 2017 году - 105,452 млрд кВт·ч. Увеличение прогноза спроса на электрическую энергию в значительной мере будет связано со строительством жилья и объектов инфраструктуры, развитием транспортной системы столичного региона, а также модернизацией производственных организаций.

Рисунок 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Центра на период до 2024 года

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. Планируется реализация таких крупных проектов: складской и жилой комплексы в Московской области, заявитель - ООО ВТБ Недвижимость; жилой микрорайон в Московской области, заявитель - ООО "МСК-Строй"; жилая застройка в городе Домодедово, заявитель - ООО "Большое Домодедово"; многофункциональный общественно-деловой и торгово-развлекательный комплекс с Апарт-отелем в составе транспортно-пересадочного узла "Ботанический сад" в городе Москва; административно-деловой центр в Новой Москве; гостинично-деловой и культурно-досуговый центр с перехватывающей парковкой в городе Москва; инновационный центр "Сколково"; многофункциональный комплекс спортивной направленности с соответствующей инфраструктурой (ООО "Стадион Спартак"); объекты основной инфраструктуры Международного финансового центра АО "Рублево-Архангельское".

В качестве основы развития производственного сектора Московского региона предполагается создание ряда индустриальных парков и технопарков, которые будут площадками для размещения новых промышленных предприятий и индустриально-логистических объектов. Благоприятными факторами для развития индустриальных парков в Московской области являются близость к городу Москва, наличие крупных научно-образовательных центров. Среди приоритетных объектов можно отметить следующие: цех штамповки Альфа Автоматив Технолоджиз в городе Москва (ЗАО "РЕНО Россия"); производственный комплекс с бытовыми помещениями и вспомогательным цехом в Московской области (ООО "Русская промышленная компания ЭЛЬТ"); тепличный комплекс в Московской области (ООО "ТК Михайловский"); тепличное хозяйство в Луховицком районе Московской области (ООО "Луховицкие овощи"); промышленная зона (ООО "Кроношпан"); производственно-складской комплекс (ООО "Склады 104"); производственное здание в городе Москва (ФГУП "ТТЦ "Останкино").

Интенсивное развитие энергосистемы требует адекватного развития транспортной инфраструктуры. Существенное развитие получает ГУП "Московский метрополитен" (увеличение протяженности линий метрополитена; в том числе их продление в отдаленные районы города Москва).

Доля энергосистем Белгородской и Вологодской областей в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Центра составит к концу прогнозного периода соответственно 6,68% и 5,55%.

В энергосистеме Белгородской области прогнозируемый рост спроса на электрическую энергию объясняется расширением существующих предприятий. К их числу относятся крупнейшие российские производители железорудного сырья АО "Лебединский ГОК" и ОАО "Стойленский ГОК" и продукции черной металлургии ОАО "ОЭМК".

В энергосистеме Вологодской области учитываются такие крупные потребители как ООО "Череповецкий тепличный комплекс Новый"; АО "Череповецкая спичечная фабрика "ФЭСКО", а также расширение производства существующих предприятий ПАО "Северсталь" и АО "Апатит".

Объем электропотребления энергосистемы Липецкой области в 2017 году составил 12,546 млрд кВт·ч, прогноз в 2024 году - 13,283 млрд кВт·ч. Среднегодовой прирост - 0,82%. Доля от ОЭС Центра в 2024 году - 5,20%. Крупными приоритетными проектами в развитии региона являются следующие:

• предприятие по производству мяса цыплят-бройлеров - ОАО "Куриное царство";
• предприятие, основным видом деятельности которого является выращивание овощей, а среди дополнительных - оптовая торговля зерном, фруктами, овощами - ООО "Тепличный комбинат Елецкие овощи";
• сельскохозяйственная компания, специализирующаяся на круглогодичном выращивании овощей и зелени - ООО "Тепличный комбинат ЛипецкАгро";
• инфраструктура Елецкого участка ОЭЗ ППТ "Липецк".

Среднегодовой прирост электропотребления за период 2018 - 2024 годы по энергосистеме Воронежской области составит 1,61%. Прогноз спроса на электрическую энергию в 2024 году - 12,348 млрд кВт·ч, что на 1,306 млрд кВт·ч больше по сравнению с 2017 годом. Доля потребления электрической энергии от ОЭС Центра 4,83%. Прогноз спроса формируется за счет следующих объектов: ООО "Томат" (строительство тепличного комплекса), ООО "АГРОЭКО-ЮГ" (бойни-мясоперерабатывающее предприятие), ООО "Черкизово-свиноводство" (комбикормовый завод мощностью 40 тонн в час), а также роста электропотребления в связи в вводом новых генерирующих мощностей Нововоронежской АЭС.

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Тульской области в 2024 году составит 11,955 млрд кВт·ч. Среднегодовой прирост за период - 2,80%. Доля от ОЭС Центра в 2024 году - 4,68%. В числе крупных предприятий, на которых ожидается расширение производственных мощностей, выделяются: ПАО "Тулачермет" - ведущий российский производитель товарного чугуна; ОАО "Щекиноазот" - производство промышленной химии; ООО "Ревякинский металлургический комбинат" и Агрохолдинг "Суворовский" Также в прогнозе спроса на электрическую энергию учитывается инвестиционный проект строительства тепличного комплекса "Тульский" по производству овощных культур площадью 80 га. Ввод в эксплуатацию планируется на 2018 - 2020 годы.

Среди энергосистем ОЭС Центра, ориентированных на промышленное производство, наибольший прирост спроса на электрическую энергию за рассматриваемый прогнозный период ожидается в энергосистеме Калужской области. К 2024 году электропотребление здесь увеличится на 18,36% при среднегодовом приросте за 2018 - 2024 годы - 2,44%.

Появление новых резидентов в индустриальных парках и технопарках позволят Калужской области в течение всего прогнозного периода занимать доминирующие позиции по вводу промышленных производств. Наибольший прирост приходится на 2019 год за счет ООО "НЛМК-Калуга". Также стоит отметить развитие организаций, входящих в АО "Особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Калуга"; АО "Корпорация развития Калужской области" и ООО "Индустриальный парк "Ворсино".

Таким образом, направлениями, формирующими перспективный спрос на электрическую энергию на территории регионов, входящих в ОЭС Центра, являются металлургическое, машиностроительное, химическое производство, а также транспортный комплекс и развитие сферы услуг и домашних хозяйств. Именно к данным видам экономической деятельности относятся крупные потребители за рассматриваемый период.

2.4. ОЭС Средней Волги

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Средней Волги в 2017 году составил 108,016 млрд кВт·ч, что на 1,64% выше уровня предыдущего года.

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Средней Волги прогнозируется на уровне 112,363 млрд кВт·ч, что составляет 104,02% к уровню 2017 года (среднегодовой темп прироста за период - 0,57%) (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги на период до 2024 года

Основные направления социально-экономического развития регионов, входящих в ОЭС Средней Волги, включают развитие машиностроения, черной и цветной металлургии, химической промышленности (в том числе нефтехимия), транспортного комплекса, развитие индустрии новых технологий, а также сферы услуг.

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

На нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтехимических предприятиях Самарской группы заводов проводится модернизация оборудования в целях повышения эффективности производства (увеличение глубины переработки нефти). В частности, на Куйбышевском НПЗ планируется запуск установки гидроочистки вакуумного газойля, на Новокуйбышевском НПЗ - ввод в эксплуатацию комплекса гидрокрекинга. На НПЗ "ТАНЕКО" в Республике Татарстан продолжается постепенный ввод мощностей, в результате которого объемы переработки нефти вырастут с 8,5 млн тонн в год до 14 млн тонн в год. На НПЗ ПАО "ТАИФ-НК" в городе Нижнекамск (Республика Татарстан) готовится к вводу в эксплуатацию комплекс глубокой переработки тяжелых остатков.

