Приказ Минэнерго России от 19.06.2013 № 309

"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы"

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 19 июня 2013 г. N 309

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2013 - 2019 ГОДЫ

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073) и пунктом 4.4.1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337; 2009, N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 33, ст. 4088; N 52 (ч. II), ст. 6586; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 31, ст. 4251; N 47, ст. 6128; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 44, ст. 6269; 2012, N 11, ст. 1293; N 15, ст. 1779; N 31, ст. 4386; N 37, ст. 5001; N 40, ст. 5449), приказываю:

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы.

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2013 - 2019 ГОДЫ

1. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы (далее - ЕЭС) России на 2013 - 2019 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073).

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

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

2. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2013 - 2019 годы

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2013 - 2019 годов выполнен на основе уточненных в декабре 2012 года макроэкономических показателей прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2013 год и плановый период 2014 - 2015 годов, представленного Минэкономразвития России в сентябре 2012 года. В качестве ориентиров и приоритетов более отдаленной перспективы развития российской экономики приняты "Сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года", разработанные Минэкономразвития России в апреле 2012 года, исходя из задач, сформулированных в "Концепции долгосрочного социально-экономического развития России до 2020 года" (далее - КДР), утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17.11.2008 N 1662-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 47, ст. 5489).

Объем электропотребления в ЕЭС России увеличился в 2012 году на 1,64% и составил 1016,5 млрд. кВт.ч. с учетом приграничной торговли в энергосистеме (далее - ЭС) Мурманской области и ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Показатель абсолютного прироста потребления электрической энергии 2012 года (16,4 млрд. кВт.ч.) отражает сложившиеся в этом году макроэкономические тенденции развития страны.

По оценке Минэкономразвития России, прирост валового внутреннего продукта (далее - ВВП) 2012 года к прошлому году составил 3,5%. Общий рост промышленного производства (на 3,2% по отгруженной продукции) в большой степени обеспечивался ростом вида деятельности "Обрабатывающие производства" (на 4,3%) за счет роста металлургического производства, включая производства готовых металлических изделий (на 3,6%), и машиностроительных производств (на 7,5%).

Прогнозируемый вариант спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2013 - 2019 годов (рисунок 2.1) составлен в рамках уточненного умеренно-оптимистичного варианта социально-экономического развития России, предложенного Минэкономразвития России в качестве основного для разработки федерального бюджета на 2013 - 2015 годы. Для периода с 2016 по 2019 годы приняты скорректированные Минэкономразвития России в ноябре 2012 года параметры представленных в апреле 2012 года Сценарных условий долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года.

Умеренно-оптимистичный вариант развития предусматривает годовые темпы роста ВВП в 2013 - 2015 годах в пределах 3,6 - 4,5%, при 3,5% в 2012 году; соответственно темпы роста промышленного производства планируются на уровне 3,6 - 3,7% при 3,2% в 2012 году.

по ЕЭС России на 2013 - 2019 годы

В более отдаленной перспективе инновационный сценарий предполагает усиление инвестиционной направленности экономического роста, формирование на рубеже 2020 года усовершенствованной транспортной инфраструктуры, способствующей развитию ряда секторов экономики. Предполагается ускоренное развитие конкурентоспособных высокотехнологичных производств (авиастроения, ядерных технологий, производства редкоземельных металлов) наряду с модернизацией энерго-сырьевого комплекса.

Сценарий предусматривает развитие человеческого капитала, что чрезвычайно важно в условиях ожидаемого сокращения численности населения в трудоспособном возрасте. Согласно среднему сценарию демографического прогноза, разработанного Росстатом с учетом итогов Всероссийской переписи населения 2010 года, ожидается относительная стабилизация общей численности населения при сокращении численности населения в трудоспособном возрасте. За период с 2012 по 2019 год прогнозируется незначительное увеличение общей численности населения (на 0,6 млн. человек) при сокращении численности населения в трудоспособном возрасте на 6,5 млн. человек.

Переход к инновационному развитию предполагает изменение сложившейся структуры экономики за счет сокращения неконкурентоспособных производств, возникновения новых направлений и создания эффективных рабочих мест с высокой производительностью труда. Рост производительности труда является ключевым фактором для обеспечения устойчивого экономического роста в условиях ограниченности предложения на рынке труда.

Прогнозируется повышение параметров эффективности экономики России: снижение энергоемкости ВВП к 2020 году относительно 2010 года на 26%, рост производительности труда за соответственный период в 1,6 раза. При указанных предпосылках среднегодовой рост ВВП в период 2016 - 2019 годов оценивается на уровне 4,5%, соответственно среднегодовой рост промышленного производства - на уровне 3,7%.

Рост электропотребления, соответствующий умеренно-оптимистичному варианту прогноза развития экономики страны, будет определяться динамикой основных макроэкономических показателей, проведением модернизации малоэффективных и неконкурентоспособных производств, осуществлением программ и мероприятий по формированию современных высокотехнологичных производств и реализацией отдельных крупных инвестиционных проектов.

Общий спрос на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается на уровне 1151,0 млрд. кВт.ч, что на 13,2% выше объема электропотребления 2012 года (абсолютный прирост 134,5 млрд. кВт.ч) при среднегодовом приросте за период 1,79%. Более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию по ЕЭС России ожидаются в 2014 - 2017 годах, что обусловлено планируемым расширением и реконструкцией производства на действующих объектах и прогнозируемым в эти годы вводом новых мощностей на крупных предприятиях обрабатывающих производств. Снижение темпов прироста электропотребления после 2017 года связано с ожидаемой технологической модернизацией промышленного производства, в первую очередь энергоемкого металлургического производства, и более интенсивным развитием энергосберегающих технологий.

Прогноз спроса на электрическую энергию по объединенным энергетическим системам (далее - ОЭС) и территориальным энергосистемам составлен на базе фактических показателей электропотребления за последние годы с учетом анализа имеющихся заявок и выданных технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности в электрической энергии. При формировании прогноза использованы сведения о максимальной заявленной мощности, указанные в заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям, сроках их ввода в эксплуатацию, а также сведения о характере нагрузки (вид деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам деятельности и годам прогнозирования. При разработке прогноза использованы материалы стратегий социально-экономического развития до 2020 (2025) года, разработанные Минрегионом России совместно с администрациями субъектов Российской Федерации и утвержденные Правительством Российской Федерации, а также информация региональных органов исполнительной власти о крупных инвестиционных проектах, намечаемых к реализации в прогнозный период, их максимальной мощности, сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения.

Показатели электропотребления по ОЭС, сформированные в рамках прогноза спроса на электрическую энергию в ЕЭС России, представлены в таблице 2.1, по территориальным энергосистемам - в приложении N 1.

В трех ОЭС (Центра, Юга и Востока) темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются выше средних по ЕЭС России. Ниже средних - темпы прироста в ОЭС Северо-Запада, Средней Волги и Урала. В ОЭС Сибири темпы прироста практически равны средним по ЕЭС России.

