Приказ Минэнерго России от 28.02.2019 № 174

"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы"

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 28 февраля 2019 г. N 174

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2019 - 2025 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 2019 - 2025 годы.

Министр А.В.НОВАК

Утверждены приказом Минэнерго России от 28 февраля 2019 г. N 174

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2019 - 2025 ГОДЫ

I. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на 2019 - 2025 годы (далее - схема и программа ЕЭС России) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823.

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

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

II. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России и территориям субъектов Российской Федерации на 2019 - 2025 годы

2.1 ЕЭС России

В соответствии с прогнозом спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2019 - 2025 годов среднегодовой прирост потребления электрической энергии по ЕЭС России за прогнозный период составит 1,14%. Прогноз сформирован на основе информации о поданных заявках и утвержденных технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям с учетом базового сценария социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года, разработанного Министерством экономического развития Российской Федерации (октябрь 2018 года) во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 07.05.2018 N 204 "О национальных целях и стратегических задач развития Российской Федерации на период до 2024 года" (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Прогноз основных макроэкономических параметров базового сценария прогноза социально-экономического развития России до 2024 года <*>

<*> Источник: Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года, Минэкономразвития России.

Согласно базовому сценарию социально-экономического развития России рост валового внутреннего продукта (далее - ВВП) в 2019 году прогнозируется на 1,3%, промышленного производства на 2,4%, рост инвестиций в основной капитал на 3,1%.

В 2020 году темпы экономического роста ускоряются: ВВП до 2,0%, промышленного производства до 2,7%, инвестиций в основной капитал до 7,6%. Начиная с 2021 года, темпы роста ВВП и промышленного производства прогнозируются выше 3%.

В период 2019 - 2024 годов в базовом варианте развития экономики России среднегодовой темп прироста промышленного производства составит 3,0%. (таблица 2.2).

Таблица 2.2 - Прогнозная динамика по основным промышленным видам экономической деятельности до 2024 года, % <*>

<*> Источник: Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года, Минэкономразвития России.

<**> По информации о социально-экономическом положении России за январь - ноябрь 2018 года (Росстат).

При разработке прогноза спроса на электрическую энергию учтены предварительные итоги социально-экономического развития России за 11 месяцев 2018 года, приведенные в таблице 2.3.

Рост ВВП страны за январь - сентябрь 2018 года по оценке Минэкономразвития России составил 101,6% к соответствующему периоду 2017 года, инвестиции в основной капитал - 104,1%.

Рост промышленного производства за январь - ноябрь 2018 года составил 102,9% относительно того же периода 2017 года, в т.ч. в обрабатывающем секторе - 102,9%. Наблюдается рост в ряде энергоемких отраслей промышленности: в металлургическом производстве (102,8%), в производстве кокса и нефтепродуктов (102,0%), производстве бумаги и бумажных изделий (113,1%), производстве химических веществ и химических продуктов (102,4%), а также в производстве пищевых продуктов (104,9%).

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

<*> По информации о социально-экономическом положении России за январь - ноябрь 2018 года (Росстат).

<**> По информации о социально-экономическом положении России за январь - ноябрь 2018 года данные показатели представлены за январь - сентябрь 2018 года (Росстат).

Объем производства продукции сельского хозяйства, по предварительной оценке, снизился за январь - ноябрь 2018 года относительно соответствующего периода предыдущего года на 0,8%.

Фактическая динамика потребления электрической энергии в 2018 году определялась ростом основных показателей социально-экономического развития страны. Объем потребления электрической энергии по ЕЭС России в целом за 2018 год составил 1055,558 млрд кВт·ч, что на 1,5% выше показателя за 2017 год.

Территориальное распределение потребления электрической энергии по объединенным энергосистемам (далее - ОЭС), отражающее сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших ОЭС - Центра, Урала и Сибири, суммарная доля которых в 2018 году составила 67,6% от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - Территориальная структура потребления энергии по ОЭС за 2018 год, %

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2019 - 2025 годов, разработанный в рамках базового сценария социально-экономического развития России с учетом изменения макроэкономических показателей за 2018 год, приведен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России до 2025 года

Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1143,053 млрд кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2018 года на 87,495 млрд кВт·ч. Превышение уровня 2018 года составит в 2025 году 8,3% при среднегодовом приросте за период 1,14%.

Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2019 - 2020 годах. Значимым фактором увеличения потребления электрической энергии с 2019 года является присоединение Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1137,398 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 1,07%.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС и территориальным энергосистемам разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии за последние годы с учетом анализа имеющейся информации о поданных заявках и утвержденных 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 N 1.

Таблица 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период до 2025 года, млрд кВт·ч

<*> С учетом присоединения Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы 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. Повышенные относительно среднего по ЕЭС России темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются для ОЭС Востока, ОЭС Сибири и ОЭС Юга (средний темп за период 4,3%, 1,4%, 1,3% соответственно). Для остальных ОЭС среднегодовые темпы прироста прогнозируются ниже средних темпов по ЕЭС России.

В таблице 2.5 приведена территориальная структура потребления электрической энергии в 2018 и 2025 годах.

Таблица 2.5 - Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии по ОЭС в соответствии с прогнозом потребления электрической энергии на 2025 год

2.2 ОЭС Северо-Запада

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Северо-Запада в 2018 году составил 95,030 млрд кВт·ч, что на 1,2% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада прогнозируется на уровне 99,474 млрд кВт·ч (среднегодовой прирост за период - 0,7%) (рисунок 2.3).

Добыча полезных ископаемых, производство нефтепродуктов, продукции целлюлозно-бумажной и деревообрабатывающей промышленности, машиностроения, строительных материалов, а также развитие транспорта и непроизводственной сферы - основные направления, формирующие перспективный спрос на электрическую энергию на территории ОЭС Северо-Запада.

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

Ожидается рост добычи нефти на территории Тимано-Печерской нефтегазовой провинции, в том числе увеличение добычи на Харьягинском месторождении (энергосистема Республики Коми). Рост добычи нефти на территории ОЭС Северо-Запада и увеличение поставок нефти по нефтепроводу "Балтийская трубопроводная система" предполагают рост объема и глубины нефтепереработки.

Рисунок 2.3 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада на период до 2025 года

Развитие Кольской Горно-металлургической компании (энергосистема Мурманской области) связано с расширением ресурсной базы по добыче сульфидных медно-никелевых руд и производству цветных металлов - электролитного никеля и меди, диверсификацией продукции, что обеспечивает повышение устойчивости бизнеса компании, снижение зависимости от ситуации с конъюнктурой цен на основные производимые металлы.

С развитием добычи газа на Ямале (Бованенковское месторождение) ведется расширение северного газотранспортного коридора "Северный поток" как Единой системы газоснабжения России. Предполагается увеличение мощностей магистральной газопроводной системы Бованенково - Ухта - Торжок. Трасса газопроводов проходит по территории пяти регионов - Республики Коми, Архангельской, Вологодской, Ленинградской и Новгородской областей.

Развитие обрабатывающего сектора промышленности будет опираться на развитие профилирующих производств. Развитие крупнейшего предприятия целлюлозно-бумажной промышленности - АО "Монди СЛПК" (Республика Коми, город Сыктывкар) - связано с производством тарного картона с учетом стабильного спроса на упаковочные материалы, совершенствования эффективности технологических процессов, в том числе очистки сточных вод.

Главными приоритетами в развитии машиностроительного комплекса на территории ОЭС Северо-Запада являются судостроение, энергомашиностроение, приборостроение и автомобилестроение. Ожидается рост потребления электрической энергии на объектах оборонно-промышленного комплекса, расположенных в Калининградской, Мурманской, Архангельской областях.

Вследствие роста спроса на грузоперевозки, освоения природных ресурсов континентального шельфа Арктической зоны прогнозируется увеличение доли транспорта в структуре потребления электрической энергии. Совершенствование транспортной инфраструктуры связано с комплексным развитием Мурманского морского порта, морского порта Усть-Луга, Большого порта Санкт-Петербурга и других объектов.