На предприятии ПАО "Нижнекамскнефтехим" планируется реализация крупного проекта - строительство олефинового комплекса мощностью 1,2 млн тонн этилена в год.

В металлургическом комплексе ожидается постепенный рост потребления электрической энергии на новом малом металлургическом заводе мощностью 1 млн тонн сортового проката в Саратовской области (ЗАО "Северсталь - Сортовой завод Балаково").

На ряде новых предприятий химической промышленности планируется постепенный рост электропотребления в связи с набором мощности (ООО "Русвинил" в Нижегородской области, АО "Аммоний" в Республике Татарстан, завод по производству шин ООО "Бриджстоун Тайер Мануфэкчуринг СНГ" в Ульяновской области). Также прогнозируется рост потребления электрической энергии на ООО "Саратоворгсинтез".

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 модернизация мощностей предприятия ПАО "КамАЗ", расширение мощностей завода транспортного электрооборудования.

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 завершается строительство ряда крупных объектов (стадионы, гостиницы, тренировочные базы), а также модернизация транспортной инфраструктуры.

В Республике Татарстан реализуется проект создания нового города в Казанской агломерации - Иннополис, который будет специализироваться на развитии высокотехнологичных отраслей экономики, в том числе информационных технологий. Проект города рассчитан на проживание 155 тысяч человек, из которых 60 тысяч человек будут заняты в секторе информационных технологий.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к 2024 году суммарный удельный вес наиболее крупных энергосистем - Республики Татарстан, Нижегородской и Самарской областей - в общем потреблении электрической энергии в ОЭС останется на уровне 67 - 68%. 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 Российской Федерации, входящими в состав ОЭС Средней Волги.

В соответствии с прогнозом в энергосистеме Республики Татарстан объем потребления электрической энергии за 2018 - 2024 годы возрастет на 5,02% - до 30,444 млрд кВт·ч, а среднегодовые темпы прироста составят 0,70%. Около 33,4% прогнозного прироста электропотребления по ОЭС Средней Волги приходится на энергосистему Республики Татарстан, что связано с развитием предприятий Камского инновационного территориально-производственного кластера, где кроме крупных действующих предприятий (ПАО "Нижнекамскнефтехим", ПАО "КамАЗ" и др.) развиваются новые предприятия, в том числе в рамках ОЭЗ "Алабуга", Камского индустриального парка "Мастер". Другим значимым фактором роста электропотребления является развитие непроизводственного сектора, главным образом, в городе Казань и его агломерации.

В энергосистеме Самарской области объем спроса на электрическую энергию по прогнозу вырастет на 5,16% до 24,521 млрд кВт·ч к 2024 году при среднегодовых темпах прироста 0,72%. Прогнозируемый прирост электропотребления обусловлен развитием промышленного сектора (нефтепереработка и нефтехимия, машиностроение), планируется развитие индустриального парка "Чапаевск", якорным инвестором которого является ООО "Кнауф Гипс Челябинск" (завод строительных смесей), а также ОЭЗ "Тольятти" (в числе резидентов - предприятия по производству строительных материалов, автокомпонентов, продукции химической промышленности и др.). Развитие сферы услуг будет определяться строительством новых многофункциональных торгово-развлекательных комплексов, а также эксплуатацией новых гостиниц и спортивных комплексов, вводимых в связи с подготовкой к проведению Чемпионата мира по футболу 2018 года. В секторе жилищного строительства планируется строительство ряда крупных жилых комплексов. В числе наиболее крупных - жилой район "Волгарь" в Куйбышевском районе в городе Самара.

2.5. ОЭС Юга

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2017 году составил 99,094 млрд кВт·ч, что на 9,25% выше уровня предыдущего года. Значительное увеличение показателя потребления электрической энергии обусловлено приростом потребления электрической энергии в ОЭС Юга за счет присоединения с 01.01.2017 года энергосистемы Республики Крым и города Севастополь (7,443 млрд кВт·ч).

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируется на уровне 111,537 млрд кВт·ч (рисунок 2.6). Среднегодовой темп прироста за период (1,70%) выше среднего по ЕЭС России в 1,4 раза.

Доля ОЭС Юга в общем объеме потребления электрической энергии ЕЭС России увеличится к концу прогнозного периода до 9,86% (в 2017 году - 9,53%).

Абсолютный прирост спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга превысит к концу прогнозного периода 12,443 млрд кВт·ч, из них около 66% 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 увеличении их суммарной доли до 62,1% в 2024 году с 61,6% в 2017 году

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Юга является энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея, величина спроса на электрическую энергию которой на уровне 2024 года составит 31,765 млрд кВт·ч при абсолютном приросте за семь лет 4,775 млрд кВт·ч (17,70%). К концу прогнозного периода доля энергосистемы в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Юга увеличится до 28,48% (в 2017 году - 27,24%). Высокий темп роста потребления электрической энергии на протяжении всего рассматриваемого периода замедляется после 2021 года. Прогнозируемая динамика изменения потребности в электрической энергии обусловлена особенностями формирования спроса на электрическую энергию на территории энергосистемы в предстоящие годы.

Большая часть прогнозируемого прироста будет определяться дальнейшим развитием существующих на территории энергосистемы предприятий, в первую очередь промышленных. Увеличение потребления электрической энергии в промышленном производстве будет обусловлено планируемой реализацией проектов по реконструкции и расширению ООО "Афипский НПЗ", ООО "Ильский НПЗ", ООО "РН-Туапсинский НПЗ", вводом в эксплуатацию третьей очереди Абинского электрометаллургического завода (ООО "Абинский ЭМЗ"), ростом производства на ООО "Новоросцемент". Из новых промышленных предприятий предполагается строительство цементного завода "Горный" в Новороссийске.

Рисунок 2.6 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Юга на период до 2024 года

Значительный прирост потребности в электрической энергии на территории энергосистемы будет сформирован за счет реализации двух крупных инвестиционных проектов федерального значения на Таманском полуострове, связанных со строительством транспортного перехода через Керченский пролив и подходов к нему (подъездных железнодорожных путей и автомобильных подъездов, линий коммуникаций и связи) и строительством "Портово-индустриального парка". "Портово-индустриальный парк" будет включать в себя уже построенный ТПК, Таманский терминал навалочных грузов, Таманский зерновой терминал, а также ряд других объектов.

Увеличению спроса на электрическую энергию будет способствовать осуществляемое интенсивное жилищное строительство в Краснодаре, Новороссийске, Сочи, Анапе, Майкопе, а также расширение и реконструкция действующих гостиничных и курортно-оздоровительных комплексов.

Во второй по величине энергосистеме Ростовской области прогнозный объем потребления электрической энергии на уровне 2024 года оставит 20,334 млрд кВт·ч, что выше показателя 2017 года на 1,763 млрд кВт·ч (рост на 9,50%). Среднегодовой темп прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию в энергосистеме (1,30%) существенно ниже среднего по ОЭС Юга. Соответственно доля энергосистемы в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга снижается с 18,74% в 2017 году до 18,23% в 2024 году.

Динамика темпов прироста спроса на электрическую энергию характеризуется нестабильностью в течение прогнозного периода. Более высокие темпы ожидаются в 2018 и 2021 годах.