Таблица 2.1. Прогноз потребления электрической энергии на 2013 - 2019 годы, млрд. кВт.ч

<*> Без учета приграничной торговли в ЭС Мурманской обл. и ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской обл. в показателях 2012 года.

Наиболее высокие темпы увеличения спроса на электрическую энергию ожидаются в ОЭС Востока (среднегодовой темп за семь лет - 4,2%). Объем электропотребления возрастет здесь к концу прогнозного периода относительно 2012 года более чем на четверть и превысит 42 млрд. кВт.ч. Прогнозируемый опережающий рост потребности в электрической энергии согласуется с разрабатываемой в настоящее время Государственной программой Российской Федерации "Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Байкальского региона", предусматривающей ускоренное развитие Дальневосточного региона. В качестве основного направления предстоящего развития Дальнего Востока определено развитие транспортной инфраструктуры и энергетики.

В числе крупных потребителей электрической энергии рассматриваются - космодром "Восточный" в Амурской области; вторая очередь нефтепроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" (далее - ВСТО) с доведением объема транспортирования нефти до 30 млн. тонн и дальнейшим наращиванием до 50 млн. тонн, что обеспечит как экспортные поставки, так и потребности, связанные с развитием производства на Хабаровском и Комсомольском нефтеперерабатывающих заводах (далее - НПЗ); Эльгинское месторождение угля и угольный комплекс Инаглинский в Южной части Республики Саха - Якутия (далее - Якутия); горно-металлургические предприятия на базе Кимкано-Сутарского железорудного месторождения в Еврейской автономной области, освоения железнорудных месторождений Южной Якутии ("Таежное"), золоторудных месторождений (Албынский и Маломырский рудники в Амурской обл.); развитие Дальневосточного центра судостроения и судоремонта ("Верфь "Звезда-"DSME", верфь "Восток-Раффлс"). В энергосистеме Приморского края предполагается строительство ЗАО "ВНХК" с максимальной заявленной мощностью 372 МВт.

Наиболее высокие темпы роста спроса на электрическую энергию в Южной Якутии (среднегодовой темп 7,2%) обусловлены предстоящим комплексным развитием этой территории с традиционной специализацией на угледобывающей промышленности и освоением железорудных месторождений с целью создания металлургической базы.

Повышенные темпы прироста спроса на электрическую энергию (среднегодовой темп 2,3%) прогнозируются для ОЭС Юга, охватывающей территории Южного и Северо-Кавказского федеральных округов.

В ближайшей перспективе согласно "Прогнозу социально-экономического развития Российской Федерации на 2013 год и плановый период 2014 - 2015 годы." значительный экономический рост, обусловленный стабильным притоком инвестиций, ожидается в регионах Северо-Кавказского федерального округа (далее - СКФО), (прирост валового регионального продукта (далее - ВРП) в 2015 году относительно 2011 года составит около 30%). Рост экономики в Южном федеральном округе (далее - ЮФО) планируется в этот период менее существенным. Прирост ВРП в 2015 году по отношению к 2011 году составит здесь около 18%. Замедление темпов роста производства ВРП в ЮФО в значительной мере обусловлено нисходящей динамикой инвестиционной деятельности в Краснодарском крае в связи с завершением строительства и реконструкции объектов для проведения Олимпийских игр 2014 года. Объем инвестиций в крае в течение рассматриваемого периода будет снижаться и к 2015 году сократится почти на 29% относительно 2011 года.

Спрос на электрическую энергию на территории ОЭС Юга к концу прогнозного периода превысит показатели 2012 года на 17%, доля ОЭС Юга в потреблении ЕЭС России при этом возрастет на 0,3 процентных пункта (с 8,5 до 8,8%).

Территориальное распределение электропотребления в ОЭС Юга характеризуется преобладанием трех энергосистем (ЭС Волгоградской области, ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея, ЭС Ростовской области), на долю которых приходится около 70% (за 2012 год - 68,2%) объема электропотребления. К концу прогнозного периода доля трех ЭС в общем электропотреблении ОЭС Юга несколько уменьшится.

Крупнейшей территориальной энергосистемой ОЭС Юга является ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея, выделяющаяся как по абсолютному объему электропотребления, так и по темпам годового прироста. По данным 2012 года ее доля составила более четверти (26,3%) общего электропотребления ОЭС Юга, к 2019 году она может достичь 29%.

Особенности формирования спроса на электрическую энергию на территории ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея в прогнозируемый период определяют неравномерную по годам динамику приростов потребности в электрической энергии. При среднегодовом темпе прироста равном 3,7% темпы прироста до 10% ожидаются в 2013 - 2014 годах, что связано с реализацией Программы строительства олимпийских объектов и развития города Сочи как горноклиматического курорта, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2007 N 991 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 2, ст. 113), а также с предстоящим вводом ряда промышленных производств, в том числе первой очереди крупного Армавирского электрометаллургического завода, Абинского электрометаллургического завода, Туапсинского НПЗ. В Ростовской области предполагается развитие Таганрогского металлургического завода.

После 2015 года темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистеме снижаются, и в последующие годы динамика изменения темпов приростов имеет затухающий вид. К концу периода они ниже темпов по ОЭС Юга.

Самые низкие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируются для ЭС Волгоградской области (среднегодовой темп 0,20%), занимающей второе место по объему электропотребления (около 22%). К 2019 году доля энергосистемы в общем электропотреблении ОЭС Юга может снизиться до 18,8%. Большая часть ожидаемого прироста электропотребления будет связана здесь со строительством компанией ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий" горнообогатительного комбината (далее - ГОК) по добыче и переработке калийных солей на базе Гремяченского месторождения в Котельниковском районе.

Принятые более высокие относительно ОЭС Юга в целом темпы прироста спроса на электрическую энергию в пяти энергосистемах национальных республик согласуются с опережающим экономическим ростом в регионах СКФО, предусмотренным в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2013 год и плановый период 2014 - 2015 годов.

В ЭС Республики Калмыкия при среднегодовом приросте в период 2013 - 2019 годов 5,3%, на 2013 - 2014 годы темпы прироста потребления электрической энергии предполагаются выше 10%. В эти годы на территории Калмыкии вводятся две новые нефтеперекачивающие станции (далее - НПС), предусмотренные инвестиционным проектом по расширению нефтепровода каспийского трубопроводного консорциума России.

Объем электропотребления в ОЭС Центра в 2012 году составил 229,4 млрд. кВт.ч (прирост за год 2,6%).

Рост спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра ожидается к 2019 году более чем на 15% относительно 2012 года и составит 264,1 млрд. кВт.ч., при этом доля ОЭС Центра в потреблении ЕЭС России увеличится до 23%. Прогнозные показатели потребления электрической энергии ОЭС Центра характеризуются относительно высокими темпами прироста (среднегодовой темп за период 2,0%).