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 Российской Федерации, обеспечивающими основной экономический и инновационный потенциал Северо-Западного региона. В 2018 году на энергосистему г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области приходится 49,5% всего потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада. В 2025 году этот показатель вырастает до 49,9% с учетом опережающих перспективных среднегодовых темпов прироста потребления электрической энергии за прогнозный период (0,8%) по сравнению с ОЭС Северо-Запада в целом (0,7%). При этом объем спроса на электрическую энергию возрастет на 5,5% до 49,595 млрд кВт·ч в 2025 году при 47,005 млрд кВт·ч в 2018 году (58,3% прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада за период 2019 - 2025 годов приходится на энергосистему г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области). Рост спроса на электрическую энергию в энергосистеме г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области определяется развитием обрабатывающего сектора промышленности. Рост спроса в сфере услуг связан со строительством торгово-досуговых и бизнес-центров, технопарков в области информационных технологий, туристско-рекреационных, спортивных и гостиничных комплексов, с крупномасштабным жилищным строительством (УК "Южные Ворота" - одна из крупнейших фирм Северо-Запада страны осуществляет управление недвижимостью). В числе крупных предприятий оптовой торговли - АО "Феникс", осуществляющий комплексные поставки промышленного электрооборудования. Развитие внутригородского транспорта предполагает дальнейшее расширение сети Санкт-Петербургского метрополитена.

Особое положение в ОЭС Северо-Запада занимает энергосистема Калининградской области, не имеющая прямых электрических связей с энергосистемами других субъектов Российской Федерации. В соответствии с прогнозом потребления электрической энергии в 2025 году спрос на электрическую энергию в энергосистеме Калининградской области вырастет на 5,2% до 4,668 млрд кВт·ч относительно 2018 года (4,439 млрд кВт·ч) при среднегодовых темпах прироста 0,7%. Перспективный рост потребления электрической энергии в регионе определяется развитием производственного сектора, предприятий сферы услуг с учетом эксплуатации, введенных к Чемпионату мира по футболу 2018 года ряда крупных объектов (стадиона, гостиниц, тренировочной базы), а также модернизацией транспортной инфраструктуры.

2.3 ОЭС Центра

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Центра в 2018 году составил 242,565 млрд кВт·ч, что на 1,7% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра прогнозируется на уровне 257,911 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,9%) (рисунок 2.4). Прогнозируемые среднегодовые темпы прироста спроса на электрическую энергию в целом по ОЭС Центра ниже, чем по ЕЭС России (1,14%).

Рисунок 2.4 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Центра на период до 2025 года

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Центра является энергосистема г. Москвы и Московской области. Ее доля в суммарном потреблении электрической энергии оценивается к концу прогнозного периода на уровне 44,0% при среднегодовых темпах прироста за период 2019 - 2025 годов 0,7%. Объем потребления к 2025 году прогнозируется на уровне 113,472 млрд кВт·ч при объеме потребления электрической энергии в 2018 году - 108,212 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. Приоритетным направлением развития жилищного строительства и сферы услуг является освоение бывших промышленных зон в г. Москва. Это территории с огромным потенциалом с точки зрения строительства жилой, коммерческой недвижимости, социально-бытовой инфраструктуры. В качестве основы развития производственного сектора Московского региона предполагается создание ряда индустриальных парков и технопарков, которые будут площадками для размещения новых промышленных предприятий и индустриально-логистических объектов. Благоприятными факторами для развития индустриальных парков в Московской области являются близость к г. Москва, наличие крупных научно-образовательных центров. Интенсивное развитие энергосистемы требует дальнейшего развития транспортной инфраструктуры. Существенное развитие получает ГУП "Московский метрополитен" (увеличение протяженности линий метрополитена, в том числе их продление в отдаленные районы города Москвы), а также ГУП "Мосгортранс".

Следующими по величине прогнозного объема потребления электрической энергии являются энергосистемы Белгородской и Вологодской областей. Их доля от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Центра составляет к концу прогнозного периода 6,8% и 5,9% соответственно.

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"; производитель синтетического сапфира для высокотехнологичных применений в электронной и оптоэлектронной промышленности - ООО "БЗС "Монокристалл"; биотехнологический комплекс по производству аминокислоты на основе технологии глубокой переработки зерна и пшеницы - Завод премиксов N 1; АО "Завод нестандартного оборудования и металлоизделий" (АО "ЗНО и М" - производитель строительных материалов для выращивания растений в тепличных комплексах); производитель цемента - ЗАО "Осколцемент" и ОАО "ЭФКО" - аграрно-промышленная компания по производству пищевых ингредиентов. Осуществляется реализация крупнейшего инвестиционного проекта - тепличный комплекс Гринхаус, к моменту завершения строительства которого общие производственные площади хозяйства достигнут 108 га, а объемы получаемой продукции составят не менее 95 тыс. тонн в год.

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

Объем потребления электрической энергии энергосистемы Липецкой области в 2018 году составил 13,008 млрд кВт·ч, прогноз к 2025 году - 14,183 млрд кВт·ч. Среднегодовой прирост за 2019 - 2025 годы - 1,2%. Доля энергосистемы от ОЭС Центра к 2025 году составит 5,5%. Развитие на территории энергосистемы тепличных комбинатов, специализирующихся на круглогодичном выращивании овощей и зелени, будет способствовать росту потребления электрической энергии в сельскохозяйственном производстве (ООО "Тепличный комбинат Елецкие овощи"; ООО "Тепличный комбинат ЛипецкАгро").

Среднегодовой прирост потребления электрической энергии за период 2019 - 2025 годы по энергосистеме Воронежской области прогнозируется величиной 1,2%. Прогноз спроса на электрическую энергию в 2025 году - 12,308 млрд кВт·ч, что на 1,020 млрд кВт·ч выше по сравнению с 2018 годом. Доля потребления электрической энергии энергосистемы от ОЭС Центра оценивается 4,8% к концу прогнозного периода. Прогнозируемый относительно высокий среднегодовой прирост потребления электрической энергии по энергосистеме Воронежской области (1,2%) связан с увеличением величины собственных нужд электростанций в энергосистеме (ввод новых генерирующих мощностей Нововоронежской АЭС).

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Тульской области в 2025 году оценивается в 11,319 млрд кВт·ч. Среднегодовой прирост за прогнозный период составит 1,8%. Доля энергосистемы от общего потребления электрической энергии ОЭС Центра к 2025 году составит 4,4%. К числу крупных предприятий, по которым ожидается расширение производственных мощностей, относятся: ПАО "Тулачермет" - ведущий российский производитель товарного чугуна; Объединенная химическая компания ОАО "Щекиноазот" - производство промышленной химии; ООО "Ревякинский металлургический комбинат". Реализация инвестиционного проекта по строительству тепличного комплекса "Тульский" по производству овощных культур площадью 80 га приведет к росту потребления электрической энергии в сельскохозяйственном производстве Тульской области.

Среди энергосистем ОЭС Центра, экономика субъектов Российской Федерации которых ориентирована на промышленное производство, наибольший прирост спроса на электрическую энергию за рассматриваемый прогнозный период ожидается в энергосистеме Калужской области. К 2025 году прирост потребления электрической энергии составит 14,8% при среднегодовом приросте за 2019 - 2025 годы - 2,0%. Предполагается появление новых резидентов в действующих индустриальных парках и технопарках, которые позволят Калужской области осуществлять дальнейшее развитие промышленного производства. Предполагается развитие ООО "НЛМК-Калуга", предприятий, входящих в АО "Особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Калуга", завода ООО "ФОЛЬКСВАГЕН Груп Рус", расширяющего свои производственные площадки.

Таким образом, к направлениям, формирующим перспективный спрос на электрическую энергию на территории регионов, входящих в ОЭС Центра, остаются металлургическое, машиностроительное, химическое производство, а также транспортный комплекс и развитие сферы услуг и домашних хозяйств.