Прогнозируемое увеличение потребности в электрической энергии, в первую очередь, связано с реализацией ряда крупных инвестиционных проектов по созданию новых высокотехнологичных металлургических комплексов. По величине заявленной мощности выделяется проект строительства листопрокатного производства ООО "Красносулинский металлургический комбинат" (заявленная нагрузка - 480 МВт). Вероятность осуществления этого проекта весьма велика, так как ранее необходимый листовой прокат импортировался из Украины. Компания "Донэлектросталь" строит электросталеплавильный и прокатный комплекс, который позволит освоить выпуск импортозамещающей продукции - строительной арматуры и специального профиля квадратного и круглого сечения. В машиностроении рассматривается проект ОАО "Роствертол" вертолетного производственного комплекса, включающего сборочное производство современных вертолетов и перспективного среднего вертолета.

В энергосистеме Ростовской области прогнозируется увеличение спроса на электрическую энергию в связи с планируемым развитием в предстоящий период транспортного комплекса. ОАО "РЖД" осуществляет строительство и обустройство новых участков железнодорожных путей, обеспечивающих движение поездов в обход территории Украины, и расширение отдельных существующих участков железной дороги.

Дополнительный прирост потребления электрической энергии будет определяться дальнейшим строительством новых жилых микрорайонов (ООО "ККПД-ИНВЕСТ") в Ростове-на-Дону, Таганроге, Батайске, Азове и других городах области; созданием объектов социальной и инженерной инфраструктуры, в том числе для проведения Чемпионата мира по футболу 2018 года, а также увеличением электропотребления Ростовской АЭС в связи с пуском нового энергоблока.

Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Волгоградской области, где в 2017 году, в отличие от предыдущих лет, наблюдался заметный рост потребления электрической энергии, характеризуется высоким темпом прироста в 2018 году, значительно превышающим темпы прироста в остальные годы. Это связано с восстановлением работы всех цехов алюминиевого завода ("ВгАЗ-СУАЛ") и созданием анодной фабрики по выпуску обожженных анодов. Дополнительное увеличение спроса на электрическую энергию будет определяться вводом ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий" комплекса сооружений по освоению Гремяченского месторождения калийных солей в Котельниковском районе; реализацией ООО "Райгород" проекта по активному развитию орошения земель в Светлоярском районе и строительству хранилищ под овощи. Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию за прогнозный период ожидается ниже уровня среднего по ОЭС Юга (1,43% при 1,70% по ОЭС Юга). Соответственно доля энергосистемы в объеме потребления электрической энергии ОЭС Юга снижается до 15,35% в 2024 году вместо 15,64% в 2017 году.

В энергосистеме Ставропольского края, доля которой составляет 10,53% от общего объема потребления ОЭС Юга, темпы прироста прогнозируются существенно ниже средних по ОЭС Юга (1,22% и 1,70% соответственно). Большая часть прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию будет определяться реализацией масштабного проекта по созданию регионального индустриального технологического парка (РИТ-парк город Невинномысск) и предполагаемым созданием тепличных комплексов в Изобильненском (Солнечный дар) и в Грачевском районах.

Темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистемах национальных республик прогнозируются ниже средних по ОЭС Юга (за исключением трех энергосистем - Республики Калмыкия, Чеченской Республики и Республики Ингушетия). Прогнозируемые на ближайшие годы более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Калмыкия формируются за счет ввода двух нефтеперекачивающих станций КТК России.

Динамика спроса на электрическую энергию по присоединенной с 01.01.2017 года к ОЭС Юга энергосистеме Республики Крым и города Севастополь прогнозируется стабильно положительной при среднегодовом темпе прироста выше среднего по ОЭС (2,42% при 1,70% ОЭС Юга). Соответственно доля энергосистемы в общем объеме электропотребления по ОЭС Юга увеличится к концу прогнозного периода до 7,89% вместо 7,51% в 2017 году. Абсолютный прирост потребления электрической энергии относительно 2017 года к концу прогнозного периода превысит 1,353 млрд кВт·ч. Большая его часть будет формироваться за счет реализации проектов по созданию на территории Крыма индустриальных парков разной специализации (в Бахчисарае, Евпатории и Феодосии), строительства цементного завода (ООО "Альтцем"), создания тепличных комплексов (ООО ТК "Белогорский" и ООО ТК "Солнечный") и выполнения программы строительства жилья в Армянске, Джанкое, Симферополе и Севастополе (ООО СК "Акура"). Дополнительный рост потребления электрической энергии в энергосистеме будет определяться развитием существующих на его территории комплексов: санаторно-курортного, туристско-гостиничного, агропромышленного, а также судостроительного и судоремонтного.

2.6. ОЭС Урала

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Урала в 2017 году составил 261,200 млрд кВт·ч, что на 0,70% выше предыдущего года.

В 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала прогнозируется на уровне 278,450 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2018 - 2024 годов - 0,92%) (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала на период до 2024 года

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.

В числе крупных потенциальных потребителей в металлургии, формирующих спрос на электрическую энергию, рассматриваются:

• Томинский ГОК (разработка меднопорфириевого месторождения в Челябинской области), объект федерального значения, включенный в Стратегию развития металлургии до 2020 года;
• в Республике Башкортостан - строительство сталепрокатного завода "ООО "Ишсталь" (город Ишимбай, производство электростали и проката) и ООО "Белсталь" - создание нового мини-металлургического комбината с собственной сырьевой базой (Зигазино-Комаровское месторождение), обеспечивающего комплексное развитие моногорода Белорецк.

Развитие химических производств, на долю которых в среднем по ОЭС Урала приходится только 7% от суммарного промышленного электропотребления, особое значение имеет для энергосистем Кировской области (соответствующий показатель 54%), Пермского края (32%), Республики Башкортостан (20%). В числе крупных потребителей, определяющих рост спроса на электрическую энергию в период до 2024 года, производства по выпуску калийных удобрений в Пермском крае - ПАО "Уралкалий", ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат".

Приоритетными направлениями развития экономики являются создание особых экономических зон, индустриальных парков, инновационных центров, в их числе технопарк ЗАО "Зеленая долина" (зона экологически безопасных производств), ЗАО УК "ИТП "Техноград" (инновационно-технологический парк) в Свердловской области, ООО Индустриальный парк "Станкомаш" в Челябинской области (на территории парка в 2016 году открыт завод по производству насосных агрегатов для транспортировки нефти и нефтепродуктов АО "Транснефть Нефтяные Насосы").

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

Отличительной особенностью развития промышленного производства энергосистемы Тюменской области является дальнейшая диверсификация и уход от ярко выраженного моноструктурного характера экономики. Это обеспечивается, прежде всего, развитием 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 "СИБУР Тобольск" (ранее "Тобольск-Нефтехим"), завершено строительство линейной части продуктопровода от Пуровского ЗПК (завод по переработке конденсата) до "СИБУР Тобольск" протяженностью 1100 км, в 2016 году - введена в эксплуатацию вторая очередь Вынгапуровского газоперерабатывающего завода (город Ноябрьск). В 2018 году планируется ввод в промышленную эксплуатацию Русского месторождения ПАО НК "Роснефть" в Ямало-Ненецком автономном округе. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Тюменской области (36% в суммарном электропотреблении ОЭС Урала) в значительной мере определяет динамику соответствующих показателей по ОЭС в целом.