Крупнейшей энергосистемой ОЭС Центра остается ЭС г. Москвы и Московской области. На ее долю приходится около половины (44%) электропотребления ОЭС Центра. Особенностью структуры электропотребления региона является снижение электропотребления в промышленности при существенном увеличении доли быта и сферы услуг. Более 40% общего объема электропотребления формирует непроизводственная сфера, в первую очередь за счет развития столичных функций г. Москвы.

Прогнозируемый относительно высокий прирост спроса на электрическую энергию в ЭС г. Москвы и Московской области (17,0 млрд. кВт.ч к 2019 году) в значительной мере будет связан с реализацией начатых инвестиционных проектов, строительством жилья и объектов инфраструктуры, развитием транспортной системы столичного региона.

В промышленном производстве продолжится реализация и внедрение инновационных направлений в научно-промышленный комплекс: развитие инновационного центра "Сколково", Особой экономической зоны технико-внедренческого типа "Дубна" и "Зеленоград", центра по разработке инновационных препаратов в г. Химки и г. Долгопрудном, инновационного кластера биофармацевтической и биомедицинской направленности в г. Пущино, создание портовой особой экономической зоны и центра авиастроения в г. Жуковском.

Дополнительный прирост потребности в электрической энергии ожидается за счет развития присоединенных к г. Москве территорий, где планируется масштабное жилищное строительство, развитие объектов социальной и транспортной инфраструктуры.

Наибольший темп прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра за рассматриваемый прогнозный период будет наблюдаться в ЭС Калужской области. К 2019 году электропотребление здесь вырастет более чем на 50% при среднегодовом приросте за 2013 - 2019 годы - 6,3%, что приведет к увеличению ее доли в потреблении ОЭС Центра с 2,4% в 2012 году до 3,1% в 2019 году.

Ожидается дальнейшее развитие производства в индустриальных парках, ориентированных на выпуск автомобилей и автокомпонентов, расположенных вблизи г. Калуги: "Калуга Юг", "Росва", "Грабцево", "А-Парк", а в промышленной зоне "Детчино" в Малоярословецком районе. В металлургическом производстве планируется ввод ОАО "Калужского электрометаллургического завода". Развитие ядерной медицины, биотехнологий и фармацевтики будет сосредоточено в технологическом парке "Обнинск" в г. Обнинске.

Объем электропотребления в ОЭС Урала в 2012 году составил 257,0 млрд. кВт.ч с приростом 0,95%, что ниже среднего показателя по ЕЭС России. Доля ОЭС Урала в суммарном потреблении электрической энергии по ЕЭС России сохраняется достаточно высокой - 25%, что связано со специализацией на производстве экспортно ориентированных видов продукции - нефти, черных и цветных металлов, химической продукции.

Развитие экономики на территории ОЭС Урала в рамках рассматриваемого варианта приведет к росту спроса на электрическую энергию до 281 млрд. кВт.ч. в 2019 году, что соответствует среднегодовым темпам прироста в период 2013 - 2019 годов - 1,3%, то есть ниже средних показателей по ЕЭС России. Прогнозируемые сравнительно невысокие темпы прироста спроса определяются особенностями развития профилирующих производств - нефтедобычи и металлургии.

Рост спроса на электрическую энергию в черной металлургии связан с увеличением производства труб на Уральском и Северском трубных заводах, выпуском высокотехнологичной продукции для авиакосмического комплекса на Каменск-Уральском металлургическом заводе (Свердловская область), реконструкцией Ашинского металлургического завода, добычей медных руд (Михеевский и Томинский ГОКи - Челябинская область, Гайский ГОК - Оренбургская область), железных руд (Качканарский ГОК в Свердловской области).

Рост спроса на электрическую энергию со стороны химических производств прогнозируется в значительной мере за счет крупных потребителей Пермского края - ОАО "Уралкалий", ООО "Верхне-Камская калийная компания", ООО "ЕвроХим-Усольский калийный комбинат".

С учетом ожидаемого снижения добычи западносибирской нефти доля ЭС Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа (далее - ЯНАО), Ханты-Мансийского автономного округа (далее - ХМАО) в суммарном электропотреблении ОЭС Урала остается на уровне 33%. Особенностью развития промышленного производства Тюменской области, ЯНАО, ХМАО является диверсификация и уход от ярко выраженного моноструктурного характера. Это определяется созданием новых мощностей в обрабатывающих производствах и расширением существующих предприятий - рост объема нефтепереработки на Антипинском НПЗ (промышленная зона г. Тюмени), развитие нефтегазохимических производств с вводом в эксплуатацию Новоуренгойского газохимического комплекса, ООО "Тобольск-Полимер". С вводом в эксплуатацию строящегося электрометаллургического мини-завода "УГМК-Сталь" (промышленная зона г. Тюмени) в регионе будет представлен новый вид экономической деятельности по производству металлургической продукции (550 тыс. тонн сортового проката).

Одним из направлений развития нефтегазового комплекса Тюменского региона является реализация проектов развития трубопроводного транспорта, в их числе трасса Пурпе-Самотлор, введенная в эксплуатацию в октябре 2011 года и предназначенная для перекачки нефти с месторождений ЯНАО и севера Красноярского края. Участок Пурпе-Самотлор станет частью магистральной нефтепроводной системы Заполярье (ЯНАО) - Пурпе (ЯНАО) - Самотлор (ХМАО), которая свяжет месторождения ЯНАО с нефтепроводной системой "ВСТО".

Объем электропотребления ОЭС Сибири, охватывающей 12 субъектов Российской Федерации, входящих в состав Сибирского федерального округа (далее - СФО), в 2012 году составил 210,2 млрд. кВт.ч. К 2019 году прогнозируется его увеличение на 13,6% при среднегодовом темпе прироста 1,8%.

Преобладание в структуре электропотребления ОЭС Сибири металлургического производства, в первую очередь производства алюминия, потребляющего более 60% электрической энергии в обрабатывающих производствах, отражается на уровне электроемкости промышленной продукции Сибири, превышающей средний показатель по России более чем в 2 раза, а в энергосистемах, на территории которых размещены крупнейшие в стране алюминиевые заводы, - в 2,4 раза (ЭС Красноярского края), в 4,6 раза (ЭС Иркутской области), в 9,4 раза (ЭС Республики Хакасия).

Прогнозируемое увеличение спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири будет определяться перспективным развитием видов производства, являющихся базовыми для экономики СФО, предусмотренным в Стратегии социально-экономического развития Сибири до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 05.07.2010 N 1120-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 33, ст. 4444). Предстоящее развитие экономики регионов СФО будет связано с реализацией крупных инвестиционных проектов в области энергетики, горнодобывающей и лесоперерабатывающей промышленности.

Динамика увеличения электропотребления в ОЭС Сибири характеризуется повышенными приростами в 2015 - 2017 годах, что в значительной степени связано с ожидаемым вводом в эти годы двух крупнейших новых алюминиевых заводов и с увеличением металлургического производства.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Сибири остается ЭС Иркутской области. На ее долю приходится более четверти (26%) общего электропотребления ОЭС Сибири. Около 65% общего объема электропотребления формирует промышленность, в которой преобладает металлургическое производство, прежде всего производство алюминия.