2.4 ОЭС Средней Волги

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Средней Волги в 2018 году составил 110,198 млрд кВт·ч, что на 2,0% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Средней Волги прогнозируется на уровне 114,586 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 0,6%) (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги на период до 2025 года

Энергосистема Республики Татарстан является крупнейшей энергосистемой ОЭС Средней Волги, доля которой в суммарном потреблении электрической энергии оценивается к концу прогнозного периода на уровне 27,9% при среднегодовых темпах прироста за период 2019 - 2025 годов - 0,8%. Объем потребления к 2025 году прогнозируется на уровне 32,005 млрд кВт·ч при объеме потребления электрической энергии в 2018 году - 30,190 млрд кВт·ч. Рост потребления электрической энергии объясняется, в первую очередь, расширением существующих нефтеперерабатывающих заводов и нефтехимических предприятий: нефтеперерабатывающего завода (далее - НПЗ) АО "ТАНЕКО" (продолжается постепенный ввод мощностей, в результате которого объемы переработки нефти вырастут до 14 млн тонн в год); НПЗ ОАО "ТАИФ-НК" в г. Нижнекамск (готовится к вводу в эксплуатацию комплекс глубокой переработки тяжелых остатков); ПАО "Нижнекамскнефтехим" (планируется реализация крупного проекта - строительства олефинового комплекса мощностью 1,2 млн тонн этилена в год); ПАО "Казаньоргсинтез" (сохраняет планы по расширению этиленовых мощностей до 1 млн тонн до 2020 года, запланировано строительство новой установки производства этилена, полиэтилена и создание собственного производства бензола).

Развитие машиностроительного комплекса 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. Также планируется модернизация мощностей предприятия ПАО "КАМАЗ", расширение мощностей завода транспортного электрооборудования. Реализуется проект создания нового города в Казанской агломерации - Иннополиса, специализирующегося на развитии высокотехнологичных отраслей экономики, в том числе информационных технологий.

В энергосистеме Самарской области объем спроса на электрическую энергию возрастет на 3,4% до 24,670 млрд кВт·ч к 2025 году при среднегодовых темпах прироста 0,5%. Прогнозируемый прирост потребления электрической энергии обусловлен развитием промышленного сектора (нефтепереработка и нефтехимия, машиностроение), планируется развитие индустриального парка "Чапаевск", 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.). На Куйбышевском НПЗ планируется запуск установки гидроочистки вакуумного газойля, на Новокуйбышевском НПЗ - ввод в эксплуатацию комплекса гидрокрекинга. Планируется проведение модернизации металлургического производства и расширения основной номенклатуры продукции (производство металлопроката) на ОАО "Волгоцеммаш". В регионе планируется строительство ряда крупных жилых комплексов (в числе наиболее крупных - жилой район "Волгарь" в Куйбышевском районе г. Самара).

Среднегодовой прирост энергосистемы Нижегородской области за период 2019 - 2025 годов составляет 0,5%, доля от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к концу прогнозного периода оценивается на уровне 18,8%. В регионе предполагается рост жилищного строительства (жилой комплекс "КМ Анкудиновский парк") и реализация инвестиционного проекта тепличного комплекса площадью 17 га (ООО "Тепличный комбинат Борский").

В металлургическом комплексе ожидается постепенный рост потребления электрической энергии на новом малом металлургическом заводе мощностью 1 млн тонн сортового проката в энергосистеме Саратовской области (АО "Северсталь - Сортовой завод Балаково"). Также прогнозируется рост потребления электрической энергии на ООО "Саратоворгсинтез". К 2025 году прогноз спроса на электрическую энергию энергосистемы Саратовской области оценивается в 13,714 млрд кВт·ч, при этом доля потребления от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги составит 12,0%, среднегодовой прирост составит 0,4%.

В четырех регионах ОЭС Средней Волги (Республика Татарстан, Республика Мордовия, Нижегородская и Самарская области) прошли мероприятия Чемпионата мира по футболу 2018 года, вследствие чего завершилось строительство ряда крупных объектов (стадионы, гостиницы, тренировочные базы), а также модернизация транспортной инфраструктуры, что повлечет за собой увеличение потребления электрической энергии в сфере услуг и транспорта.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги к 2025 году суммарный удельный вес наиболее крупных энергосистем - Республики Татарстан, Нижегородской, Самарской и Саратовской областей - в общем потреблении электрической энергии в ОЭС Средней Волги практически не изменится и останется на уровне около 80%.

Таким образом, основными направлениями социально-экономического развития регионов в составе ОЭС Средней Волги являются: развитие машиностроения, черной и цветной металлургии, химической промышленности (в т.ч. 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.

2.5 ОЭС Юга

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Юга в 2018 году составил 102,281 млрд кВт·ч, что на 3,2% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируется на уровне 111,765 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период - 1,3%) (рисунок 2.6).

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Юга является энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края, величина спроса на электрическую энергию, которой на уровне 2025 года составит 32,020 млрд кВт·ч при 27,708 млрд кВт·ч в 2018 году. К концу прогнозного периода доля энергосистемы в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Юга увеличится до 28,7%.

Относительно высокий темп роста потребления электрической энергии на протяжении прогнозируемого периода замедляется после 2022 года. Перспективная динамика изменения потребности в электрической энергии обусловлена особенностями социально-экономического развития 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 предприятий нефтепереработки (ООО "Афипский НПЗ", ООО "Ильский НПЗ", ООО "РН-Туапсинский НПЗ"), Абинского электрометаллургического завода (ООО "Абинский ЭМЗ"), ростом производства на ООО "Новоросцемент". В связи с этим, к концу прогнозного периода возможно увеличение доли промышленности в структуре потребления электрической энергии энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края.

Существенный прирост потребности в электрической энергии на территории энергосистемы за счет реализации двух крупных инвестиционных проектов федерального значения на Таманском полуострове, связанных со строительством транспортного перехода через Керченский пролив и подходов к нему и строительством "Портово-индустриального парка", будет способствовать повышению доли потребления электрической энергии на транспорте. Дополнительный спрос на электрическую энергию на транспорте будет формироваться за счет увеличения потребления электрической энергии объектами АО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р" в границах Краснодарского края (НПС-7 и НПС-8).

Рисунок 2.6 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Юга на период до 2025 года

В энергосистеме Ростовской области объем спроса на электрическую энергию по прогнозу вырастет на 2,2% до 19,792 млрд кВт·ч к 2025 году при среднегодовых темпах прироста 0,3%, что существенно ниже среднего по ОЭС Юга. Соответственно, доля энергосистемы в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга снижается до 17,7% в 2025 году.

На территории энергосистемы Ростовской области не предусматривается реализация крупных инвестиционных проектов, незначительный прогнозируемый рост потребления электрической энергии в первую очередь обусловлен увеличением потребления электрической энергии на собственные нужды Ростовской АЭС.

В 2018 году по энергосистеме Волгоградской области, в отличие от предыдущих лет, зафиксирован значительный прирост потребления электрической энергии (6,4%), обусловленный восстановлением работы алюминиевого завода (филиал ОАО "СУАЛ" - "ВгАЗ-СУАЛ") и созданием анодной фабрики по выпуску обожженных анодов.

При этом после 2018 года объем спроса на электрическую энергию растет сниженными темпами и по прогнозу увеличится на 5,4% до 17,378 млрд кВт·ч к 2025 году при среднегодовых темпах прироста 0,8%. Прогнозируемое увеличение спроса на электрическую энергию будет определяться вводом ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий" комплекса по освоению Гремяченского месторождения калийных солей в Котельниковском районе и строительством новых очередей тепличных комплексов ООО "Овощевод" в городе Волжский. Из-за невысокого среднегодового темпа прироста доля энергосистемы Волгоградской области снижается в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга до 15,6% в 2025 году.

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Ставропольского края увеличится за прогнозный период на 7,2% и составит 11,359 млрд кВт·ч к 2025 году при среднегодовых темпах прироста 1,0%. Доля энергосистемы в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга снижается до 10,2% в 2025 году. Большая часть прироста прогнозируемого спроса на электрическую энергию будет определяться реализацией масштабного проекта по созданию регионального индустриального технологического парка (РИТ-парк г. Невинномысск) и предполагаемым строительством тепличных комплексов в Изобильненском (Солнечный дар) и Грачевском районах.