В энергосистеме Свердловской области тенденция снижения спроса на электрическую энергию, имевшая место в период 2013 - 2016 годов, связанная со снижением объемов промышленного производства и, прежде всего в металлургии, сменилась на рост в 2017 году. Свердловская область по ключевым макроэкономическим позициям вошла в "десятку" лучших в России. Так индекс промышленного производства за период январь - ноябрь 2017 года составил 103,5%, в том числе в металлургии более 105% к уровню января - ноября 2016 года. В 2017 году в области реализован ряд крупных инвестиционных проектов, среди них ввод газоочистительной установки на Уральском алюминиевом заводе (город Каменск-Уральский), новые производственные мощности Уральского оптико-механического завода (город Екатеринбург) - литейный цех и цех механообработки, запуск модернизированной установки сухого тушения кокса на "ЕВРАЗ НТМК" (город Нижний Тагил). Перспективы развития 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 (к 2020 году), реконструкцией 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 промышленного производства на 3,7%, в том числе по обрабатывающим ВЭД на 4,5% (металлургическое производство - на 5%, производство машин и оборудования - на 13,5%), оборота розничной торговли - на 10,5%, объема платных услуг населению - на 4,8%. В 2017 году наметился незначительный рост спроса на электрическую энергию (0,4%). Динамика спроса на электрическую энергию в период 2018 - 2024 годов определяется развитием профилирующего металлургического производства с реконструкцией и модернизацией крупных металлургических предприятий - ПАО "Магнитогорский металлургический комбинат", ПАО "Челябинский электрометаллургический комбинат", что обеспечит повышение энергоэффективности основных производственных процессов. В числе новых потребителей: АО "Томинский ГОК" - проект "Русской медной компании" по добыче медной руды (28 млн тонн) и производству медного концентрата (500 тыс. тонн), ООО Индустриальный парк "Станкомаш" (производственные и медицинские услуги), ООО "Магнитогорский цементно-огнеупорный завод", ООО "ЦЕНТРОЛИТ" (торговля автотранспортными средствами).

2.7. ОЭС Сибири

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2017 году составил 205,876 млрд кВт·ч, что на 0,62% ниже уровня предыдущего года.

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири прогнозируется на уровне 229,872 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 1,59%) (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири на период до 2024 года

Динамика спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири характеризуется относительно высоким ростом в период 2019 - 2020 годов с замедлением темпов в период 2021 - 2024 годов. По отдельным энергосистемам темпы прироста спроса на электрическую энергию существенно различаются. Выше среднего ожидаются темпы прироста по энергосистемам Иркутской области, Красноярского края и Республики Тыва, в остальных энергосистемах темпы прироста существенно ниже.

Преобладающая часть (80%) 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 49% 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 приблизится к 28,3%. Прогнозируемый до 2024 года прирост спроса на электрическую энергию в энергосистеме (11,76 млрд кВт·ч к концу прогнозного периода или 22% от уровня потребления электрической энергии в 2017 году будет определяться наряду с увеличением производства алюминия (ООО "Русал Тайшет") вводом новых крупных потребителей, модернизацией и реконструкцией действующих производств.

Наиболее значимый вклад в перспективный прирост потребления электрической энергии на территории энергосистемы (по оценке более 70%) ожидается в результате ввода в эксплуатацию с 2020 года Тайшетского алюминиевого завода.

В ближайшие годы в Братске планируется строительство электрометаллургического завода (ЗАО "СЭМЗ"), на Братском заводе ферросплавов продолжится модернизация производства; на Иркутском авиационном заводе (филиал ПАО "Корпорация "Иркут") расширяется производство различных военных самолетов и реализуется проект по серийному выпуску нового гражданского магистрального самолета МС-21.

На динамику спроса на электрическую энергию во второй половине прогнозного периода повлияет технологическое присоединение энергопринимающих устройств Усть-Кутского завода полимеров (ООО "Иркутская нефтяная компания") с проектным объемом производства полиэтилена высокого и низкого давления до 600 тыс. тонн в год.

Развитие существующих золотодобывающих предприятий и освоение новых перспективных месторождений на территории Иркутской области существенно увеличат спрос на электрическую энергию в Бодайбинском районе (АО "Витимэнерго).

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 и Байкало-Амурской магистралей.

В рамках программы расширения пропускной способности трубопроводной системы ВСТО на участке от головной НПС "Тайшет" до НПС "Сковородино" ООО "Транснефть-Восток" в предстоящий период будет выполнен пуск нефтеперекачивающих станций (НПС N 3, 6, 9), объекты внешнего электроснабжения которых введены в эксплуатацию в 2017 году, а также строительство новых НПС N 2, 5 и 7.

Дополнительная потребность в электрической энергии будет формироваться за счет строительства жилых комплексов, в первую очередь в Иркутске (ОАО ФСК "Новый город").

На энергосистему Красноярского края приходится около 35% от общего прогнозируемого прироста спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири, что соответствует абсолютному приросту потребления электрической энергии в объеме 8,312 млрд кВт.ч к 2024 году (18,57% от уровня потребления электрической энергии в энергосистеме 2017 году). Более высокие темпы прироста прогнозируются в 2019 - 2021 годах.

Преобладающая часть прироста потребления электрической энергии формируется за счет развития существующих промышленных предприятий в ближайшие годы. Наиболее крупным из них является ЗАО "Богучанский алюминиевый завод", введенный в 2015 году. В ближайшие годы планируется расширение Ачинского нефтеперерабатывающего завода (АО "АНПЗ ВНК"), освоение ЗАО "Ванкорнефть" новых нефтегазоконденсатных месторождений (Сузунского, Тагульского и Лодочного), расширение и модернизация золотодобывающих предприятий на месторождениях АО "Полюс Золото", строительство золотоизвлекательной фабрики (ЗИФ-5) на месторождении "Благодатное".

В период до 2024 года прирост потребления электрической энергии будет связан со строительством лесоперерабатывающего комплекса в районе Нижнего Приангарья, освоением месторождения магнезита в Мотыгинском районе.

Планируемое в течение 2018 - 2024 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.

В третьей по величине энергосистеме ОЭС Сибири - Кемеровской - прогнозируется минимальный прирост потребления электрической энергии, за весь прогнозный период - на 2,21%. В результате доля энергосистемы уменьшится к концу периода до 13,95% вместо 15,24% в 2017 году. Прогнозируемый рост потребления электрической энергии будет связан с увеличением нагрузки предприятий угледобывающей отрасли и с запуском в работу печи N 3 АО "Кузнецкие ферросплавы" из капитального ремонта.

Прогноз спроса на электрическую энергию в энергосистеме Новосибирской области характеризуется положительной динамикой на протяжении всего периода со среднегодовым темп прироста 0,58%. Основной прирост спроса на электрическую энергию и мощность прогнозируется в связи со строительством жилых массивов и инфраструктурных объектов. Значительная доля прироста электропотребления новых потребителей электрической энергии во второй половине прогнозного периода обусловлена реконструкцией цементного завода (АО "Искитимцемент").

Аналогичная динамика темпов прироста потребления электрической энергии прогнозируется по энергосистеме Омской области (среднегодовой темп - 0,67%). Большая часть прогнозируемого прироста будет связана с планируемым осуществлением технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Газпромнефть-ОНПЗ" и реализацией проекта ООО "Тепличный комбинат "Омский".

Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию в энергосистеме Забайкальского края (1,39%) ниже среднего по ОЭС Сибири (1,59%). Большая часть прироста потребности в электрической энергии в энергосистеме до 2024 года будет связана с осуществлением проектов по освоению месторождений полиметаллических руд и набору нагрузки Быстринского ГОКа, первого этапа строительства Удоканского горно-металлургического комбината (ООО "Байкальская горная компания") и добычи полиметаллических руд месторождения Нойон-Тологой.

Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Республики Тыва характеризуется повышенными темпами прироста после 2020 года при среднегодовом приросте за период выше 5,0%. Наиболее высокие приросты прогнозируются в 2021 и 2022 годах, что связано с ожидаемым осуществлением проекта по освоению крупнейшего АК-Сугского медно-порфирового месторождения (заявленная нагрузка 146 МВт). В рассматриваемом периоде прогнозируется ввод в эксплуатацию участка железной дороги Элегест-Кызыл-Курагино. Дополнительная потребность в электрической энергии формируется за счет реализации проектов Министерства обороны Российской Федерации по обустройству военных городков.

2.8. ОЭС Востока

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Востока в 2017 году составил 33,237 млрд кВт·ч, что незначительно превышает уровень 2016 года (на 0,18%).

К 2024 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока прогнозируется на уровне 44,682 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 2018 - 2024 годов - 4,32%) (рисунок 2.9).

Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2018 - 2024 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 до 70% от суммарного потребления по централизованной зоне энергоснабжения Республики Саха (Якутия). Присоединение изолированных энергорайонов определяет высокую динамику показателей спроса на электрическую энергию в период 2018 - 2019 годов.

Спрос на электрическую энергию по ОЭС Востока без учета присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) на уровне 2024 года в рассматриваемом варианте оценивается в объеме 39,273 млрд кВт·ч со среднегодовым приростом за период 2018 - 2024 годов 2,41%, при соответствующем показателе по ЕЭС России 1,15%.

Рисунок 2.9 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Востока на период до 2024 года

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 ГОКа (пуско-наладочные работы по вводу в эксплуатацию начались в 2015 году, выход на показатели, близкие к проектной мощности - в конце 2017 года), разработка золоторудных месторождений Амурской области для обеспечения работы Маломырского, Покровского, Албынского рудников, строительство Таежного ГОК в Нерюнгринском районе Республики Саха (Якутия) (добыча железной руды, обогащение и продажа железорудного концентрата) с обеспечением транспортной, энергетической, социальной инфраструктуры;
• добыча угля на территории Южно-Якутского энергорайона - Эльгинское месторождение и Чульмаканское и Денисовское каменноугольные месторождения (угледобывающие предприятия ООО УК "Колмар", обладающие лицензиями на разработку. В 2016 году в Нерюнгринском районе Якутии состоялось открытие первой очереди обогатительной фабрики ГОК "Инаглинский"), на территории Хабаровского края - ввод в эксплуатацию обогатительной фабрики "Чегдомын" на Ургальском каменноугольном месторождении (в декабре 2016 года), что обеспечивает объемы поставок на экспорт более качественного угля (увеличение теплоты сгорания в 1,2 раза, снижение зольности на 10%);
• добыча нефти с учетом освоения Восточных блоков, а также Центрального блока и Курунгского лицензионного участка Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения;
• производства по переработке нефти и газа и создание новых производств нефтегазохимического комплекса, связанных с развитием систем магистральных нефте- и газопроводов. Крупнейшие из проектов - нефтехимический комплекс ПАО "НК "Роснефть" в Находке АО "ВНХК" (совместный проект с китайской корпорацией ChemChina), ООО "Технолизинг" завод по производству метанола (город Сковородино, Амурская область), Амурский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) - одно из самых больших в мире предприятий по переработке природного газа (в районе города Свободный) - станет важным звеном технологической цепочки будущих поставок природного газа в Китай по газопроводу "Сила Сибири", Амурский НПЗ (Ивановский район), развитие производства на ООО "РН-Комсомольский НПЗ" с учетом подключения к НС "ВСТО";
• 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 (в 2016 году в городе Большой Камень запущена первая очередь новой судостроительной верфи) - Приморский край;
• 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; площадка "Ракитное" ТОСЭР "Хабаровск" (строительство металлургического завода ООО "ТОРЭКС") и площадка "Парус" ТОСЭР "Комсомольск" (высокотехнологичные и инновационные производства) в Хабаровском крае.

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

• в Хабаровском крае - порт Ванино, где будет терминал по перевалке угля в бухте Мучке ООО "Сахатранс", угольный перегрузочный терминал в районе мыса Бурый ООО "Дальневосточный Ванинский порт", первым крупным резидентом которого стала дочерняя структура "Тувинской Энергетической Промышленной Корпорации" (ТЭПЕС) с проектом строительства современного терминала по перевалке угля, 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 город Фокино - морской терминал с сопутствующей инфраструктурой, АО "Торговый порт Посьет" в Хасанском районе - модернизация с целью превращения порта в высокотехнологичный угольный терминал с круглогодичной работой, ООО "Восточная Стивидорная Компания" - оператор крупнейшего контейнерного терминала в порту "Восточный".

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 и в Хабаровском крае - подключение ООО "РН-Комсомольский НПЗ" к "НС ВСТО", также увеличение мощности на существующих НПС в Южно-Якутском энергорайоне Республики Саха (Якутия).

В связи с присоединением изолированных энергорайонов изменяется территориальная структура потребления электрической энергии ОЭС Востока - существенно возрастает доля Республики Саха (Якутия) в составе Южного, Западного и Центрального энергорайонов - до 17,77% в 2024 году (5,67% - доля Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) в ОЭС Востока в 2017 году).

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 (до 40% в целом по Якутской энергосистеме, в том числе 31% приходится на добычу полезных ископаемых) на фоне сравнительно низкой доли, характерной для ОЭС Востока в настоящее время (22% 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 322,7 тыс. человек или 51% городского населения Республики Саха (Якутия)), развитием обрабатывающих производств (пищевые продукты, строительные материалы, металлообработка, деревообработка), сервисным обслуживанием. Рост спроса на электрическую энергию определяется в значительной мере жилищным строительством, главным образом в городском округе Якутска, и развитием АО "Производственное объединение "Якутцемент". 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 2018 - 2024 годов сформирован на основе информации о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям с учетом прогнозов социально-экономического развития Российской Федерации, разработанных Министерством экономического развития на период 2018 - 2020 годов и "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года".

2. Общий объем спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1131,661 млрд кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2017 года на 91,781 млрд кВт·ч. Превышение уровня 2017 года составит в 2024 году 8,82% при среднегодовых темпах прироста за период 1,22%.

3. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1126,252 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 1,15%.

4. Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России ожидаются в 2018 - 2020 годах. Существенным фактором увеличения потребления электрической энергии в 2018 году является значительный прирост объема электропотребления в ОЭС Юга (в связи с реализацией ряда крупных инвестиционных проектов) и за счет присоединения Западного (с 2018 года) и Центрального (с 2019 года) энергорайонов Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока. Рост электропотребления в период 2019 - 2020 годов определяется динамикой электропотребления в ОЭС Сибири с учетом ввода в эксплуатацию Тайшетского алюминиевого завода и увеличения производства алюминия на Богучанском алюминиевом заводе.

5. Территориальная структура потребления электрической энергии по объединенным энергосистемам, отражающая сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших ОЭС - Центра, Урала и Сибири, их доля в 2017 году достигает 67,86% от общего объема электропотребления ЕЭС России. 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.