Прогнозируемый относительно высокий прирост спроса на электрическую энергию в ЭС Иркутской области (более 9 млрд. кВт.ч к концу прогнозного периода) будет связан с вводом Тайшетского алюминиевого завода, а также с вводом Сибирского электрометаллургического завода (далее - СЭМЗ) и созданием завода по производству карборунда в Братске.

Второй по величине энергосистемой в ОЭС Сибири является ЭС Красноярского края, доля которой превышает 20% от общего потребления электрической энергии ОЭС Сибири.

Темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЭС Красноярского края прогнозируются выше, чем по ОЭС Сибири в целом. Доминирующая роль промышленного производства сохранится здесь в течение всего прогнозного периода. Этому будет способствовать предполагаемое осуществление крупных электроемких инвестиционных проектов: ввод Богучанского алюминиевого завода, Енисейского ферросплавного завода и нового прокатного комплекса на ООО "КраМЗ".

В третьей по объему электропотребления в ОЭС Сибири - ЭС Кемеровской области прогнозируемые темпы прироста потребности в электрической энергии значительно ниже средних. К концу прогнозного периода доля энергосистемы может снизиться с 16,2% в 2012 году до 15,4% в 2019 году.

Суммарная доля трех крупнейших энергосистем ОЭС Сибири в соответствии с настоящим прогнозом может увеличиться до 63,4%.

Среди энергосистем ОЭС Сибири наибольший рост спроса на электрическую энергию в рассматриваемый период прогнозируется в ЭС Республики Тыва (в 1,7 раза), максимальные приросты ожидаются в 2014 - 2016 годах. Это связано с реализацией крупных инвестиционных проектов: строительством угледобывающего комплекса на Элегестском месторождении и шахты N 1 "Красная горка", строительством железнодорожной линии Кызыл-Курагино и подъездного пути к Элегестскому месторождению, освоением Кызыл-Таштыгского месторождения полиметаллических руд и Ак-Сугского месторождения меди.

Повышенные темпы роста электропотребления прогнозируются в ЭС Забайкальского края. В ближайшие годы увеличение электропотребления будет связано с комплексной реконструкцией (в т.ч. электрификацией) участка железной дороги Карымская - Забайкальск, в последующие годы - с вводом Бугдаинского ГОК в Александрово-Заводском районе и угледобывающего комбината в Каларском районе.

Объем электропотребления территориальных энергосистем в ОЭС Северо-Запада составил в 2012 году 93,21 млрд. кВт.ч.

К 2019 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада согласно прогнозу электропотребления, сформированному в соответствии со Стратегией социально-экономического развития Северо-Западного федерального округа на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 18 ноября 2011 года N 2074-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 51, ст. 7542), составит 101,9 млрд. кВт.ч (среднегодовой темп прироста за период - 1,28%).

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

Основные проекты по добыче полезных ископаемых будут реализовываться преимущественно в Республике Коми, Архангельской (включая Ненецкий автономный округ) и Мурманской областях: рост добычи нефти на территории Тимано-Печерской нефтегазовой провинции (Республика Коми), разработка Пижемского месторождения титановых руд в Усть-Цилемском районе Республики Коми, строительство подземного рудника и ввод второй очереди горнообогатительного комбината на базе месторождения апатито-нефелиновых руд "Олений ручей" в Мурманской области, разработка алмазного месторождения им. В. Гриба (Мезенский район Архангельской области).

Проекты по развитию целлюлозно-бумажного и деревообрабатывающего производства будут реализовываться преимущественно в Архангельской области и Республике Карелия.

В крупнейшей энергосистеме ОЭС Северо-Запада - ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области спроса - объем на электрическую энергию составит к 2019 году около 48 млрд. кВт.ч, что соответствует среднегодовым темпам прироста за прогнозный период 1,24%.

Одним из важнейших проектов в сфере развития транспорта является развитие морского торгового порта Усть-Луга (в том числе строительство комплекса по перегрузке сжиженных углеводородных газов). Приграничное и приморское положение г. Санкт-Петербурга будет способствовать развитию города как важнейшего транспортного узла, что позволит провести модернизацию существующих мощностей Большого порта г. Санкт-Петербурга.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги, сформированный в соответствии со "Стратегией социально-экономического развития Приволжского федерального округа на период до 2020 года", утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 07.02.2011 N 165-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 8, ст. 1142), предусматривает увеличение объема электропотребления со 108,5 млрд. кВт.ч в 2012 году до 121,3 млрд. кВт.ч в 2019 году при среднегодовых темпах прироста за период - 1,6%.

Большая часть прироста перспективного спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги определяется развитием промышленного производства с высокими показателями электропотребления.

Наиболее крупные проекты, оказывающие существенное влияние на рост электропотребления ОЭС Средней Волги, это прежде всего предприятия металлургического комплекса.

Основные проекты по развитию химического производства будут реализовываться преимущественно в Республике Татарстан, Нижегородской и Саратовской областях.

В территориальной структуре электропотребления ОЭС Средней Волги доля наиболее крупных энергосистем - Республики Татарстан, Нижегородской и Самарской областей - в суммарном электропотреблении остается на уровне 67%.

В крупнейшей энергосистеме ОЭС Средней Волги - ЭС Республики Татарстан - спрос на электрическую энергию составит к 2019 году около 30 млрд. кВт.ч при 26,3 млрд. кВт.ч в 2012 году, что соответствует среднегодовым темпам прироста за период 1,85%.

На территории энергосистемы Республики Татарстан рост потребности в электрической энергии определяется предстоящим развитием предприятий нефтегазохимического комплекса, металлургического производства и машиностроения - планируется развитие особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Алабуга", где основными резидентами являются предприятия автомобилестроения.

На протяжении всего прогнозного периода состав трех крупнейших ОЭС (Урала, Центра и Сибири), формирующих около 70% (68,6% в 2012 году) объема электропотребления ЕЭС России, останется неизменным. При этом доля ОЭС Урала снижается к концу периода на 1,1 процентных пункта, а сумма трех ОЭС на 0,5 процентных пункта - до 68,1%.

Изменение территориальной структуры электропотребления в 2019 году по сравнению с 2012 годом в рамках ЕЭС России, представленное на рисунке 2.2, характеризуется увеличением доли ОЭС Центра, ОЭС Сибири, ОЭС Юга и ОЭС Востока и снижением доли ОЭС Урала, ОЭС Средней Волги и ОЭС Северо-Запада.

потребления электрической энергии

1. Объем потребления электрической энергии в ЕЭС России увеличился в 2012 году относительно 2011 года на 1,64% и составил 1016,5 млрд. кВт.ч. Показатель абсолютного прироста потребления электрической энергии 2012 года (16,4 млрд. кВт.ч.) отражает сложившиеся в этом году макроэкономические тенденции развития экономики страны.