В Республике Крым и г. Севастополь прогнозируется самый высокий среднегодовой темп прироста по ОЭС Юга - 2,5%. Объем спроса на электрическую энергию в энергосистеме Республики Крым и г. Севастополя в 2025 году составит 9,216 млрд кВт·ч. Соответственно доля энергосистемы в общем объеме потребления электрической энергии по ОЭС Юга увеличится к концу прогнозного периода до 8,3%. Абсолютный прирост потребления электрической энергии относительно 2018 года к концу прогнозного периода составит 1,484 млрд кВт·ч. Значительная его часть будет определяться увеличением потребления электрической энергии на собственные нужды вводимых электростанций (Таврическая ТЭС и Балаклавская ТЭС, Сакская ТЭЦ), реализацией проектов по созданию индустриальных парков, созданием тепличных комплексов и строительством цементного завода (ООО "Альтцем").

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Юга к 2025 году суммарный удельный вес наиболее крупных энергосистем - Республики Адыгея и Краснодарского края, Волгоградской и Ростовской областей, Ставропольского края и Республики Крым и г. Севастополь - в общем потреблении электрической энергии в ОЭС Юга практически не изменится и сохранится на уровне 80,3%.

Таким образом, основными направлениями социально-экономического развития регионов в составе ОЭС Юга являются: развитие существующих производств нефтепереработки, перекачки нефтепродуктов, развитие индустрии новых технологий, химической промышленности, а также развитие тепличных комплексов.

2.6 ОЭС Урала

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Урала составил в 2018 году 261,139 млрд кВт·ч, что на 0,02% ниже уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала прогнозируется на уровне 281,149 млрд кВт·ч при среднегодовом темпе прироста 1,1%. (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала на период до 2025 года

Прогнозируемые невысокие темпы прироста спроса определяются развитием экономики и, прежде всего, особенностями развития профилирующих производств - нефтедобычи и металлургии. 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 и их переработкой, в числе крупных потребителей энергии предприятия по добыче нефти - АО "Тюменнефтегаз", ПАО АНК "Башнефть"; в нефтехимии - ООО "Газпром нефтехим Салават" (бензин, битумы, дизельное топливо).

В числе крупных потребителей электрической энергии, формирующих спрос в металлургии, рассматриваются: Томинский ГОК - разработка медно-порфирового месторождения в Челябинской области, объект федерального значения, включенный в Стратегию развития металлургии до 2020 года; Качканарский ГОК - производство железованадиевого концентрата, агломерата и окатышей (Свердловская область); АО "Уральская сталь" - предприятие полного цикла, специализирующееся на производстве литейного хромоникелевого чугуна, стальной заготовки и листового проката (Оренбургская область).

Развитие химических производств, на долю которых в среднем по ОЭС Урала приходится только 4,2% суммарного промышленного потребления электрической энергии, особое значение имеет для энергосистем Кировской области (соответствующий показатель 20,0%), Пермского края (15,0%), Республики Башкортостан (11,5%). В числе крупных потребителей, определяющих рост спроса на электрическую энергию в период до 2025 года, производства по выпуску калийных удобрений в Пермском крае - ПАО "Уралкалий", ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат", при этом на регион приходится до трети от суммарного потребления электрической энергии ОЭС в химическом производстве.

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, где в рамках программы импортозамещения в октябре 2018 года открыт завод "Русские электрические двигатели" (АО "РЭД") с годовым объемом выпуска до 300 высоковольтных электродвигателей мощностью до 14 МВт с возможностью расширения номенклатуры продукции до 45 МВт.

В территориальной структуре потребления электрической энергии ОЭС Урала к 2025 году доля трех энергосистем - Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов (далее - Тюменская энергосистема), Свердловской и Челябинской областей сохраняется на высоком уровне - 66,3%.

В соответствии с прогнозом Тюменская энергосистема характеризуется сравнительно высокими среднегодовыми темпами прироста потребления электрической энергии в период 2019 - 2025 годов - 1,6% с объемом потребления электрической энергии на уровне 2025 года 102,988 млрд кВт·ч. Нефтедобыча остается основой специализации Тюменской энергосистемы. Наиболее крупные проекты, которые обеспечат прирост потребления электрической энергии, реализуются ПАО "НК "Роснефть": ООО "РН-Уватнефтегаз" ведет разработку на 11 лицензионных участках на юге Тюменской области (Уватский муниципальный район - Усть-Тегусское и Урненское месторождения) и 7 лицензионных участках в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре; ООО "РН-Юганскнефтегаз" ведет геологоразведку и разработку месторождений на 35 лицензионных участках; АО "РН-Няганьнефтегаз" ведет добычу на Красноленинском своде месторождений, обладая крупнейшими остаточными трудноизвлекаемыми запасами нефти в Западной Сибири, АО "Тюменнефтегаз" (ПАО "НК "Роснефть") занимается разработкой месторождения "Русское" (Тазовский район Ямало-Ненецкого автономного округа). Отличительной особенностью развития промышленного производства Тюменской энергосистемы является дальнейшая диверсификация и уход от ярко выраженного моноструктурного характера экономики. Это обеспечивается, прежде всего, развитием мощностей в обрабатывающих производствах - на электрометаллургическом мини-заводе ООО "УГМК-Сталь", на предприятиях по переработке углеводородного сырья - к крупнейшим проектам относятся предприятия ООО "ЗапСибНефтехим" по глубокой переработке побочных продуктов нефтегазодобычи, в том числе попутного нефтяного газа, и ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс" по комплексной переработке смесевого углеводородного газа и продуктов его первичной обработки. Динамика потребления электрической энергии в Тюменской энергосистеме (36,6% от суммарного потребления электрической энергии ОЭС Урала на уровне 2025 года) в значительной мере определяет динамику соответствующих показателей по ОЭС Урала в целом.

Во второй по величине энергосистеме Свердловской области объем потребления электрической энергии на уровне 2025 года прогнозируется в объеме 45,388 млрд кВт·ч, что соответствует среднегодовому приросту 0,6% за период 2019 - 2025 годов. Крупные инвестиционные проекты связаны с развитием профилирующих ВЭД: "Добыча полезных ископаемых, кроме ТЭР" - АО "ЕВРАЗ Качканарский ГОК" (разработка месторождений титаномагнетитовых железных руд и выпуск агломерата с содержанием примесей ванадия) и "Металлургическое производство" - развитие прокатного производства на Каменск-Уральском металлургическом заводе в городе Каменск-Уральский (ОАО "КУМЗ"). Доля энергосистемы Свердловской области в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Урала составила 16,7% в 2018 году и снизится до 16,1% в 2025 году.

Уровень потребления электрической энергии в энергосистеме Челябинской области в 2025 году прогнозируется в объеме 38,143 млрд кВт·ч со среднегодовым приростом 1,0% за период 2019 - 2025 годов. Динамика спроса на электрическую энергию 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 АО "Русская медная компания" по добыче медной руды (28 млн тонн) и производству медного концентрата (500 тыс. тонн). Доля энергосистемы Челябинской области в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Урала сохраняется неизменной (13,6% в 2018 году и в 2025 году).

2.7 ОЭС Сибири

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2018 году составил 210,147 млрд кВт·ч, что на 2,1% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири прогнозируется на уровне 232,305 млрд кВт·ч (среднегодовой темп прироста за период 1,4%) (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири на период до 2025 года

Преобладающая часть (около 90%) общего прогнозного прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири обусловлена планируемым ростом производства алюминия и формируется в энергосистемах Иркутской области, Красноярского края и Республики Тыва.

