Схема и программа развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы
Министерство энергетики Российской Федерации · № 2328Действующий акт
(утв. Приказом Минэнерго России от 29.11.2024 № 2328)
Примечание
Текст документа приведен в соответствии с публикацией на сайте https://minenergo.gov.ru/ по состоянию на 04.12.2024.
Утверждены Приказом Минэнерго России от 29 ноября 2024 г. № 2328
СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ РОССИИ НА 2025 — 2030 ГОДЫ
I. Общие положения
1. Настоящие схема и программа развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы (далее — схема и программа) разработаны в целях:
формирования состава объектов по производству электрической энергии и мощности для обеспечения удовлетворения прогнозируемой потребности в электрической энергии и мощности в Единой энергетической системе России (далее — ЕЭС России) и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах (далее — ТИТЭС) на период 2025 — 2030 годов;
предотвращения прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности с учетом прогнозируемых режимов работы энергосистем при работе в схемно-режимных и режимно-балансовых условиях, определенных Методическими указаниями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 06.12.2022 № 1286;
определения решений по размещению линий электропередачи и подстанций классом напряжения 110 кВ и выше в ЕЭС России и 35 кВ и выше в ТИТЭС, необходимых для обеспечения удовлетворения прогнозируемой потребности в электрической энергии и мощности по электроэнергетическим системам на период 2025 — 2030 годов, а также обеспечения нахождения параметров электроэнергетического режима работы ЕЭС России, отдельных ее частей и ТИТЭС в области допустимых значений.
2. Схема и программа разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 (далее — Правила). С учетом требований Правил фактические и прогнозные показатели балансов электрической энергии и мощности ЕЭС России сформированы без учета энергосистем новых субъектов Российской Федерации.
II. Фактическое состояние электроэнергетики
Установленная мощность электростанций ЕЭС России и ТИТЭС на начало 2024 года составила 253 535,1 МВт, из них 29 649,0 МВт (11,69%) — на атомных электростанциях, 52 839,9 МВт (20,84%) — на гидравлических электростанциях, 166 356,4 МВт (65,61%) — на тепловых электростанциях, 4 689,8 МВт (1,85%) — на электростанциях, функционирующих на базе возобновляемых источников энергии — солнечных и ветровых электростанциях (далее — ВИЭ-электростанции).
Производство электрической энергии ЕЭС России и ТИТЭС в 2023 году составило 1 149 983,6 млн кВт·ч, из них 217 696,7 млн кВт·ч (18,93%) — на атомных электростанциях, 202 618,4 млн кВт·ч (17,62%) — на гидравлических электростанциях, 720 662,1 млн кВт·ч (62,67%) — на тепловых электростанциях, 9 006,4 млн кВт·ч (0,78%) — на ВИЭ-электростанциях.
Потребление электрической энергии по ЕЭС России в 2023 году составило 1 121 724,6 млн кВт·ч, максимум потребления мощности составил 168 741 МВт.
Потребление электрической энергии по ТИТЭС в 2023 году составило 15 879,3 млн кВт·ч, сумма собственных максимумов потребления мощности составила 2 443 МВт.
Наиболее высокий объем прироста потребления электрической энергии в 2023 году к фактическим значениям предыдущего года показали предприятия обрабатывающих производств.
За период 2019 — 2023 годов потребление электрической энергии по ЕЭС России увеличилось на 66 165,6 млн кВт·ч, максимум потребления мощности увеличился на 16 864 МВт, установленная мощность электростанций увеличилась на 4 921,7 МВт, производство электрической энергии увеличилось на 63 182 млн кВт·ч.
За период 2019 — 2023 годов потребление электрической энергии по ТИТЭС увеличилось на 1 196,6 млн кВт·ч, сумма собственных максимумов потребления мощности увеличилась на 208 МВт, установленная мощность электростанций увеличилась на 367 МВт, производство электрической энергии увеличилось на 1 196,6 млн кВт·ч.