2. Общий спрос на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается на уровне 1151,0 млрд. кВт.ч, что на 134,5 млрд. кВт.ч выше объема электропотребления 2012 года. Превышение уровня 2012 года оценивается к 2019 году на 13,2% при среднегодовом приросте за период 1,79%. Более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию по ЕЭС России ожидаются в 2014 - 2017 годах, что обусловлено планируемым расширением и реконструкцией производства на действующих объектах и прогнозируемым в эти годы вводом новых мощностей на крупных предприятиях обрабатывающих производств. Снижение темпов прироста электропотребления после 2017 года связано с ожидаемой технологической модернизацией промышленного производства, в первую очередь энергоемкого металлургического производства, и более интенсивным развитием энергосберегающих технологий.

3. В трех ОЭС (Центра, Юга и Востока) темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются выше средних по ЕЭС России. Ниже средних - темпы прироста электропотребления в ОЭС Северо-Запада, Средней Волги и Урала. В ОЭС Сибири темпы прироста практически равны средним по ЕЭС России.

4. На протяжении всего прогнозного периода состав трех крупнейших ОЭС (Урала, Центра и Сибири), формирующих около 70% (68,6% в 2012 году) объема электропотребления ЕЭС России, останется неизменным. Изменение территориальной структуры электропотребления в 2019 году по сравнению с 2012 годом в рамках ЕЭС России характеризуется увеличением доли ОЭС Центра, ОЭС Сибири, ОЭС Юга и ОЭС Востока и снижением доли ОЭС Урала, ОЭС Средней Волги и ОЭС Северо-Запада в общем электропотреблении ЕЭС России.

3. Прогноз максимальных электрических нагрузок единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2013 - 2019 годы

ЕЭС России

В таблицах 3.1. и 3.2 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2013 - 2019 годы соответственно с учетом ОЭС Востока и без нее. Спрос на электрическую энергию в приведенных ниже таблицах представлен с учетом потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС). Кроме того, не учтены спрос на электрическую энергию и мощность Николаевского энергоузла, присоединение которого к сетям ЭС Хабаровского края в рассматриваемый перспективный период не планируется.

Таблица 3.1. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России

Таблица 3.2. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России без учета ОЭС Востока

На рисунке 3.1 представлен график прогнозного максимума потребления мощности ЕЭС России.

С учетом основных тенденций изменения режимов потребления электрической энергии, выявленных на основе ретроспективного анализа, заявок потребителей, заключенных договоров и выданных технических условий на технологическое присоединение к электрической сети сформированы перспективные режимы потребления электрической энергии по ОЭС.

Далее представлены характеристики перспективных режимов потребления электрической энергии по ОЭС.

ОЭС Северо-Запада

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 9,4%. К 2019 году этот показатель немного снизится и составит 9,2%. В 2013 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 15221 МВт, к 2019 году - 16509 МВт. Среднегодовой прирост максимума потребления мощности за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,0%.

В таблице 3.3 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.

Таблица 3.3. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада

<*> С учетом приграничной торговли в ЭС Мурманской обл. и ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской обл. в показателях 2011 и 2012 года.

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2013 - 2019 годов представлено на рисунке 3.2.

ОЭС Центра

В 2013 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 24,2%, а в 2019 году - 24,5%. В 2013 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 38937 МВт, к 2019 году - 43325 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления мощности за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,5%.

В таблице 3.4 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.

Таблица 3.4. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2013 - 2019 годов.

ОЭС Средней Волги

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России оценивается 11,3% в 2013 году и ожидается ее снижение к 2019 году до 11%. К 2013 году собственный максимум потребления мощности составит 18151 МВт, к 2019 году - 19738 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления мощности за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,4%.

В таблице 3.5 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.

Таблица 3.5. 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 2013 - 2019 годов.

ОЭС Юга

Доля ОЭС Юга в 2013 году составит порядка 9,5% по потреблению мощности от общей максимальной нагрузки ЕЭС России. К 2019 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,9%. В 2013 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 15540 МВт, к 2019 году - 17353 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 2,1%.

В таблице 3.6 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.

Таблица 3.6. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2013 - 2019 годов.

ОЭС Урала

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 23,2% и к 2019 году снизится до 22,6%. Собственный максимум потребления мощности в 2013 году прогнозируется на уровне 37534 МВт, к 2019 году - на уровне 40507 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,3%.

В таблице 3.7 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Урала.

Таблица 3.7. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Урала

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2013 - 2019 годов.

ОЭС Сибири

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 19,5% и в 2019 году ожидается незначительное ее увеличение - до 19,6%. Собственный максимум потребления мощности к 2013 году прогнозируется на уровне 32197 МВт, к 2019 году - на уровне 35803 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2013 - 2019 годы прогнозируется на уровне 1,7%.

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

Таблица 3.8. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Сибири

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2013 - 2019 годов.

ОЭС Востока

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 2,9%, а в 2019 году увеличится до 3,4%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока (без учета потребления мощности и электрической энергии изолированно работающего Николаевского энергоузла) в 2013 году прогнозируется на уровне 5667 МВт, к 2019 году - 7125 МВт. Среднегодовые темпы прироста максимума потребления за 2013 - 2019 годы составят около 3,8%. В таблице 3.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

Таблица 3.9. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока

ОЭС Востока

Выводы.

1. Перспективное значение максимальной электрической нагрузки ЕЭС России к 2019 году ожидается на уровне 175315 МВт, что соответствует среднегодовым приростам нагрузки около 1,5%.

2. Максимальные электрические нагрузки по всем объединенным энергосистемам к 2019 году увеличиваются. Самый интенсивный рост максимальной электрической нагрузки за период 2013 - 2019 годы будет наблюдаться в ОЭС Юга - среднегодовой прирост до 2,1%, обусловленный, в основном, интенсивным строительством и вводом объектов Олимпийских Игр - 2014 и их инфраструктурой. В ОЭС Сибири - до 1,9% за счет ввода новых и расширения существующих мощностей обрабатывающего комплекса (в частности - цветной металлургии) и в ОЭС Востока - до 3,8%.

3. Самый низкий прирост нагрузки прогнозируется в ОЭС Северо-Запада - до 1,0% и в ОЭС Урала, который определяется низким среднегодовым приростом нагрузки самой крупной территориальной энергосистемы - ЭС Тюменской области, ХМАО, ЯНАО.

4. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию на период 2013 - 2019 годов

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

При оценке потребности в мощности для Европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири и Востока - максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, и собственный. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый совмещенный максимум потребления (без учета экспорта) по ЕЭС России на уровне 2013 года составит 158659 МВт и возрастет к 2019 году до 175315 МВт, а без учета ОЭС Востока - 153957 МВт и 169407 МВт соответственно.

Величина экспорта (импорта) мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров и предварительных соглашений по данным ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС".