На энергосистему Иркутской области приходится 46,4% прироста спроса на электрическую энергию ОЭС Сибири. Объем спроса на электрическую энергию по энергосистеме Иркутской области увеличится на 10,275 млрд кВт·ч и в 2025 году составит 65,332 млрд кВт·ч при среднегодовом приросте 2,5% за 2019 - 2025 годы. Прогнозируемый до 2025 года прирост спроса на электрическую энергию в энергосистеме будет определяться, наряду с предполагаемым значительным увеличением производства алюминия, вводом новых крупных потребителей, модернизацией и реконструкцией действующих производств. Доминирующий вклад в перспективный прирост потребления электрической энергии на территории энергосистемы (по оценке более 80%) ожидается в результате поэтапного 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. Развитие существующих золотодобывающих предприятий и освоение новых перспективных месторождений на территории Иркутской области существенно увеличат спрос на электрическую энергию в Бодайбинском районе (АО "Витимэнерго"). Существенное 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 железнодорожных магистралей. В рамках программы расширения пропускной способности нефтяной трубопроводной системы "ВСТО" (далее - НС "ВСТО") на участке от головной нефтеперекачивающей станции (далее - НПС) "Тайшет" до НПС "Сковородино" ООО "Транснефть-Восток" на территории Иркутской области в предстоящий период будет выполнено строительство новых НПС-2, НПС-5 и НПС-7.

Во второй по величине энергосистеме Красноярского края и Республики Тыва прогнозируется увеличение объема потребления электрической энергии на 8,288 млрд кВт·ч, которое в 2025 году составит 53,548 млрд кВт·ч. Более высокие темпы прироста прогнозируются в 2019, 2020 и 2024 годах, что связано с ростом потребления электрической энергии на 2019 - 2025 годы ЗАО "БоАЗ" - крупнейшего существующего на территории Красноярского края промышленного предприятия, введенного в эксплуатацию в 2015 году.

Прирост потребления электрической энергии связан с расширением и модернизацией ряда промышленных предприятий: Ачинского нефтеперерабатывающего завода (АО "АНПЗ ВНК"), ООО "РН-Ванкор" за счет освоения новых нефтегазоконденсатных месторождений в Туруханском районе, золотодобывающих предприятий на месторождениях АО "Полюс Красноярск" и ООО "Соврудник", филиала ООО "Группа Магнезит" в пгт Раздолинск, ФГУП "НО РАО".

В период до 2025 года дополнительный прирост потребления электрической энергии будет связан с предполагаемым строительством в Енисейском районе электрохимического комплекса ООО "Сибирский лес".

В энергосистеме Кемеровской области объем спроса на электрическую энергию в 2025 году составит 32,628 млрд кВт·ч при низком среднегодовом приросте за 2019 - 2025 годы 0,3%. В результате доля энергосистемы к концу прогнозного периода снизится до 14,1%. Рост потребления электрической энергии будет обусловлен увеличением потребления электрической энергии на АО "Кузнецкие ферросплавы", АО "СУЭК-Кузбасс", обогатительной фабрике ООО ОФ "Талдинская", вводом ГОК "Жерновский - 1", объектов ООО "Регионстрой", а также в связи с предполагаемым созданием на территории области трех индустриальных парков, в т.ч. в моногороде Калтан.

Прогнозный спрос на электрическую энергию в энергосистеме Новосибирской области к 2025 году составит 16,795 млрд кВт·ч при среднегодовом темпе прироста 0,2%. Основной прирост спроса на электрическую энергию и мощность прогнозируется в связи со строительством жилых массивов и инфраструктурных объектов.

Аналогичная динамика темпов прироста потребления электрической энергии прогнозируется по энергосистеме Омской области (среднегодовой темп - 0,6%). Большая часть прогнозируемого прироста будет связана с планируемым осуществлением технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Газпромнефть-ОНПЗ".

Среднегодовой темп прироста спроса на электрическую энергию в энергосистеме Забайкальского края составит 2,0%, что приведет к увеличению спроса на электрическую энергию на 1,171 млрд кВт·ч, который к 2025 году составит 9,132 млрд кВт·ч. Большая часть прироста потребности в электрической энергии в энергосистеме до 2025 года будет связана с осуществлением проектов по освоению месторождений полиметаллических руд - набору нагрузки Быстринского ГОК с 2019 года и первого этапа строительства Удоканского горнометаллургического комбината (ООО "Байкальская горная компания").

Прогноз спроса на электрическую энергию в энергосистеме Красноярского края и Республики Тыва характеризуется максимальными темпами прироста по ОЭС Сибири в 5,6%. Высокий среднегодовой темп прироста связан с вводом крупных промышленных потребителей.

2.8 ОЭС Востока

Объем потребления электрической энергии по ОЭС Востока составил в 2018 году 34,198 млрд кВт·ч, что на 2,9% выше уровня предыдущего года. К 2025 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока прогнозируется на уровне 45,863 млрд кВт·ч (среднегодовой прирост за период - 4,3% (рисунок 2.9)).

Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2019 - 2025 годов учитывает изменения в территориальной структуре энергозоны Востока в 2019 году - присоединение Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока.

Спрос на электрическую энергию по ОЭС Востока без учета присоединения Центрального и Западного энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) на уровне 2025 года в рассматриваемом варианте оценивается в объеме 40,208 млрд кВт·ч со среднегодовым приростом за период 2019 - 2025 годов 2,3%, при соответствующем показателе по ЕЭС России 1,07%.

Примечание: 2019 г. - присоединение Центрального и Западного энергорайона Республики (Саха) Якутия к ОЭС Востока.

Рисунок 2.9 - Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Востока на период до 2025 года

Темпы прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока в период 2019 - 2025 годов определяются экономическим развитием региона - динамикой промышленного производства, строительством объектов транспортной и социальной инфраструктуры.

В самой крупной энергосистеме ОЭС Востока - энергосистеме Приморского края, на долю которой приходится 39,2% суммарного потребления электрической энергии ОЭС Востока, к концу прогнозного периода рост спроса прогнозируется до уровня 14,639 млрд кВт·ч в 2025 году, что соответствует среднегодовому приросту 1,3% за период 2019 - 2025 годов. В числе крупных транспортных проектов: ООО "Морской порт "Суходол" - специализированный грузовой порт в районе бухты Суходол (Штоковский район), ООО "Восточная Стивидорная Компания" - оператор крупнейшего контейнерного терминала в порту "Восточный". Рост спроса со стороны промышленных предприятий связан с развитием 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. Согласно прогнозу, доля энергосистемы Приморского края в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Востока существенно снижается с 39,2% в 2018 году до 31,9% в 2025 году.

В энергосистеме Хабаровского края и Еврейской автономной области потребление электрической энергии прогнозируется на уровне 11,291 млрд кВт·ч в 2025 году со среднегодовым приростом 1,5% за период 2019 - 2025 годов. Рост спроса на электрическую энергию связан с развитием основного профилирующего производства - переработки нефти на Комсомольском НПЗ с учетом подключения к НС "ВСТО"; развитием оптовой торговли лесоматериалами, строительными материалами, пищевыми продуктами, санитарно-техническим оборудованием (ООО "Дальпромснаб"). В числе транспортных проектов: АО "Ванинский морской торговый порт" - стивидорная компания, предоставляющая погрузочно-разгрузочные и сопутствующие транспортно-экспедиционные услуги; строительство транспортно-перегрузочного комплекса для перевалки угля в бухте Мучка (ООО "Сахатранс"). Согласно прогнозу, доля энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области в суммарном объеме потребления электрической энергии ОЭС Востока снижается с 29,8% в 2018 году до 24,6% в 2025 году.

В энергосистеме Амурской области потребление электрической энергии прогнозируется на уровне 10,857 млрд кВт·ч в 2025 году со среднегодовым приростом 3,7% за период 2019 - 2025 годов. В рассматриваемой перспективе планируются к реализации такие крупные промышленные проекты как строительство комплекса по переработке нефти "Амурский нефтеперерабатывающий завод" (поселок Березовка, Ивановский район) и газохимического комплекса с мощностью по производству этилена в объеме 1,5 млн тонн в год с дальнейшей переработкой в полиэтилен. В числе транспортных проектов планируется строительство НПС-23 и НПС-26 и модернизация НПС-20 и НПС-21 в рамках расширения пропускной способности НС "ВСТО" (ООО "Транснефть-Восток"); сооружение компрессорных станций КС-6 "Сковороднинская" и КС-7 "Сивакинская" на магистральном газопроводе "Сила Сибири" (ООО "Газпром Трансгаз Томск"). Согласно прогнозу доля энергосистемы Амурской области в суммарном объеме потребления электрической энергии ОЭС Востока также снижается с 24,7% в 2018 году до 23,7% в 2025 году.