Объем ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей в ЕЭС России и ТИТЭС за период 2019 — 2023 годов составил 10 447,1 МВт, объем вывода из эксплуатации генерирующих мощностей в указанный период составил 8 588,3 МВт.
Протяженность электрических сетей напряжением 220 — 750 кВ ЕЭС России в период 2019 — 2023 годов увеличилась на 11 450,9 км, суммарная мощность трансформаторных подстанций напряжением 220 — 750 кВ увеличилась на 26 770 МВА.
Потребление электрической энергии по ЕЭС России в 2024 году ожидается в объеме 1 158 695 млн кВт·ч, максимум потребления мощности ожидается на уровне 170 085 МВт.
Потребление электрической энергии по ТИТЭС в 2024 году ожидается в объеме 16 366 млн кВт·ч, сумма собственных максимумов потребления мощности ожидается на уровне 2 513 МВт.
Установленная мощность электростанций ЕЭС России и ТИТЭС на конец 2024 года ожидается 255 017,7 МВт, из них 28 649,0 МВт (11,23%) — на атомных электростанциях, 52 954,6 МВт (20,77%) — на гидравлических электростанциях, 168 072,7 МВт (65,91%) — на тепловых электростанциях, 5 341,4 МВт (2,09%) — на ВИЭ-электростанциях.
III. Развитие ЕЭС России и ТИТЭС до 2030 года
Прогноз потребления электрической энергии и мощности в период 2025 — 2030 годов по ЕЭС России и ТИТЭС разработан на основе сложившейся структуры потребления электрической энергии с учетом планов действующих крупных потребителей по изменению объема и режимов потребления электрической энергии и инвестиционных проектов по созданию новых и развитию (модернизации) действующих производств, информация о которых в том числе предоставлена органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации. В прогнозе потребления учтено свыше 1 400 инвестиционных проектов суммарным потреблением электрической энергии 86 011,7 млн кВт·ч.
Прогноз потребления электрической энергии по ЕЭС России предполагает его увеличение к 2030 году до 1 297 958 млн кВт·ч, максимум потребления мощности увеличится до 186 702 МВт, среднегодовые темпы прироста потребления электрической энергии и максимума потребления мощности относительно 2023 года составят 2,11% и 1,46% соответственно.
Прогноз потребления электрической энергии по ТИТЭС предполагает его увеличение к 2030 году до 18 531 млн кВт·ч, сумма собственных максимумов потребления мощности увеличится до 2 791 МВт, среднегодовые темпы прироста потребления электрической энергии и максимума потребления мощности относительно 2023 года составят 2,23% и 1,92% соответственно.
Число часов использования максимума потребления мощности ЕЭС России в соответствии с прогнозом потребления ожидается в диапазоне 6 835 — 6 930 ч/год с тенденцией к увеличению на 95 часов к 2030 году, что обусловлено планируемым присоединением новых потребителей промышленной сферы.
Число часов использования максимума потребления мощности ТИТЭС в соответствии с прогнозом потребления ожидается в диапазоне 6 256 — 6 640 ч/год с тенденцией к увеличению на 384 часа к 2030 году, что обусловлено планируемым присоединением новых потребителей промышленной сферы.
Балансовые показатели по ЕЭС России, синхронным зонам, территориальным энергосистемам, входящим в ЕЭС России, и ТИТЭС на период 2025 — 2030 годов представлены в приложении № 1 к схеме и программе.
Основным направлением развития атомных электростанций является строительство энергоблоков с реакторами нового типа ВВЭР-ТОИ для замены энергоблоков серии РБМК-1000 на Курской АЭС, строительство энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200 для замены энергоблоков серии РБМК-1000 на Ленинградской АЭС, а также строительство инновационного энергоблока БРЕСТ-ОД-300 на площадке опытно-демонстрационного энергоблока в г. Северске.
Основным направлением развития тепловых электростанций является проведение модернизации существующего генерирующего оборудования, в том числе с использованием паросилового цикла и газотурбинных установок большой мощности отечественного производства.