3. Прогноз максимального потребления мощности и характеристики режимов потребления Единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2018 - 2024 годы

3.1. ЕЭС России

В соответствии с прогнозным спросом на электрическую энергию, а также с учетом развития и расширения существующих и вводов новых объектов спрогнозированы значения максимумов 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

В таблице 3.1 приведены данные динамики изменения годовых объемов потребления электрической энергии и максимумов потребления мощности календарного года и осенне-зимних периодов по ЕЭС России (ОЗП - с ноября предшествующего года до февраля следующего года).

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 мощности 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 продолжительность периода по территории ЕЭС России со среднесуточной температурой наружного воздуха ниже -20 °C составила 10 суток, что предопределило более высокое значение максимума потребления в сравнении с предыдущим и последующим ОЗП, когда столь 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 прирост прогнозного максимума потребления мощности в 2018 году относительно прироста потребления электрической энергии обусловлен планируемым присоединением к ЕЭС России Западного энергорайона Республики Саха (Якутия). В 2019 году к ОЭС Востока планируется присоединить Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия).

В таблицах 3.2 и 3.3 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2018 - 2024 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

ЭГОД - годовое потребление электрической энергии;

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

ТМАХ ГОД - число часов использования максимума потребления мощности.

Рисунок 3.1 - Прогнозные значения максимума потребления мощности ЕЭС России

По данным таблицы 3.2 максимальное потребление мощности ЕЭС России в 2017 году составило 151 170 МВт. В 2018 году максимальное потребление мощности ЕЭС России ожидается в размере 156570 МВт. К 2024 году максимальное потребление мощности прогнозируется на уровне 167 495 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста максимума потребления мощности относительно 2017 года порядка 1,48%.

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

3.2. ОЭС Северо-Запада

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году составит 9,2%. К 2024 году этот показатель немного снизится и составит 9,1%. В 2018 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 14 962 МВт. К 2024 году максимум потребления мощности составит - 15 812 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста максимума потребления мощности относительно 2017 года 1,64%.

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

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2018 - 2024 годов представлено на рисунке 3.2.

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

3.3. ОЭС Центра

В 2018 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России составит 24,4%. К 2024 году этот показатель ожидается на уровне 24,3%. В 2018 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 38469 МВт. К 2024 году максимум потребления мощности достигнет значения 40975 МВт. Среднегодовые темпы прироста потребления мощности к 2024 году относительно 2017 года прогнозируются на уровне 1,11%.

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

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.4 представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд Загорской ГАЭС.

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2018 - 2024 годов.

Рисунок 3.3 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Центра

3.4. ОЭС Средней Волги

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году оценивается в 10,8%. К 2024 году ожидается ее незначительное снижение до 10,3%. В 2018 году собственный максимум потребления мощности составит 17 094 МВт. К 2024 году максимум увеличится до 17 537 МВт при среднегодовых темпах прироста к 2024 году относительно 2017 года на уровне 0,55%.

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

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2018 - 2024 годов.

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

3.5. ОЭС Юга

Доля ОЭС Юга в 2018 году составит порядка 10,5% от общего максимального потребления мощности ЕЭС России. К 2024 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России немного увеличится до 10,6%. В 2018 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 17 182 МВт. К 2024 году максимум потребления мощности составит 18 610 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста максимума потребления мощности относительно 2017 года на уровне 1,97%. Значительное увеличение доли участия энергосистемы в максимуме потребления мощности ЕЭС России и среднегодовых темпов прироста потребления мощности связаны с присоединением к ОЭС Юга в 2017 году 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

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

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2018 - 2024 годов.

Рисунок 3.5 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Юга

3.6. ОЭС Урала

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году составит 23,4%, а к 2024 году снизится до 23,0%. Собственный максимум потребления мощности в 2018 году прогнозируется на уровне 37 296 МВт. К 2024 году этот показатель достигнет уровня 39 229 МВт. Среднегодовые темпы прироста потребления мощности к 2024 году относительно 2017 года прогнозируются на уровне 0,99%.

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

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2018 - 2024 годов.

Рисунок 3.6 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Урала

3.7. ОЭС Сибири

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году составит около 18,4%, и к 2024 году этот показатель повысится - до 19%. Собственный максимум потребления мощности к 2018 году прогнозируется на уровне 30124 МВт и к 2024 году - на уровне 33 093 МВт при среднегодовых темпах прироста максимума потребления мощности к 2024 году относительно 2017 года на уровне 1,62%.

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

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2018 - 2024 годов.

3.8. ОЭС Востока

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2018 году составит порядка 3,4%, а к 2024 году увеличится до 3,8%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока в 2018 году прогнозируется на уровне 6285 МВт, в 2024 году - 7419 МВт. При этом среднегодовые темпы прироста максимума потребления мощности к 2024 году относительно 2017 года составят 4,35%. Большие темпы прироста электрической нагрузки обусловлены присоединением 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

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2018 - 2024 годов.

Рисунок 3.8 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Востока

Выводы:

1. Максимальное потребление мощности ЕЭС России к 2024 году ожидается на уровне 167 495 МВт. За период 2018 - 2024 годов среднегодовые приросты нагрузки ЕЭС России составят 1,48%.

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

3. Наиболее интенсивный среднегодовой рост максимумов потребления мощности в период 2018 - 2024 годов будет наблюдаться в ОЭС Востока ОЭС (присоединение Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия)) - 4,35%.

4. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по ЕЭС России в 2018 - 2024 годах будет изменяться незначительно: в диапазоне 6701 - 6740 часов.

4. Прогноз перспективной потребности в мощности на период 2018 - 2024 годов

Величина перспективной потребности в мощности (спроса на мощность) определена с учетом прогнозируемых на рассматриваемый перспективный период максимумов потребления по ОЭС и ЕЭС России, сальдо экспорта-импорта мощности и перспективного 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 2018 года составит 156 570 МВт и возрастет к 2024 году до 167 495 МВт, без учета ОЭС Востока - 151 226 МВт и 161 183 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 2018 года 3330 МВт/14,367 млрд кВт·ч;

в 2019 году - 3330 МВт/12,770 млрд кВт·ч;

в 2020 году - 3230 МВт/11,663 млрд кВт·ч;

в 2021 году - 3230 МВт/11,568 млрд кВт·ч;

в 2022 году - 3230 МВт/10,503 млрд кВт·ч;

в 2023 году - 3230 МВт/10,599 млрд кВт·ч;

в 2024 году - 3230 МВт/10,605 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 2024 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндию (1300 МВт/3,7 - 4,4 млрд кВт·ч), страны Балтии (400 МВт/1,63 - 2,7 млрд кВт·ч), Монголию (200 МВт/0,31 - 0,4 млрд кВт·ч). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндией (71 МВт/0,779 млрд кВт·ч) и Норвегией (30 МВт/0,03 млрд кВт·ч).

Экспортные поставки мощности и электрической энергии в Беларусь предусматриваются в объеме 200 МВт/2,0 млрд кВт·ч в 2018 году, 200 МВт/1,0 млрд кВт·ч в 2019 году, 100 МВт/0,03 млрд кВт·ч в период 2020 - 2024 годов.

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 300 МВт/0,22 млрд кВт·ч в период 2018 - 2020 годов, 300 МВт/0,12 млрд кВт·ч в период 2021 - 2024 годов, Южную Осетию - 40 МВт/0,157 - 0,195 млрд кВт·ч в период 2018 - 2024 годов.

Экспортные поставки в Казахстан в 2018 - 2024 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)

<*> Учтен экспорт мощности в энергосистему Украины (409 МВт), начиная с 2018 года экспорт мощности не учитывается;

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

<***> С 2018 года суммарные объемы экспорта в Финляндию, включают поставки в рамках приграничной торговли.