В Южно-Якутском энергорайоне энергосистемы Республики Саха (Якутия) потребление электрической энергии прогнозируется на уровне 3,421 млрд кВт·ч в 2025 году со среднегодовым приростом 6,6% за период 2019 - 2025 годов. При этом с учетом присоединения Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока потребление электрической энергии в энергосистеме Республики Саха (Якутия) составит 9,076 млрд кВт·ч в 2025 году (среднегодовой прирост за период 2019 - 2025 годов - 3,5%). В рассматриваемой перспективе планируются к реализации такие крупные проекты как добыча угля на Эльгинском месторождении (ООО "Эльгауголь"). С магистральным газопроводом "Сила Сибири" связаны работы по сооружению компрессорных станций (ООО "Газпром Трансгаз Томск"), с расширением НС "ВСТО" - реконструкция НПС-15, НПС-16, НПС-17, НПС-18, НПС-19 (ООО "Транснефть-Восток").

В целом, с учетом присоединения изолированных энергорайонов к централизованной зоне электроснабжения, доля энергосистемы Республики Саха (Якутия) в суммарном потреблении электрической энергии ОЭС Востока существенно возрастает - до 19,8% в 2025 году (доля Южно-Якутского энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) в потреблении электрической энергии ОЭС Востока в 2018 году составляет 6,4%), что в свою очередь приведет к снижению доли других энергосистем ОЭС Востока.

Выводы:

1. Прогноз сформирован на основе информации о поданных заявках и утвержденных технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям с учетом базового сценария социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года, разработанного Министерством экономического развития Российской Федерации (октябрь 2018 года) во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 07.05.2018 N 204 "О национальных целях и стратегических задач развития Российской Федерации на период до 2024 года".

2. Объем спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1143,053 млрд кВт·ч, что больше объема потребления электрической энергии 2018 года на 87,495 млрд кВт·ч. Превышение уровня 2018 года составит в 2025 году 8,3% при среднегодовых темпах прироста за период 1,14%.

3. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Востока Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1137,398 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста 1,07%.

4. Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России ожидаются в 2019 - 2020 годах. Основными факторами увеличения потребления электрической энергии в эти годы является существенный прирост объема потребления электрической энергии в ОЭС Востока за счет присоединения Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) и ввода новых производственных мощностей алюминиевых заводов на территории ОЭС Сибири.

5. Территориальная структура потребления электрической энергии по ОЭС, отражающая сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших из них - Центра, Урала и Сибири, их доля от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России составит в 2018 году 67,6%, в 2025 году - 67,5%. Прогнозируемые тенденции региональной динамики потребления электрической энергии приведут к изменениям в территориальной структуре потребления электрической энергии в сторону увеличения доли ОЭС Сибири, ОЭС Востока и уменьшения доли ОЭС Северо-Запада и ОЭС Средней Волги.

III. Прогноз максимального потребления мощности и характеристики режимов потребления ЕЭС России, ОЭС и по территориям субъектов Российской Федерации на 2019 - 2025 годы

3.1 ЕЭС России

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

Одним из определяющих 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

Примечание: ОЗП - осенне-зимний период

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

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

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

Помимо значения температуры наружного воздуха в день прохождения максимума на величину потребления мощности большое влияние оказывает и эффект продолжительности периода устойчивых низких температур. Так, в ОЗП 2013 - 2014 годов в ЕЭС России продолжительность такого периода с температурой ниже -20 °C составила 7 суток, что предопределило более высокое значение максимума потребления в сравнении с предыдущим и последующим ОЗП, когда такие продолжительные периоды не наблюдались.

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

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

В таблицах 3.2 и 3.3 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2019 - 2025 годы с учетом ОЭС Востока и без нее соответственно. Спрос на электрическую энергию в нижеприведенных таблицах представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС).

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

ЭГОД - годовое потребление электрической энергии;

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

ТMAX ГОД - число часов использования максимума потребления мощности.

Снижение прогнозируемого в период 2019 - 2025 годов числа часов использования максимальной электрической нагрузки ЕЭС России относительно фактических величин в период 2017 - 2018 годов обусловлено температурным фактором (фактическая температура превысила уровень используемых при прогнозировании среднемноголетних значений температуры).

Рисунок 3.1 - Прогнозные значения максимума потребления мощности ЕЭС России

Максимальное потребление мощности ЕЭС России в 2018 году составило 151 877 МВт. В 2019 году максимальное потребление мощности ЕЭС России прогнозируется на уровне 158 743 МВт. К 2025 году максимальное потребление мощности прогнозируется на уровне 168 983 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста максимумов потребления мощности за период 2019 - 2025 годов 1,5%.

Разница в прогнозируемых среднегодовых темпах приростов потребления электрической энергии (1,14%) и мощности (1,5%) объясняется двумя факторами.

Для первого года прогнозирования определяющим является температурный фактор. Прогноз потребления мощности на каждый год семилетнего периода прогнозирования формируется для среднесуточной температуры прохождения максимума потребления мощности, усредненной за 10 предшествующих ОЗП (-19° C), которая не соответствует фактической температуре прохождения максимума периода ОЗП, предшествующего первому году прогнозирования.

Для последующих лет периода прогнозирования определяющим фактором различия в среднегодовых темпах прироста потребления электрической энергии и мощности становится особенность учета времени ввода новых потребителей. Как правило, ввод нового потребителя учитывается не с начала года, что приводит к тому, что в конкретном году прогнозирования прирост по мощности учитывается в полном объеме, а по электрической энергии лишь частично.

Таким образом, накапливается опережающий по годам прирост потребления мощности (в процентах) относительно прирост потребления электрической энергии (в процентах).

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

3.2 ОЭС Северо-Запада

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Северо-Запада от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году составит 9,2%. К 2025 году этот показатель немного снизится и прогнозируется на уровне 9,0%. В 2019 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 14 960 МВт. К 2025 году максимум потребления мощности составит 15 684 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста за период 2019 - 2025 годов 1,2%.

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 2019 - 2025 годов представлено на рисунке 3.2.

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

3.3 ОЭС Центра

В 2019 году доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Центра от максимума потребления мощности ЕЭС России составит 24,2%. К 2025 году этот показатель немного снизится до 24,0%. В 2019 году собственный максимум потребления мощности ОЭС прогнозируется на уровне 38 709 МВт. К 2025 году максимум потребления мощности достигнет значения 40 846 МВт. Среднегодовые темпы прироста потребления мощности за 2019 - 2025 годы прогнозируются на уровне 1,3%.

В таблице 3.5 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра, спрос на электрическую энергию в таблице представлен с учетом и без учета потребления электрической энергии на заряд Загорской ГАЭС.

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

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.3 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Центра

3.4 ОЭС Средней Волги

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Средней Волги от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году оценивается в 10,7%. К 2025 году ожидается ее незначительное снижение до 10,3%. В 2019 году собственный максимум потребления мощности составит 17 309 МВт. К 2025 году - увеличится до 17 817 МВт при среднегодовых темпах прироста за 2019 - 2025 годы 1,2%.

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 2019 - 2025 годов.

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

3.5 ОЭС Юга

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Юга в 2019 году составит 10,2% от максимума потребления мощности ЕЭС России. К 2025 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России практически останется на уровне 2019 года. В 2019 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 17 248 МВт. К 2025 году максимум потребления мощности составит 18 440 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за 2019 - 2025 годы на уровне 2,2%.