Объем вывода из эксплуатации генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России и ТИТЭС (в том числе под замену новым оборудованием) в период 2025 — 2030 годов составит:
атомные электростанции — 2 036,0 МВт;
тепловые электростанции — 3 146,0 МВт;
гидравлические электростанции и ВИЭ-электростанции — не планируется.
Прогнозируемое снижение суммарной установленной мощности действующих в настоящее время электростанций ЕЭС России и ТИТЭС в связи с выводом из эксплуатации оборудования атомных и тепловых электростанций в период 2025 — 2030 годов составит 5 182,0 МВт.
Объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования электростанций в период 2025 — 2030 годов составит:
атомные электростанции — 3 850,0 МВт;
тепловые электростанции — 7 876,2 МВт (5 354,2 МВт на газе, 2 095,0 МВт на угле и 427,0 МВт на прочих видах топлива (твердые бытовые отходы, черный щелок), из них 2 273,0 МВт — на конденсационных электростанциях и 5 603,2 МВт — на теплоэлектроцентралях;
гидравлические и гидроаккумулирующие электростанции — 1 091,4 МВт;
ВИЭ-электростанции — 4 523,8 МВт.
Общий объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования до 2030 года составит 17 341,4 МВт.
Увеличение установленной мощности, связанное с реконструкцией и модернизацией генерирующего оборудования, в период 2025 — 2030 годов составит 1 001,5 МВт.
Перечень планируемых изменений установленной генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии в ЕЭС России и ТИТЭС на период 2025 — 2030 годов, удовлетворяющих требованиям пункта 59 Правил, представлен в приложении № 2 к схеме и программе.
Суммарная установленная мощность электростанций ЕЭС России и ТИТЭС с учетом прогнозируемой динамики установленной мощности действующих электростанций и указанного объема вводов в эксплуатацию нового генерирующего оборудования к 2030 году составит 268 178,5 МВт, в том числе: по ЕЭС России — 262 812,9 МВт, по ТИТЭС — 5 365,6 МВт.
С учетом указанных изменений структура установленной мощности ЕЭС России и ТИТЭС до 2030 года в целом сохранится при незначительном снижении доли тепловых электростанций (с 65,61% в 2023 году до 64,72% в 2030 году) и увеличении доли ВИЭ-электростанций (с 1,85% в 2023 году до 3,68% в 2030 году).
Потребность тепловых электростанций ЕЭС России и ТИТЭС в топливе к 2030 году составит 359,7 млн тонн условного топлива, в том числе: по 1-й синхронной зоне ЕЭС России — 333,7 млн тонн условного топлива, по 2-й синхронной зоне ЕЭС России — 20,6 млн тонн условного топлива, по ТИТЭС — 5,4 млн тонн условного топлива.
Структура используемого топлива в ЕЭС России и ТИТЭС к 2030 году останется практически без изменений: доля угля в 2030 году составит 23,49% при сохранении доли газа на уровне 71,05% к 2030 году. Доля нефтетоплива составит 0,63% к 2030 году, доля прочего топлива — 4,83%.
Перечень и описание территорий технологически необходимой генерации, на которых определено наличие в нормальной или единичной ремонтной схеме дефицита активной мощности, не покрываемого с использованием учтенных объектов по производству электрической энергии и мероприятий по развитию электрических сетей, представлен в приложении № 3 к схеме и программе.
Перечень реализуемых и перспективных мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в ЕЭС России и 35 кВ и выше в ТИТЭС (включая мероприятия по развитию устройств и комплексов противоаварийной автоматики), удовлетворяющих требованиям пункта 57 Правил, представлен в приложении № 4 к схеме и программе.
В связи с планируемой в 2025 году синхронизацией энергосистем стран Балтии с энергообъединением стран Континентальной Европы для энергосистемы Калининградской области обеспечена возможность работы в изолированном режиме в течение длительного периода при условии обеспеченности электростанций топливом. Для этого реализован ряд технических мероприятий, в том числе диверсификация топливно-энергетического баланса Калининградской области, ввод в работу новых электростанций, развитие сетевой инфраструктуры и реализация технических решений по противоаварийному управлению.