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, %

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

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2018 года должна составить 25 448 МВт, на уровне 2024 года - 27 212 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 2018 - 2024 годов представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.1.

Таблица 4.3 - Спрос на мощность, МВт

Рисунок 4.1 - Спрос на мощность в ЕЭС России

Выводы:

1. Основные направления экспорта-импорта электрической энергии и мощности по данным ПАО "Интер РАО" до 2024 года не изменятся.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2018 года должна составить 25 447 МВт, на уровне 2024 года - 27 202 МВт.

3. При прогнозируемом максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 185 347 МВт в 2018 году до 197 927 МВт на уровне 2024 года.

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

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2018 - 2024 годы сформирована с учетом вводов нового генерирующего оборудования в указанный период 2018 - 2024 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 2017 году;
• обязательствами производителей электрической энергии, мощность которых была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности до 2021 года;
• приказами Минэнерго России о согласовании вывода объекта генерации из эксплуатации;
• предложениями производителей электрической энергии (ноябрь - декабрь 2017 года).

Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на 2018 - 2024 годы составляют 11267,8 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 4000 МВт (два первых энергоблока на Ленинградской АЭС (2 x 1000 МВт) в ОЭС Северо-Запада, первый и второй энергоблоки на Курской АЭС (2000 МВт) в ОЭС Центра); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 7264,8 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

Рисунок 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в 2018 - 2024 годах

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

В 2017 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 3607,54 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2017 году приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2017 году

Примечание: <1> ГТЭС - газотурбинная электростанция.

<2> ПГУ - парогазовая установка.

<3> СЭС - солнечная электростанция.

<4> ВЭС - ветровая электростанция.

<5> ГПЭС - газопоршневая электростанция.

<6> ГРЭС - государственная районная электростанция.

<7> ГТЭС - газотурбинная электростанция.

<8> ГЭС - гидроэлектростанция.

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

• генерирующие объекты, строительство (реконструкция) которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;
• генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы АО "Концерн Росэнергоатом", ПАО "РусГидро";
• генерирующие объекты, отобранные по результатам конкурентного отбора мощности до 2021 года.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов предусматриваются в объеме 18110,1 МВт, в том числе на АЭС - 8401,8 МВт, на ГЭС - 462,4 МВт, на ТЭС - 5479,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 3766,1 МВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2018 - 2024 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

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2024 года планируется в ОЭС Юга (5041,7 МВт), ОЭС Северо-Запада (4727,2 МВт) и ОЭС Центра (4323,4 МВт).

Рисунок 5.2 - Вводы генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на период 2018 - 2024 годов

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

Развитие атомной энергетики в период 2018 - 2024 годов предусматривается на 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 2018, 2021 и 2024 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 2019 году и Курская АЭС-2 в Курской области с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР мощностью 1255 МВт в 2023 и 2024 годах;

ОЭС Юга - Ростовская АЭС в Ростовской области с вводом энергоблока N 4 типа ВВЭР мощностью 1100 МВт в 2018 году.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов предусматриваются в объеме 462,4 МВт. В ОЭС Юга планируется завершение строительства Зарамагской ГЭС-1 с вводом двух гидроагрегатов (2 x 171 МВт) в 2018 году.

В ОЭС Юга в период 2018 - 2022 годов предполагается ввод в эксплуатацию генерирующих объектов установленной мощностью 70,6 МВт на малых ГЭС, в ОЭС Северо-Запада - 49,8 МВт в 2019 году.

В рассматриваемый перспективный период до 2024 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: Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т));

в ОЭС Юга: на Балаклавской ТЭС (2 x ПГУ-235) и Таврической ТЭС (2 x ПГУ-235);

в ОЭС Урала: Затонской ТЭЦ (ПГУ-198,1(Т) и ПГУ-220(Т)).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ветровых (ВЭС, 2366,1 МВт в рассматриваемый перспективный период) и солнечных электростанций (СЭС, 1400 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Северо-Запада (351 МВт), ОЭС Средней Волги (461 МВт), ОЭС Юга (1554,1 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (500 МВт), в ОЭС Урала (340 МВт) и ОЭС Сибири (330 МВт). В период до 2019 года на СЭС в ОЭС Средней Волги планируется ввести в работу 230 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 2018 года, Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) - в 2019 году.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) учтен в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС Востока, начиная с 2018 года, Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия) - с 2019 года.

Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий (с высокой вероятностью реализации) по модернизации и перемаркировке существующего генерирующего оборудования в период 2018 - 2024 годов планируется в объеме 545,4 МВт.

Объемы модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2018 - 2024 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 2024 году на 9280,5 МВт (3,9%) по сравнению с 2017 годом и составит 249092,7 МВт. К 2024 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2017 годом возрастет доля АЭС с 11,64% до 13,0%, доля ТЭС снизится с 67,9% до 65,1%. Доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,2% в 2017 году до 20,1% в 2024 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,3% в 2017 году до 1,8% в 2024 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2017 - 2024 годов представлена в таблице 5.4 и на рисунке 5.3. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период с 2017 по 2024 годы показана на рисунке 5.4.

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

Рисунок 5.3 - Установленная мощность на электростанциях ЕЭС России

Рисунок 5.4 - Структура установленной мощности на электростанциях ЕЭС России

5.1. Территории ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в подтвержденных 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 2017 года максимум потребления Юго-западного энергорайона составил 1208 МВт при температуре наружного воздуха +29 °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 422 МВт с 1208 до 1630 МВт (с 2017 по 2024 год).

Основные показатели баланса мощности Юго-западного энергорайона для ПЭВТ на перспективу до 2024 года приведены в таблице 5.5.

При определении максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении "Юго-Запад" на 2018 - 2024 годы учтен ввод в работу в 2018 году ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань третьего АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 MBA и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар).

Таблица 5.5 - Баланс мощности Юго-западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2018 - 2024 годы для ПЭВТ, (МВт)

Анализ системной аварии, произошедшей в Кубанской энергосистеме 28.07.2017, выявил увеличение доли реактивной составляющей в потреблении мощности Юго-Западного энергорайона Кубанской энергосистемы. Данное обстоятельство привело к пересмотру величины максимально допустимого перетока (далее - МДП) в контролируемом сечении "Юго-Запад", в нормальной схеме величина МДП была скорректирована с 2300 МВт до 1990 МВт (с учетом ввода в работу ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань).

Необходимо проведение дальнейшего исследования по определению возможных объемов и мест размещения источников реактивной мощности в Юго-Западном энергорайоне Кубанской энергосистемы во взаимоувязке со строительством схемы выдачи мощности новой тепловой электростанции для повышения МДП в контролируемом сечении "Юго-Запад".

Анализ баланса мощности Юго-западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2018 - 2024 годы показывает, что при прогнозируемом росте потребления мощности указанного энергорайона до 1630 МВт в 2024 году будет иметь место непокрываемый дефицит активной мощности в нормальной схеме с 2023 года и в единичной ремонтной схеме во всех годах рассматриваемого периода.

Величина дефицита мощности в единичной ремонтной схеме на этапе 2019 - 2024 годов прогнозируется в объеме 207 - 613 МВт. В целях обеспечения покрытия вышеуказанного дефицита дополнительно требуется строительство в Юго-западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края тепловой электростанции.

В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.12.2017 N 2903-р проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности генерирующих объектов, предполагающий сооружение электростанции с располагаемой мощностью 465 МВт при температуре наружного воздуха +35,5 °C на этапе 2021 года и единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт.