Экспортные поставки из ЕЭС России на уровне 2013 года планируются в объеме 3660,7 МВт/17,83 млрд. кВт.ч, в 2014 году - 3660,7 МВт/18,86 млрд. кВт.ч, в 2015 году - 3660,7 МВт/18,89 млрд. кВт.ч, в период 2016 - 2017 годов - 3665,7 МВт/18,79 млрд. кВт.ч и в 2018 - 2019 годах - 3965,7 МВт/18,99 млрд. кВт.ч. Прогнозируемые объемы экспорта мощности на час годового совмещенного максимума ЕЭС и годовые объемы передаваемой электрической энергии с указанием стран, в которые осуществляются экспортные поставки, представлены в таблице 4.1.

На период до 2019 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндию (1300 МВт/4,4 млрд. кВт.ч), страны Балтии (600 МВт/5,0 млрд. кВт.ч), Беларусь (300 МВт/3,3 млрд. кВт.ч), Монголию (175 МВт/0,36 млрд. кВт.ч в 2013 году и 175 МВт/0,42 млрд. кВт.ч в период 2014 - 2019 годы). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндией (83,74 МВт/0,62 млрд. кВт.ч) и Норвегией (27 МВт/0,17 млрд. кВт.ч).

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 100 МВт/0,2 млрд. кВт.ч в 2013 году, 100 МВт/0,14 млрд. кВт.ч в 2014 - 2015 годы, 100 МВт/0,04 млрд. кВт.ч в 2016 - 2017 годы, 400 МВт/0,24 млрд. кВт.ч в 2018 - 2019 годы, Южную Осетию 35 МВт/0,13 млрд. кВт.ч в период 2013 - 2015 годов, 40 МВт/0,13 млрд. кВт.ч в период 2016 - 2019 годов.

Таблица 4.1. Прогноз экспорта электрической энергии и мощности по ОЭС и ЕЭС России

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

Планируемый на перспективу резерв мощности складывается из трех составляющих: ремонтного резерва, компенсационного резерва (резерва мощности на внеплановые отклонения параметров электроэнергетической системы) и стратегического резерва.

Величины нормируемого расчетного резерва мощности по ЕЭС и ОЭС России определены в соответствии с методическим подходом к определению нормативных значений резерва мощности энергосистем, разработанным в составе Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем. Нормативные значения резерва мощности по различным энергообъединениям в процентах от максимума потребления представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Нормативные значения резерва мощности, %

Таблица 4.3. Спрос на мощность, МВт

Выводы.

1. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый совмещенный максимум потребления по ЕЭС России на уровне 2013 года составит 158659 МВт и возрастет к 2019 году до 175315 МВт, а без учета ОЭС Востока - 153957 МВт и 169407 МВт соответственно.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2013 года должна составить 32445 МВт, на уровне 2019 года - 35870 МВт.

3. При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемого 194764,7 МВт в 2013 году до 215150,7 МВт на уровне 2019 года.

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

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2013 - 2019 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в период 2013 - 2019 годов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующих генерирующих объектов.

Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2013 - 2019 годы приняты в соответствии с предложениями генерирующих компаний (ноябрь - декабрь 2012 года).

Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2013 - 2019 годы составят 18985,8 МВт, в том числе на атомных электростанциях (АЭС) - 8274 МВт (вывод из эксплуатации всех энергоблоков Ленинградской АЭС (4 x 1000 МВт) и первого энергоблока на Кольской АЭС (440 МВт) в ОЭС Северо-Запада, энергоблоков N 3 и N 4 на Нововоронежской АЭС (2 x 417 МВт), энергоблоков N 1 и N 2 на Курской АЭС (2 x 1000 МВт) и первого энергоблока на Смоленской АЭС (1000 МВт) в ОЭС Центра) и на тепловых электростанциях (ТЭС) - 10711,8 МВт, в том числе под замену - 495 МВт. Следует отметить, что по ряду генерирующих объектов (суммарным объемом 3287,2 МВт в период 2013 - 2018 годов) было получено заключение Минэнерго России о приостановке вывода генерирующих объектов из эксплуатации в связи с одной или несколькими из следующих причин:

• нарушение надежного энергоснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным нормативными правовыми актами;
• нарушение устойчивости режима работы ЕЭС России (технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем);
• угроза жизни и здоровью людей и повреждение оборудования;
• возможность возникновения недостатка электрической энергии (электрической мощности) в ЕЭС России (ее части или технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах), определяемого как превышение спроса на электрическую энергию (электрическую мощность) и резервов, необходимых для надежного обеспечения нормального режима указанных энергосистем, над предложением электрической энергии (электрической мощности) за определенный временной период с учетом перетоков электрической энергии (электрической мощности) из внешних энергосистем;
• возможность возникновения недостатка пропускной способности электрической сети, определяемого как разность между допустимой пропускной способностью сети, установленной требованиями технических регламентов и иными обязательными требованиями, и располагаемой пропускной способностью, выраженных в единицах мощности.

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по ОЭС и ЕЭС России с выделением объемов оборудования, по которому был получен отказ о выводе из эксплуатации, представлены в таблице 5.1 и на рисунке 5.1.

Таблица 5.1. Структура выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России, МВт

Таблица 5.2. Объемы оборудования ТЭС, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, МВт

Рисунок 5.2. Вывод из эксплуатации оборудования на ТЭС ЕЭС России и объемы оборудования ТЭС, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ

Дополнительно к рассмотренным выше предложениям по выводу из эксплуатации генерирующего оборудования в период 2014 - 2019 годов возможен вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в объеме 2158,9 МВт на ТЭС и 0,2 МВт на возобновляемых источниках электроэнергии (ВИЭ). К дополнительным объемам выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования отнесены предложения генерирующих компаний в соответствии с разработанными ими инновационными сценариями развития, предусматривающими более высокие темпы обновления генерирующего оборудования электростанций (например, вывод из эксплуатации генерирующего оборудования для целей ввода нового оборудования из перечня дополнительных вводов, приведенного далее в настоящем разделе).

В таблице 5.3 и на рисунке 5.3 представлены объемы возможного дополнительного вывода из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях ЕЭС России в период 2014 - 2019 годов. Планируемые дополнительные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 3.

Таблица 5.3. Объемы дополнительно выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования, МВт

Таблица 5.4. Вводы мощности свыше 25 МВт на электростанциях ЕЭС России в 2012 году

Примечание:

<*> ГРЭС - государственная районная электростанция.

<**> ГТУ - газотурбинная установка.

<***> ПГУ - парогазовая установка.

<****> ВВЭР - водо-водяной энергетический реактор.

<*****> ГЭС - гидроэлектростанция.