Реализация запланированных мероприятий по развитию генерирующих мощностей и электрических сетей позволит обеспечить надежное функционирование энергосистем с учетом прогнозируемого роста потребления электрической энергии и мощности.
Показатели балансовой надежности зон надежности ЕЭС России и ТИТЭС приведены в приложении № 5 к схеме и программе.
Прогнозные объемы капитальных вложений в строительство (реконструкцию) объектов по производству электрической энергии в целом по ЕЭС России, по синхронным зонам и ТИТЭС приведены в приложении № 6 к схеме и программе.
Прогнозные объемы капитальных вложений в строительство (реконструкцию) объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 110 кВ и выше в целом по ЕЭС России и по территориям субъектов Российской Федерации и 35 кВ и выше в ТИТЭС приведены в приложении № 7 к схеме и программе.
Совокупный объем инвестиций для реализации мероприятий, предусмотренных схемой и программой, в прогнозных ценах должен составить 6 142,09 млрд руб. с НДС для ЕЭС России и 39,29 млрд руб. с НДС для ТИТЭС.
Результаты оценки тарифных последствий реализации технических решений схемы и программы в магистральной и распределительных сетях по субъектам Российской Федерации приведены в приложении № 8 к схеме и программе.
Приложение № 1 к схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы
БАЛАНСОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПО СИНХРОННЫМ ЗОНАМ, ТЕРРИТОРИАЛЬНЫМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ СИСТЕМАМ, ВХОДЯЩИМ В ЕЭС РОССИИ, И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫМ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ СИСТЕМАМ
| Энергосистема/субъект Российской Федерации | Показатель | Единица измерения | Факт | Оценка | Прогноз | ||||||
| 2022 г. | 2023 г. | 2024 г. | 2025 г. | 2026 г. | 2027 г. | 2028 г. | 2029 г. | 2030 г. | |||
| ЕЭС России | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 1 106 369,84 | 1 121 724,64 | 1 165 866,00 | 1 191 052,00 | 1 220 512,00 | 1 245 842,00 | 1 269 485,00 | 1 282 663,00 | 1 297 958,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 158 864,00 | 168 741,00 | 170 085,00 | 173 860,00 | 177 257,00 | 180 472,00 | 182 880,00 | 185 136,00 | 186 702,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 247 601,77 | 248 164,88 | 249 570,49 | 253 526,80 | 254 807,52 | 257 201,21 | 261 624,10 | 263 662,90 | 262 812,90 | |
| 1-я синхронная зона ЕЭС России | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 1 061 909,47 | 1 075 775,09 | 1 117 269,00 | 1 140 046,00 | 1 164 845,00 | 1 185 858,00 | 1 206 060,00 | 1 218 700,00 | 1 233 872,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 152 118,00 | 161 593,00 | 162 535,00 | 165 976,00 | 169 104,00 | 171 783,00 | 173 806,00 | 176 046,00 | 177 598,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 236 359,88 | 236 952,99 | 238 258,60 | 242 120,40 | 243 113,12 | 244 725,40 | 248 133,29 | 250 172,09 | 249 322,09 | |
| Архангельская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 7 203,17 | 7 152,30 | 7 216,00 | 7 289,00 | 7 330,00 | 7 394,00 | 7 449,00 | 7 463,00 | 7 474,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 110,00 | 1 158,00 | 1 160,00 | 1 155,00 | 1 160,00 | 1 165,00 | 1 170,00 | 1 175,00 | 1 175,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 600,10 | 1 600,10 | 1 600,10 | 1 600,10 | 1 600,10 | 1 600,10 | 1 600,10 | 1 600,10 | 1 600,10 | |