Величина установленной мощности электростанции, требуемая на этапе 2024 года, может быть скорректирована в случае изменения планов потребителей по технологическому присоединению к электрическим сетям или строительства дополнительных объектов генерации в смежной энергосистеме.

5.1.2 ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем.

Территория ОЭС Юга за исключением Волгоградской и Астраханской энергосистем связана с ЕЭС России по линиям электропередачи, входящим в контролируемое сечение "Волгоград-Ростов".

В состав данного сечения входят следующие линии электропередачи:

• ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная;
• ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты;
• ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2;
• ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково;
• ВЛ 220 кВ Волгодонск - ГОК.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Волгоград-Ростов" в направлении Ростовской энергосистемы составляет в нормальной схеме электрической сети 1320 МВт.

При проведении анализа режимно-балансовой ситуации части ОЭС Юга за контролируемым сечением "Волгоград-Ростов" принимались указанные ниже исходные данные:

• на период до 2024 года в операционной зоне ОЭС Юга учтены следующие вводы генерирующего оборудования с гарантированной поставкой мощности:
• энергоблок N 4 Ростовской АЭС (1100 МВт) - 2018 год;
• Таврическая ТЭС (470 МВт) - 2018 год;
• Балаклавская ТЭС (470 МВт) - 2018 год;
• Сакская ПГУ (122 МВт) - 2018 год;
• Зарамагская ГЭС (342 МВт) - 2018 год;
• Кирилловская МГТЭС (22,5 МВт) - 2018 год;
• Грозненская ТЭС (360 МВт) - 2019 год.
• мобильные ГТЭС в Крымской энергосистеме установленной мощностью 396 МВт выведены в резерв с 2019 года;
• в связи с не гарантированностью генерирующая мощность солнечных и ветровых электростанций для часа прохождения максимума потребления мощности осенне-зимнего периода (ОЗП) не учитывалась;
• доступная мощность ГЭС принята по усредненным фактическим режимам работы в зимний период с учетом имеющихся ограничений гидроресурсов;
• доступная мощность тепловых электростанций принята в соответствии с усредненными фактическими значениями в зимний период за последние 5 (пять) лет;
• переток мощности в энергосистему Южной Осетии и смежные энергосистемы принят в объеме 640 МВт.
• вывод из эксплуатации энергоблоков NN 1 - 7 Филиала ПАО "ОГК-2" Новочеркасская ГРЭС с 01.01.2021.

Основные показатели баланса мощности части ОЭС Юга за контролируемым сечением "Волгоград-Ростов" в час максимума потребления мощности ОЗП на перспективу до 2024 года приведены в таблице 5.6.

Таблица 5.6 Баланс мощности части ОЭС Юга за контролируемым сечением "Волгоград-Ростов" в час максимума потребления мощности ОЗП (МВт)

Анализ режимно-балансовой ситуации в ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем на перспективу до 2024 года показывает, что после вывода из эксплуатации энергоблоков NN 1 - 7 Филиала ПАО "ОГК-2" Новочеркасская ГРЭС с 01.01.2021 в данной части ОЭС Юга возникает непокрываемый дефицит мощности уже в нормальной схеме электрической сети при использовании всей доступной мощности генерирующего оборудования электростанций. Величина дефицита мощности в нормальной схеме увеличивается с 493 МВт в 2021 году до 964 МВт в 2024 году.

При нормативном возмущении - аварийном отключении энергоблока Ростовской АЭС мощностью 1100 МВт в нормальной схеме электрической сети - непокрываемый дефицит мощности составит от 1593 МВт в 2021 году до 2064 МВт в 2024 году.

Таким образом, при рассматриваемом сценарии развития ОЭС Юга при выводе из эксплуатации энергоблоков NN 1 - 7 Филиала ПАО "ОГК-2" - Новочеркасской ГРЭС на период до 2024 года в ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем необходимо сооружение генерирующих объектов установленной мощностью не менее 2060 МВт. В случае строительства электростанции в Юго-Западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края объем необходимой мощности генерирующего оборудования будет уменьшен на величину установленной мощности указанной электростанции.

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

5.2.1. 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 2018 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, 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 2018 - 2024 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 2018 - 2024 годы составляют 11264,8 МВт, в том числе на АЭС - 4000 МВт, ТЭС - 7264,8 МВт.

3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов предусматриваются в объеме 18110,1 МВт, в том числе на АЭС - 8401,8 МВт, на ГЭС - 462,4 МВт, на ТЭС - 5479,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 3766,1 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 2024 году на 9280,5 МВт (3,9%) по сравнению с 2017 годом и составит 249092,7 МВт, в том числе: АЭС - 32316,1 МВт, ГЭС - 48814 МВт, ГАЭС - 1340 МВт, ТЭС - 162186,9 МВт и ВЭС, СЭС - 4435,7 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 2024 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2017 годом возрастет доля АЭС с 11,64% до 13%, доля ТЭС снизится с 67,9% до 65,1%. Доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,2% в 2017 году 20,1% в 2024 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,3% в 2017 году до 1,8% в 2024 году.

6. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края и ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем отнесены к территориям ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих мощностей, отсутствующих в подтвержденных планах каких-либо собственников. В целях покрытия возникающего дефицита мощности в юго-западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.12.2017 N 2903-р проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности генерирующих объектов, предполагающий сооружение электростанции с располагаемой мощностью 465 МВт при температуре наружного воздуха +35,5 °C на этапе 2021 года и единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт.

6. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2018 - 2024 годы

6.1. Балансы мощности

Перспективные 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 185 347 МВт в 2018 году до 197 927 МВт на уровне 2024 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 2018 - 2024 годах возрастет с фактической величины 239 812,2 МВт в 2017 году на 9 280,5 МВт и составит 249 092,7 МВт в 2024 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,64% в 2017 году до прогнозных 13,0% в 2024 году, доля ТЭС снизится с 67,9% до 65,1%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) снизится 20,2% в 2017 году до 20,1% в 2024 году, доля мощности ВЭС, СЭС возрастет с 0,3% до 1,8%.

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

• ограничения установленной мощности действующих электростанций всех типов в период зимнего максимума потребления;
• неучастие в покрытии максимума 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 2018 - 2024 годах составляют максимально 2 453,8 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыдаваемой мощности. В период до 2024 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 7 156,0 МВт в 2018 году до 4 197,0 МВт в 2024 году.

Величина располагаемой мощности ГЭС, учитываемая в прогнозных балансах мощности, принята на уровне средней располагаемой мощности ГЭС при прохождении максимума потребления мощности ЕЭС за последние 5 лет.

Располагаемая мощность электростанций промышленных предприятий учтена исходя из их средней нагрузки за декабрь 2017 года.

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

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе мощности на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 29 495,8 - 31 747,0 МВт (12,0 - 12,7% от установленной мощности электростанций ЕЭС России).

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 215 904,4 МВт на уровне 2018 года и 217 345,7 МВт на уровне 2024 года, что превышает спрос на мощность на 19418,7 - 30 557,4 МВт в рассматриваемый период.

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2024 года складывается с избытком резерва мощности в размере 16 209,6 - 27 282,3 МВт.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2018 - 2024 годах складывается с избытком нормативного резерва мощности в объеме 13 894,1 - 23 380,8 МВт.

В приложении N 10 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2018 - 2024 годы.

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

В приложении N 11 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2018 - 2024 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.

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.