Из общего объема запланированных вводов генерирующих мощностей выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью ввода, к которым для целей 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 ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "РусГидро", ОАО "РАО ЭС Востока", ОАО "ДВЭУК";
• генерирующие объекты, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2013 - 2019 годов предусматриваются в объеме 32770,9 МВт, в том числе на АЭС - 11267,6 МВт, на ГЭС - 2483,5 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 18027,8 МВт и на ВИЭ - 12 МВт. При этом планируется ввести 361,5 МВт на замену устаревшего оборудования.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2013 - 2019 годов представлены в таблице 5.5 и на рисунках 5.4 и 5.5.

Таблица 5.5. Вводы мощности с высокой вероятностью реализации на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2019 года планируется в ОЭС Урала (8757 МВт) и в ОЭС Центра (7737,6 МВт).

Рисунок 5.4. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России

Рисунок 5.5. Структура вводов мощности на электростанциях ЕЭС России по генерирующим компаниям

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 7.

Кроме того, в рамках разработки инновационных сценариев развития генерирующих мощностей от собственников генерирующих компаний получена информация о намерениях по дополнительному сооружению объектов генерации, не соответствующих критериям отнесения к перечню вводов с высокой вероятностью реализации, в объеме 18920,9 МВт, в том числе на ГЭС - 36 МВт, на ГАЭС - 390 МВт, на ТЭС - 17943,9 МВт и на ВИЭ - 551 МВт.

В соответствии с намерениями собственников развитие возобновляемых источников энергии в рассматриваемый перспективный период предполагается за счет строительства ветровых электростанций (при условии реализации дополнительных вводов мощности), в том числе: Северной приливной электростанции (далее - ПЭС) мощностью 12 МВт в 2016 году, Мурманской ВЭС (с достижением установленной мощности 25 МВт в 2016 году) и Кольской ВЭС (100 МВт в 2019 году) в энергосистеме Мурманской области в ОЭС Северо-Запада; Наримановской ВЭС (24 МВт в 2015 году) в энергосистеме Астраханской области, Береговой ВЭС (с достижением установленной мощности 90 МВт в 2016 году) и ВЭС в п. Мирный (60 МВт в 2014 году) в энергосистеме Краснодарского края и Республики Адыгея в ОЭС Юга; Оренбургской ВЭС (160 МВт в 2019 году) в энергосистеме Оренбургской области в ОЭС Урала, а также ВЭС в г. Яровое (с достижением установленной мощности 92 МВт в 2017 году) в энергосистеме Алтайского края в ОЭС Сибири.

Объемы дополнительных вводов генерирующих мощностей по предложениям собственников генерирующего оборудования, включая предложения по развитию ВИЭ, представлены в таблице 5.6, на рисунке 5.6 и в приложении N 8. Объемы дополнительной модернизации и реконструкции генерирующего оборудования, а также дополнительные планы по перемаркировке генерирующего оборудования приведены в приложениях N 9, N 10, N 11.

Таблица 5.6. Дополнительные вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

Рисунок 5.6. Дополнительные вводы мощности на электростанциях ЕЭС России

Развитие атомной энергетики в период 2013 - 2019 годов предусматривается на существующих и новых площадках в:

ОЭС Юга - Ростовской АЭС - энергоблоки N 3, N 4 типа ВВЭР мощностью 1100 МВт в 2014 и 2017 годах;

ОЭС Урала - Белоярской АЭС - энергоблок N 4 типа БН-880 мощностью 880 МВт в 2014 году;

ОЭС Северо-Запада - Балтийской АЭС в Калининградской области (с вводом энергоблоков N 1 и N 2 типа ВВЭР-1200 мощностью 1150 МВт в 2017 и 2018 годах) и Ленинградской АЭС-2 в Ленинградской области (с вводом энергоблоков 1 и 2 типа ВВЭР-1200 мощностью 1170 МВт в 2015 и 2016 годах взамен выводимых из эксплуатации в период 2013 - 2017 годов энергоблоков Ленинградской АЭС);

ОЭС Центра - Нововоронежской АЭС-2 с вводом двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1198,8 МВт в 2014 и 2015 годах;

ОЭС Средней Волги - Нижегородской АЭС с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1150 МВт в 2019 году.

Кроме того, в связи с планируемым выводом из эксплуатации Кольской АЭС (в рассматриваемый перспективный период предполагается вывод из эксплуатации первого энергоблока мощностью 440 МВт в 2019 году, энергоблоков N 2 и N 4 мощностью по 440 МВт - в период до 2030 года) при отсутствии замещающих мощностей в целях предотвращения возникновения непокрываемого дефицита мощности на севере Мурманской области необходимо рассмотреть вопрос о сооружении замещающей мощности на Кольской АЭС-2 со строительством объектов 330 кВ и выше схемы выдачи мощности.

Вводы мощности на ГЭС в ЕЭС России в период 2013 - 2019 годов предусматриваются в объеме 2483,5 МВт, при этом приоритетной задачей является завершение строительства ГЭС с высоким уровнем готовности к вводу в эксплуатацию. Так, в ОЭС Сибири планируется завершение строительства Богучанской ГЭС с вводом в эксплуатацию пяти энергоблоков (5 x 333 МВт в 2013 году) и достижением проектной установленной мощности 3000 МВт, в ОЭС Юга - Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (2 x 50 МВт в 2013 году).

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в период 2013 - 2019 годов предусматривается завершение строительства Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме Московской области и г. Москвы в ОЭС Центра (3х210 МВт в 2013 году и 210 МВт в 2014 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Республики Карачаево-Черкесия в ОЭС Юга (2 x 70 МВт в 2014 году).

Строительство новых ГЭС в рассматриваемый перспективный период предусматривается в: ОЭС Юга - Зарамагской ГЭС-1 (2 x 171 МВт в конце 2017 года) и в ОЭС Востока - Нижне-Бурейской ГЭС (2 x 80 МВт в 2015 году и 2 x 80 в 2016 году).

Приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России является применение парогазовых технологий при техническом перевооружении существующих и строительстве новых электростанций, а также создание оборудования, работающего на угле, с суперсверхкритическими параметрами острого пара.

В рассматриваемый перспективный период до 2019 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью 200 МВт и выше) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью ввода:

• в ОЭС Северо-Запада: на Юго-Западной ТЭЦ (ПГУ-300(Т));
• в ОЭС Центра: на Владимирской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т)), Череповецкой ГРЭС (ПГУ-420), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т)), Хуадянь-Тенинской ТЭС (ПГУ-450(Т)), а также на электростанциях ОАО "Мосэнерго": ТЭЦ-12 (ПГУ-220(Т)), ТЭЦ-16 (ПГУ-420(Т)), ТЭЦ-20 (ПГУ-420(Т));
• в ОЭС Юга: на Ставропольской ГРЭС (ПГУ-420, возможно принятие решения о переносе площадки строительства энергоблока);
• в ОЭС Урала: на Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)), Кировской ТЭЦ-3 (ПГУ-200(Т)), Пермской ГРЭС (ПГУ-800), Верхнетагильской ГРЭС (ПГУ-420), Серовской ГРЭС (ПГУ-420), Нижнетуринской ГРЭС (2 x ПГУ-230), Ново-Богословской ТЭЦ (ПГУ-230(Т)), Академической ТЭЦ-1 (ПГУ-200(Т)), Нижневартовской ГРЭС (ПГУ-410), Няганской ГРЭС (3 х ПГУ-418), Ижевской ТЭЦ-1 (ПГУ-230(Т)), Челябинской ГРЭС (2 x ПГУ-225(Т)), ЮжноУральской ГРЭС-2 (2 x ПГУ-400).