| Калининградская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 4 690,29 | 4 729,49 | 4 969,00 | 4 980,00 | 5 068,00 | 5 172,00 | 5 297,00 | 5 365,00 | 5 421,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 805,00 | 806,00 | 823,00 | 853,00 | 864,00 | 881,00 | 894,00 | 898,00 | 899,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 919,32 | 1 918,72 | 1 918,72 | 1 924,72 | 1 924,72 | 1 924,72 | 1 924,72 | 1 924,72 | 1 924,72 | |
| Республика Карелия | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 8 298,68 | 8 541,92 | 9 028,00 | 9 081,00 | 9 215,00 | 9 369,00 | 9 518,00 | 9 667,00 | 9 915,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 244,00 | 1 300,00 | 1 336,00 | 1 361,00 | 1 380,00 | 1 393,00 | 1 407,00 | 1 433,00 | 1 470,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 094,91 | 1 094,91 | 1 152,81 | 1 152,81 | 1 152,81 | 1 152,81 | 1 152,81 | 1 152,81 | 1 152,81 | |
| Республика Коми | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 8 903,98 | 8 702,02 | 8 842,00 | 9 011,00 | 9 075,00 | 9 196,00 | 9 340,00 | 9 358,00 | 9 402,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 260,00 | 1 276,00 | 1 280,00 | 1 302,00 | 1 312,00 | 1 327,00 | 1 334,00 | 1 340,00 | 1 344,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 568,03 | 2 567,98 | 2 561,98 | 2 561,98 | 2 561,98 | 2 561,98 | 2 561,98 | 2 561,98 | 2 561,98 | |
| Мурманская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 11 998,40 | 11 934,23 | 12 083,00 | 12 894,00 | 13 714,00 | 13 812,00 | 13 860,00 | 14 256,00 | 16 304,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 786,00 | 1 837,00 | 1 805,00 | 1 941,00 | 1 961,00 | 1 967,00 | 1 967,00 | 2 351,00 | 2 657,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 3 829,35 | 3 837,35 | 3 836,25 | 3 836,25 | 3 852,75 | 3 852,75 | 3 852,75 | 3 852,75 | 3 852,75 | |
| г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 48 974,40 | 49 120,03 | 52 038,00 | 52 645,00 | 53 510,00 | 54 307,00 | 55 464,00 | 56 625,00 | 58 883,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 8 004,00 | 8 234,00 | 8 333,00 | 8 547,00 | 8 621,00 | 8 660,00 | 8 904,00 | 9 121,00 | 9 266,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 13 218,25 | 13 246,25 | 13 236,15 | 13 236,15 | 13 241,15 | 13 241,15 | 13 241,15 | 13 241,15 | 12 391,15 | |
| г. Санкт-Петербург | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 25 419,10 | 25 577,97 | 27 097,00 | 27 085,00 | 27 607,00 | 28 047,00 | 28 671,00 | 28 777,00 | 29 028,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 4 344,00 | 4 459,00 | 4 298,00 | 4 427,00 | 4 466,00 | 4 496,00 | 4 577,00 | 4 592,00 | 4 607,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 4 583,26 | 4 606,26 | 4 586,16 | 4 586,16 | 4 586,16 | 4 586,16 | 4 586,16 | 4 586,16 | 4 586,16 | |
| Ленинградская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 23 555,30 | 23 542,06 | 24 941,00 | 25 560,00 | 25 903,00 | 26 261,00 | 26 794,00 | 27 848,00 | 29 855,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 3 659,00 | 3 820,00 | 4 036,00 | 4 120,00 | 4 155,00 | 4 163,00 | 4 327,00 | 4 529,00 | 4 659,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 8 634,98 | 8 639,98 | 8 649,98 | 8 649,98 | 8 654,98 | 8 654,98 | 8 654,98 | 8 654,98 | 7 804,98 | |
| Новгородская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 4 667,99 | 4 786,92 | 5 045,00 | 5 115,00 | 5 284,00 | 5 298,00 | 5 321,00 | 5 315,00 | 5 323,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 709,00 | 741,00 | 765,00 | 773,00 | 795,00 | 798,00 | 801,00 | 803,00 | 804,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 428,52 | 428,52 | 428,52 | 428,52 | 417,52 | 417,52 | 417,52 | 417,52 | 417,52 | |