В таблице 3.7 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга. Спрос на электрическую энергию в таблице 3.7 представлен без учета и с учетом потребления электрической энергии на заряд Кубанской ГАЭС и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС.

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

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.5 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Юга

3.6 ОЭС Урала

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Урала от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году составит 23,3%, а к 2025 году повысится до 23,4%. Собственный максимум потребления мощности в 2019 году прогнозируется на уровне 37 399 МВт. К 2025 году этот показатель достигнет уровня 39 949 МВт. При этом среднегодовые темпы прироста максимумов потребления мощности за 2019 - 2025 годы составят 1,4%.

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

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

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.6 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Урала

3.7 ОЭС Сибири

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Сибири от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году составит 18,9%, и к 2025 году этот показатель повысится до 19,3%. Собственный максимум потребления мощности в 2019 году прогнозируется на уровне 31 218 МВт и к 2025 году - на уровне 33881 МВт при среднегодовых темпах прироста максимумов потребления мощности за 2019 - 2025 годы 1,2%.

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

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

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.7 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Сибири

3.8 ОЭС Востока

Доля совмещенного максимума потребления мощности ОЭС Востока от максимума потребления мощности ЕЭС России в 2019 году составит 3,6%, а к 2025 году увеличится до 3,8%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока в 2019 году прогнозируется на уровне 6 810 МВт, в 2025 году - 7 592 МВт. При этом среднегодовые темпы прироста максимума потребления мощности за 2019 - 2025 годы составят 4,4%. Высокие среднегодовые темпы прироста электрической нагрузки обусловлены присоединением Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия).

В таблице 3.10 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

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

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2019 - 2025 годов.

Рисунок 3.8 - Прогнозные значения собственного максимума потребления мощности ОЭС Востока

Выводы:

1. Максимальное потребление мощности ЕЭС России к 2025 году ожидается на уровне 168 983 МВт. За период 2019 - 2025 годов среднегодовые приросты нагрузки ЕЭС России составят 1,5%.

2. Наиболее интенсивный среднегодовой рост максимумов потребления мощности в период 2019 - 2025 годов прогнозируется по:

• ОЭС Урала - 1,4%;
• ОЭС Юга - 2,2%;
• ОЭС Востока - 4,4% (с учетом присоединения Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия)).

3. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по ЕЭС России в 2019 - 2025 годах будет изменяться незначительно в диапазоне 6735 - 6759 часов.

IV. Прогноз перспективной потребности в мощности на период 2019 - 2025 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 расчетного резерва мощности (далее - нормативный резерв).

При оценке потребности в мощности для Европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири и Востока - максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, и собственный. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый максимум потребления по ЕЭС России на уровне 2019 года составит 158 743 МВт и возрастет к 2025 году до 168 983 МВт, без учета ОЭС Востока - 152 982 МВт и 162 547 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 2019 года 3391 МВт/14,928 млрд кВт·ч;

в 2020 году - 3391 МВт/14,984 млрд кВт·ч;

в 2021 году - 3391 МВт/15,122 млрд кВт·ч;

в 2022 году - 3391 МВт/15,149 млрд кВт·ч;

в 2023 году - 3391 МВт/15,276 млрд кВт·ч;

в 2024 году - 3391 МВт/15,276 млрд кВт·ч;

в 2025 году - 3391 МВт/15,276 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 2025 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндскую Республику (1300 МВт/5,333 - 5,482 млрд кВт·ч), страны Балтии (400 МВт/3,100 - 3,300 млрд кВт·ч), Монголию (185 МВт/0,400 млрд кВт·ч). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндской Республикой (76 МВт/0,978 млрд кВт·ч) и Королевством Норвегия (30 МВт/0,03 млрд кВт·ч).

Экспортные поставки мощности и электрической энергии в Республику Беларусь предусматриваются в объеме 100 МВт/0,03 млрд кВт·ч в период 2019 - 2025 годов.

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 400 МВт/0,302 млрд кВт·ч в 2019 году, 400 МВт/0,27 млрд кВт·ч в период 2020 - 2025 годов, в Республику Южная Осетия - 40 МВт/0,152 - 0,170 млрд кВт·ч в период 2019 - 2025 годов.

Экспортные поставки в Республику Казахстан в 2019 - 2025 годы планируются в объеме 360 МВт/1,303 - 1,316 млрд кВт·ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электрической энергии в КНР в объеме 500 МВт/3,300 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 (606 МВт), начиная с 2019 года экспорт мощности не учитывается.

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 ОЭС 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 2019 года должна составить 25 775 МВт, на уровне 2025 года - 27 422 МВт. Распределение нормативного резерва по ОЭС неравномерно, при этом использование резервов одной ОЭС для покрытия максимумов потребления мощности других ОЭС ограничено в силу недостаточной пропускной способности основной электрической сети ЕЭС России.

Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в период 2019 - 2025 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 2025 года не изменятся.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2019 года должна составлять не менее 25 775 МВт, на уровне 2025 года - не менее 27 422 МВт.

3. При прогнозируемом максимуме потребления, нормативном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемых 187 909 МВт в 2019 году до 199 796 МВт на уровне 2025 года.

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

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2019 - 2025 годы сформирована с учетом вводов нового генерирующего оборудования в указанный период и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций в соответствии с:

• обязательствами, принятыми производителями электрической энергии по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;
• инвестиционными программами производителей электрической энергии, утвержденными Минэнерго России в 2018 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 2018 года).

Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в 2019 - 2025 годах составляют 12794,7 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 5600 МВт: три энергоблока (N 2, N 3 и N 4) установленной мощностью 1000 МВт каждый на Ленинградской АЭС) в ОЭС Северо-Запада, первый и второй энергоблоки на Курской АЭС (2 энергоблока установленной мощностью 1000 МВт каждый) в ОЭС Центра, третий энергоблок на Белоярской АЭС (600 МВт); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 7178,7 МВт; на гидроэлектростанциях (ГЭС) - 16 МВт.

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

Таблица 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации на электростанциях ЕЭС России, МВт

Рисунок 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в 2019 - 2025 годах

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

В 2018 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 4792,07 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2018 году приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2018 году

Примечание: ВЭС - ветровая электростанция

ПГУ - парогазовая установка

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

СЭС - солнечная электростанция

АЭС - атомная электростанция

МГТЭС - мобильная газотурбинная электростанция

ТЭС - тепловая электростанция

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

• генерирующие объекты, строительство (реконструкция) которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;
• генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы АО "Концерн Росэнергоатом", ПАО "РусГидро";
• 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 2019 - 2025 годов предусматриваются в объеме 15160,0 МВт, в том числе на АЭС - 5850,0 МВт, на ГЭС - 506,2 МВт, на ТЭС - 4400,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 4402,9 МВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2019 - 2025 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 2025 года планируется в ОЭС Юга (4354,3 МВт) и ОЭС Центра (4168 МВт).

Рисунок 5.2 - Вводы генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на период 2019 - 2025 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 2019 - 2025 годов предусматривается на площадках:

ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 (новые энергоблоки Ленинградской АЭС) в Ленинградской области с вводом двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью по 1150,0 МВт каждый в 2021 и 2025 годах для обеспечения, в том числе, замены выводимых из эксплуатации в 2020 и 2025 годах энергоблоков N 2 - 4 на Ленинградской АЭС;

ОЭС Центра - Нововоронежская АЭС-2 (новый энергоблок 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 1200 МВт каждый в 2023 и 2024 годах.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2019 - 2025 годов предусматриваются в объеме 456,4 МВт. В ОЭС Юга планируется завершение строительства Зарамагской ГЭС-1 (Мизурской ГЭС) с вводом двух гидроагрегатов (2 x 173 МВт) в 2019 году, в период 2019 - 2023 годов в ОЭС Юга на малых ГЭС предполагается ввод в эксплуатацию генерирующих объектов установленной мощностью 110,4 МВт. Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ОЭС Северо-Запада в период 2019 - 2025 годов планируются в объеме 49,8 МВт.