Также в период 2013 - 2019 годов планируется ввод крупных (единичной мощностью 200 МВт и выше) энергоблоков на угле:

• в ОЭС Центра: на Черепетской ГРЭС (2 x К-213,8-130);
• в ОЭС Юга: на Новочеркасской ГРЭС (К-330-240);
• в ОЭС Урала: на Троицкой ГРЭС (К-660-240);
• в ОЭС Сибири: на Березовской ГРЭС-1 (К-800-240).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства Северной ПЭС в Мурманской области в ОЭС Северо-Запада (12 МВт в 2016 году).

В настоящее время Центральный энергорайон Якутской энергосистемы и Западный энергорайон Якутской энергосистемы работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон работает в составе ОЭС Востока. В рассматриваемый перспективный период в Центральном энергорайоне предполагается строительство Якутской ГРЭС-2 с вводом четырех ГТУ-42,5 (170 МВт) и еще трех ГТУ-42,5 (127,5 МВт) (по планам ОАО "РАО ЭС Востока").

Объединение Центрального и Южно-Якутского энергорайонов намечается посредством сооружения воздушной линии (ВЛ) 220 кВ Томмот - Майя, объединение Западного энергорайона Якутской энергосистемы с Иркутской энергосистемой ОЭС Сибири за счет сооружения ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто - Сухой Лог - Мамакан.

В настоящее время энергорайон г. Салехарда работает изолированно от ЕЭС России. ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал Полярный" в 2013 - 2014 годах планирует ввод ТЭС "Полярная" мощностью 268 МВт в данном регионе. В рассматриваемом периоде предполагается присоединение энергорайона г. Салехарда к ЕЭС России путем строительства ВЛ 220 кВ Салехард - Надым.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Центральный и Западный энергорайоны Якутской энергосистемы, а также энергорайон г. Салехарда не учитывались в установленной мощности ОЭС и ЕЭС России.

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 2019 году на 14343,7 МВт (6,4%) и составит 237414,5 МВт. К 2019 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2012 годом незначительно увеличится доля АЭС с 11,3% до 11,9% и доля ГЭС и ГАЭС с 20,6% до 21%, доля ТЭС снизится с 68,1% до 67,1%. Доля ВИЭ остается практически неизменной (0,004-0,009%) на протяжении всего рассматриваемого периода.

Структура установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в период 2012 - 2019 годов представлена в таблице 5.7 и на рисунке 5.7.

Таблица 5.7. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

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

5.1.1. Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны энергосистемы Иркутской области

Существующая пропускная способность контролируемого сечения (после выполнения перевода ВЛ Таксимо - Мамакан на напряжение 220 кВ) - 65 МВт не позволяет обеспечить надежное электроснабжение потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов.

Прогнозируемый дефицит активной мощности указанных энергорайонов (81 МВт), определяемый прогнозным потреблением на ОЗП 2012/2013 (87 МВт) и характерной для зимнего периода генерацией Мамаканской ГЭС (6 МВт) превышает максимально допустимый переток (МДП) в нормальной схеме на 16 МВт, а в единичной ремонтной (послеаварийной) схеме - на 26 МВт.

В целях минимизации объема ввода графиков аварийного ограничения режима потребления в нормальной схеме электрической сети в 2012 году на связях Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов с Иркутской энергосистемой осуществлялась длительная работа в вынужденном режиме с существенными рисками полного погашения потребителей энергорайонов при единичном аварийном возмущении.

Реализация технологических мероприятий в целях обеспечения надежного электроснабжения регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения, разработанных и рекомендованных к осуществлению Министерством энергетики Российской Федерации, позволит снизить, но не исключить необходимость ввода графиков аварийного ограничения режима потребления.

Учитывая значительный объем технических условий на технологическое присоединение потребителей к электрическим сетям в указанных районах (в объеме более 250 МВт), на территории Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов необходимо строительство тепловой электростанции установленной мощностью не менее 200 МВт в совокупности с развитием электрической сети 220 кВ.

5.1.2. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края

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

• ВЛ 500 кВ Кубанская - Центральная;
• ВЛ 500 кВ Тихорецк - Кубанская;
• ВЛ 220 кВ Афипская - Кубанская;
• ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Кирилловская;
• ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская;
• ВЛ 110 кВ Ильская - Холмская;
• ВЛ 110 кВ Новомышастовская - ВНИИРИС;
• ВЛ 110 кВ Забойская - Гривенская.

Основные показатели баланса мощности Юго-западного энергорайона на перспективу до 2019 года приведены в таблице 5.8.

При определении максимально допустимых перетоков (МДП) в контролируемом сечении "Юго-Запад" учтено:

• ввод в работу автотрансформатора (АТ) номер 3 220/110 кВ на подстанции (ПС) 220 кВ Крымская (2013 год);
• ввод в работу 3 автотрансформаторной группы (АТГ) 500/220 кВ на ПС 500 кВ Кубанская (2013 год);
• ввод в работу ПС 220 кВ Бужора с заходами ВЛ 110 кВ и 220 кВ (2013 год);
• строительство ВЛ 220 кВ Бужора - Кубанская (в габаритах 500 кВ) (2014 год). Перевод ВЛ Бужора (Анапа) - Кубанская на номинальное напряжение 500 кВ;
• ВЛ 500 кВ Анапа (Бужора) - Андреевская (2019 год).

Таблица 5.8. Баланс мощности Юго-Западного энергорайона на 2013 - 2019 годы, МВт

5.1.3. Территория юго-восточной части ОЭС Юга (энергосистемы Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия - Алания)

• ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

• 1200 МВт - в нормальной схеме электрической сети;
• 750 МВт - в схеме отключенного состояния ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2.

При аварийном отключении одной из ВЛ 330 кВ, входящих в контролируемое сечение, требуется использование резервов мощности ГЭС, объем и возможность продолжительной реализации которых существенно ограничены вследствие недостаточности гидроресурсов на длительном интервале времени, с последующим вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

Основные показатели баланса мощности юго-восточной части ОЭС Юга на перспективу до 2019 года приведены в таблице 5.9.

При определении МДП в контролируемом сечении "Терек" учтено:

• строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (2016 год);
• строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 (2015 год).

Таблица 5.9. Баланс мощности юго-восточной части ОЭС Юга, МВт

6. Балансы мощности и электрической энергии ОЭС и ЕЭС России на 2013 - 2019 годы

6.1. Балансы мощности