| Псковская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 2 395,55 | 2 456,51 | 2 601,00 | 2 604,00 | 2 685,00 | 2 712,00 | 2 747,00 | 2 768,00 | 2 796,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 414,00 | 437,00 | 456,00 | 442,00 | 451,00 | 461,00 | 471,00 | 476,00 | 480,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 445,74 | 445,74 | 445,74 | 445,74 | 445,74 | 445,74 | 445,74 | 445,74 | 445,74 | |
| Белгородская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 16 091,47 | 15 933,07 | 16 234,00 | 16 463,00 | 16 752,00 | 16 968,00 | 17 130,00 | 17 291,00 | 17 418,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 2 344,00 | 2 263,00 | 2 328,00 | 2 356,00 | 2 398,00 | 2 429,00 | 2 447,00 | 2 478,00 | 2 497,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 234,98 | 234,98 | 234,98 | 234,98 | 234,98 | 234,98 | 234,98 | 234,98 | 234,98 | |
| Брянская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 4 406,89 | 4 344,16 | 4 455,00 | 4 452,00 | 4 494,00 | 4 542,00 | 4 572,00 | 4 582,00 | 4 597,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 732,00 | 711,00 | 757,00 | 763,00 | 762,00 | 767,00 | 770,00 | 774,00 | 776,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 23,25 | 23,25 | 23,25 | 23,25 | 23,25 | 23,25 | 23,25 | 23,25 | 23,25 | |
| Владимирская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 7 336,31 | 7 480,95 | 7 799,00 | 7 796,00 | 7 825,00 | 7 844,00 | 7 877,00 | 7 866,00 | 7 877,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 196,00 | 1 236,00 | 1 253,00 | 1 273,00 | 1 271,00 | 1 273,00 | 1 275,00 | 1 276,00 | 1 278,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 602,00 | 602,00 | 602,00 | 602,00 | 602,00 | 602,00 | 602,00 | 602,00 | 602,00 | |
| Вологодская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 14 281,61 | 14 337,84 | 14 208,00 | 14 516,00 | 14 749,00 | 14 972,00 | 15 116,00 | 15 176,00 | 15 277,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 2 083,00 | 2 084,00 | 2 147,00 | 2 119,00 | 2 152,00 | 2 172,00 | 2 191,00 | 2 195,00 | 2 199,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 413,99 | 1 429,99 | 1 459,79 | 1 459,79 | 1 459,79 | 1 459,79 | 1 459,79 | 1 459,79 | 1 459,79 | |
| Воронежская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 12 533,30 | 12 593,99 | 13 224,00 | 13 247,00 | 13 448,00 | 13 721,00 | 13 926,00 | 14 110,00 | 14 333,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 925,00 | 1 990,00 | 2 095,00 | 2 121,00 | 2 137,00 | 2 156,00 | 2 179,00 | 2 213,00 | 2 231,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 4 283,62 | 4 312,02 | 4 312,02 | 4 312,02 | 4 314,02 | 4 314,02 | 4 314,02 | 4 314,02 | 4 314,02 | |
| Ивановская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 3 542,06 | 3 539,19 | 3 748,00 | 3 739,00 | 3 749,00 | 3 771,00 | 3 853,00 | 3 898,00 | 3 909,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 614,00 | 651,00 | 654,00 | 661,00 | 661,00 | 678,00 | 680,00 | 682,00 | 683,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 922,00 | 922,00 | 1 253,21 | 1 203,21 | 1 203,21 | 1 203,21 | 1 203,21 | 1 203,21 | 1 203,21 | |
| Калужская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 7 402,21 | 7 449,33 | 7 802,00 | 7 955,00 | 8 239,00 | 8 491,00 | 8 798,00 | 9 019,00 | 9 262,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 253,00 | 1 291,00 | 1 295,00 | 1 350,00 | 1 443,00 | 1 462,00 | 1 472,00 | 1 482,00 | 1 492,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 142,03 | 150,03 | 154,63 | 154,63 | 154,63 | 154,63 | 154,63 | 154,63 | 154,63 | |