В рассматриваемый перспективный период до 2025 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью выше 200 МВт) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью реализации:

в ОЭС Центра: на Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т));

в ОЭС Юга: на Ударной ТЭС (2 x ПГУ-225, 2 x ГТ-25), на Балаклавской ТЭС (ПГУ-235) и Таврической ТЭС (ПГУ-235).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ВЭС (3154,4 МВт в рассматриваемый перспективный период) и СЭС (1248,5 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Северо-Запада (351 МВт), ОЭС Средней Волги (411 МВт), ОЭС Юга (2126,9 МВт), ОЭС Урала (265,5 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (556,5 МВт), ОЭС Сибири (345 МВт) и в ОЭС Урала (192 МВт). В период до 2022 года на СЭС в ОЭС Средней Волги планируется ввести в работу 155 МВт.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Западный и Центральный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия) учтены в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС Востока с 2019 года.

Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий по модернизации и перемаркировке существующего генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации в период 2019 - 2025 годов планируется в объеме 357,8 МВт.

Объемы модернизации и перемаркировке генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2019 - 2025 годов приведены в приложениях N 6 и N 8 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 2025 году на 4502,4 МВт (1,9%) по сравнению с 2018 годом и составит 247745,6 МВт. К 2025 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2018 годом снизится доля АЭС с 12,0% до 11,8%, доля ТЭС снизится с 67,7% до 65,7%. Доля ГЭС и ГАЭС возрастет с 19,9% в 2018 году до 20,3% в 2025 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,42% в 2018 году до 2,2% в 2025 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2018 - 2025 годов представлена в таблице 5.4 и на рисунке 5.3. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период 2018 - 2025 годов 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 с обязательным соблюдением сроков, запланированных собственниками генерирующих объектов

Юго-Западный энергорайон энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края

Юго-Западный энергорайон энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края (далее - Юго-Западный энергорайон) 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.

Электроснабжение потребителей Юго-Западного энергорайона 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 по ВЛ 110 кВ, не входящим в указанное контролируемое сечение.

Юго-Западный энергорайон является дефицитным в единичной ремонтной схеме на протяжении всего рассматриваемого периода.

В утвержденных схемах и программах развития ЕЭС России на 2012 - 2018, 2013 - 2019, 2014 - 2020, 2015 - 2021, 2016 - 2022, 2017 - 2023, 2018 - 2024 годы Юго-Западный энергорайон включался в перечень территорий ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников генерирующих объектов.

В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.12.2017 N 2903-р проведен долгосрочный конкурентный отбор мощности генерирующих объектов в Юго-Западном энергорайоне. По результатам отбора осуществляется реализация проекта по строительству Ударной ТЭС с располагаемой мощностью 465 МВт при температуре наружного воздуха +35,5 °C на этапе 2021 года, в связи с чем Юго-Западный энергорайон исключен из перечня территорий ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников генерирующих объектов.

Анализ режимно-балансовой ситуации в Юго-Западном энергорайоне показывает необходимость реализации проекта по строительству Ударной ТЭС в установленные по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности сроки.

Выводы:

1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2019 - 2025 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 2019 - 2025 годы составляют 12794,7 МВт, в том числе на АЭС - 5600 МВт, ГЭС - 16 МВт, ТЭС - 7178,7 МВт.

3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2019 - 2025 годов предусматриваются в объеме 15160 МВт, в том числе на АЭС - 5850,0 МВт, на ГЭС - 506,2 МВт, на ТЭС - 4400,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 4402,9 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 2025 году на 4502,4 МВт (1,9%) по сравнению с 2018 годом и составит 247745,6 МВт, в том числе: АЭС - 29382,2 МВт, ГЭС - 48875,4 МВт, ГАЭС - 1340 МВт, ТЭС - 162725,9 МВт и ВЭС, СЭС - 5422,1 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 2025 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2018 годом снизится доля АЭС с 12,0% до 11,8%, доля ТЭС снизится с 67,7% до 65,8%. Доля ГЭС и ГАЭС возрастет с 19,9% в 2018 году до 20,3% в 2025 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,42% в 2018 году до 2,2% в 2025 году.

VI. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2019 - 2025 годы

6.1. Балансы мощности

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

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится со 187 909 МВт в 2019 году до 199 796 МВт на уровне 2025 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 8).

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей в 2019 - 2025 годах возрастет с фактической величины 243 243,2 МВт в 2018 году на 4 502,4 МВт и составит 247 745,6 МВт в 2025 году. В структуре установленной мощности доля АЭС снизится относительно фактических 12,0% в 2018 году до прогнозных 11,8% в 2025 году, доля ТЭС снизится с 67,7% до 65,7%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) возрастет с 19,9% в 2018 году до 20,3% в 2025 году, доля мощности ВЭС, СЭС возрастет с 0,42% до 2,2%.

В балансах мощности учтены следующие факторы снижения использования установленной мощности электростанций:

• ограничения установленной мощности действующих электростанций всех типов в период зимнего максимума потребления;
• неучастие в покрытии максимума потребления мощности оборудования, введенного после прохождения максимума потребления мощности;
• наличие невыпускаемых резервов мощности (далее - невыпускаемая мощность) в ряде энергосистем;
• отсутствие гарантии использования мощности ветровых и солнечных электростанций в час максимума потребления мощности.

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

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

Прогнозные объемы вводов генерирующих мощностей после прохождения зимнего максимума в 2019 - 2025 годах составляют максимально 1 728,0 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыпускаемой мощности. В период до 2025 года прогнозируется наличие невыпускаемой мощности в ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми, Архангельской и Мурманской областей), ОЭС Урала (энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов), ОЭС Сибири (энергосистемы Иркутской области, Республики Бурятия, Забайкальского края и восточной части энергосистемы Красноярского края и Республики Тыва). Величина невыпускаемой мощности с ростом потребления электрической энергии, выводом из эксплуатации генерирующего оборудования и развитием электрических связей снижается с 6 613,2 МВт в 2019 году до 2 734,0 МВт в 2025 году.

Величина располагаемой мощности ГЭС, учитываемая в прогнозных балансах мощности, принята на уровне усредненной располагаемой мощности ГЭС за декабрь последних 5 лет.

Располагаемая мощность электростанций промышленных предприятий учтена исходя из их средней нагрузки за декабрь 2018 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 29 046,7 - 30 827,5 МВт (11,7 - 12,4% от установленной мощности электростанций ЕЭС России).

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в объеме 217 523,6 МВт на уровне 2019 года и 217 672,9 МВт на уровне 2025 года, что превышает спрос на мощность на 17 876,9 - 29 614,6 МВт в рассматриваемый период.

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2025 года складывается с избытком нормативного резерва мощности в размере 15 059,3 - 26 185,0 МВт.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2019 - 2025 годах складывается с избытком нормативного резерва мощности в объеме 12 567,9 - 23 465,9 МВт.

В приложении N 10 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2019 - 2025 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 2019 - 2025 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.

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

6.2. Балансы электрической энергии

Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих расчетных условий:

• развитие генерирующих мощностей соответствует варианту с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке, имеющими высокую вероятность реализации;
• потребность в электрической энергии по ЕЭС России определяется прогнозируемой величиной потребления электрической энергии и объемов экспорта и импорта электрической энергии (сальдо экспорта-импорта);
• выработка электрической энергии ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и ОЭС Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет для условий маловодного года;
• выработка АЭС определена с учетом предложений АО "Концерн Росэнергоатом" по объемам выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2019 - 2025 годах, а также действующих Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем;
• объем производства электрической энергии на планируемых к вводу в эксплуатацию ВЭС и СЭС определен исходя из числа часов использования установленной мощности вновь вводимых ВЭС - 2000 часов/год, СЭС - 1800 часов/год; по действующим ВЭС и СЭС величина производства электрической энергии в рассматриваемый перспективный период принята по фактически достигнутому значению (на уровне 2017 - 2018 годов).

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

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2018 года (1 070,922 млрд кВт·ч) возрастет на 86,297 млрд кВт·ч (до 1 157,219 млрд кВт·ч) в 2025 году.

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