| Костромская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 3 650,16 | 3 619,11 | 3 900,00 | 3 892,00 | 3 897,00 | 3 901,00 | 3 915,00 | 3 907,00 | 3 911,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 614,00 | 626,00 | 636,00 | 654,00 | 654,00 | 655,00 | 655,00 | 656,00 | 656,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 3 875,76 | 3 905,76 | 3 935,76 | 3 965,76 | 4 025,76 | 4 065,76 | 4 065,76 | 4 065,76 | 4 065,76 | |
| Курская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 8 266,41 | 8 427,04 | 8 142,00 | 9 050,00 | 9 232,00 | 9 629,00 | 10 243,00 | 10 505,00 | 10 599,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 198,00 | 1 196,00 | 1 220,00 | 1 319,00 | 1 350,00 | 1 435,00 | 1 438,00 | 1 440,00 | 1 446,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 3 270,70 | 3 290,95 | 2 290,95 | 3 490,95 | 3 490,95 | 4 690,95 | 4 690,95 | 4 690,95 | 4 690,95 | |
| Липецкая область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 13 868,99 | 13 967,99 | 14 060,00 | 14 174,00 | 14 286,00 | 14 361,00 | 14 443,00 | 14 467,00 | 14 529,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 2 097,00 | 2 073,00 | 2 158,00 | 2 191,00 | 2 207,00 | 2 208,00 | 2 209,00 | 2 219,00 | 2 228,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 132,63 | 1 132,63 | 1 132,63 | 1 432,63 | 1 432,63 | 1 432,63 | 1 432,63 | 1 432,63 | 1 432,63 | |
| г. Москвы и Московской области | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 117 383,20 | 118 801,89 | 125 728,00 | 125 677,00 | 126 627,00 | 127 817,00 | 129 518,00 | 131 531,00 | 132 689,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 18 665,00 | 19 790,00 | 20 450,00 | 20 850,00 | 21 220,00 | 21 530,00 | 21 850,00 | 22 140,00 | 22 440,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 16 233,03 | 16 108,03 | 16 188,04 | 16 331,04 | 16 338,04 | 16 376,04 | 18 112,44 | 18 112,44 | 18 112,44 | |
| г. Москва | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 55 425,70 | 55 807,08 | 60 111,00 | 60 088,00 | 60 713,00 | 61 380,00 | 62 738,00 | 63 209,00 | 63 880,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 9 322,00 | 9 653,00 | 10 120,00 | 10 400,00 | 10 620,00 | 10 810,00 | 10 980,00 | 11 170,00 | 11 350,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 10 748,48 | 10 623,48 | 10 633,49 | 10 633,49 | 10 640,49 | 10 678,49 | 10 678,49 | 10 678,49 | 10 678,49 | |
| Московская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 61 957,50 | 62 994,81 | 65 617,00 | 65 589,00 | 65 914,00 | 66 437,00 | 66 780,00 | 68 322,00 | 68 809,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 9 343,00 | 10 241,00 | 10 330,00 | 10 450,00 | 10 600,00 | 10 720,00 | 10 870,00 | 10 970,00 | 11 090,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 5 484,55 | 5 484,55 | 5 554,55 | 5 697,55 | 5 697,55 | 5 697,55 | 7 433,95 | 7 433,95 | 7 433,95 | |
| Орловская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 2 898,63 | 2 865,55 | 2 984,00 | 3 006,00 | 3 017,00 | 3 032,00 | 3 049,00 | 3 050,00 | 3 062,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 466,00 | 474,00 | 495,00 | 500,00 | 501,00 | 501,00 | 502,00 | 505,00 | 506,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 381,34 | 381,34 | 387,09 | 387,09 | 387,09 | 387,09 | 387,09 | 387,09 | 387,09 | |
| Рязанская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 6 961,87 | 7 150,37 | 7 481,00 | 7 468,00 | 7 479,00 | 7 454,00 | 7 605,00 | 7 729,00 | 7 764,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 064,00 | 1 143,00 | 1 183,00 | 1 152,00 | 1 153,00 | 1 153,00 | 1 182,00 | 1 199,00 | 1 200,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 3 699,70 | 3 699,70 | 3 699,70 | 3 699,70 | 3 699,70 | 3 699,70 | 3 699,70 | 3 699,70 | 3 699,70 | |
| Смоленская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 6 485,49 | 6 545,87 | 6 689,00 | 6 517,00 | 6 511,00 | 6 612,00 | 6 642,00 | 6 686,00 | 6 614,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 044,00 | 1 045,00 | 1 057,00 | 1 058,00 | 1 060,00 | 1 063,00 | 1 065,00 | 1 067,00 | 1 069,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 3 995,00 | 3 995,00 | 3 931,00 | 3 952,00 | 3 952,00 | 3 952,00 | 3 952,00 | 3 952,00 | 3 952,00 | |
| Тамбовская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 3 535,27 | 3 495,09 | 3 648,00 | 3 642,00 | 3 707,00 | 3 730,00 | 3 745,00 | 3 739,00 | 3 743,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 593,00 | 610,00 | 607,00 | 630,00 | 631,00 | 632,00 | 633,00 | 633,00 | 634,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 283,00 | 283,00 | 290,00 | 310,00 | 310,00 | 461,20 | 461,20 | 461,20 | 461,20 | |
| Тверская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 9 050,94 | 9 258,38 | 9 567,00 | 9 660,00 | 9 773,00 | 9 743,00 | 9 957,00 | 10 098,00 | 10 094,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 398,00 | 1 418,00 | 1 478,00 | 1 497,00 | 1 514,00 | 1 527,00 | 1 537,00 | 1 547,00 | 1 556,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 6 797,60 | 6 797,60 | 6 797,60 | 6 797,60 | 6 797,60 | 6 797,60 | 6 797,60 | 6 797,60 | 6 797,60 | |
| Тульская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 11 134,77 | 11 261,20 | 11 749,00 | 12 016,00 | 12 221,00 | 12 412,00 | 12 619,00 | 12 749,00 | 12 998,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 712,00 | 1 752,00 | 1 852,00 | 1 881,00 | 1 904,00 | 1 940,00 | 1 935,00 | 2 002,00 | 2 019,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 639,21 | 1 596,21 | 1 571,21 | 1 571,21 | 1 571,21 | 1 571,21 | 1 571,21 | 1 571,21 | 1 571,21 | |
| Ярославская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 8 496,12 | 8 621,60 | 9 009,00 | 8 978,00 | 8 980,00 | 9 073,00 | 9 233,00 | 9 379,00 | 9 499,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 410,00 | 1 491,00 | 1 478,00 | 1 493,00 | 1 493,00 | 1 519,00 | 1 527,00 | 1 538,00 | 1 549,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 574,73 | 1 574,73 | 1 574,73 | 1 574,73 | 1 584,73 | 1 584,73 | 1 584,73 | 1 584,73 | 1 584,73 | |
| Республика Марий Эл | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 2 458,34 | 2 624,21 | 2 899,00 | 2 730,00 | 2 758,00 | 2 784,00 | 2 818,00 | 2 837,00 | 2 867,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 424,00 | 495,00 | 531,00 | 490,00 | 494,00 | 498,00 | 504,00 | 508,00 | 513,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 252,00 | 252,00 | 249,00 | 249,00 | 249,00 | 249,00 | 249,00 | 249,00 | 249,00 | |
| Республика Мордовия | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 3 407,67 | 3 457,49 | 3 606,00 | 3 645,00 | 3 704,00 | 3 722,00 | 3 745,00 | 3 749,00 | 3 762,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 547,00 | 579,00 | 579,00 | 591,00 | 595,00 | 595,00 | 596,00 | 596,00 | 597,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 388,00 | 388,00 | 388,00 | 388,00 | 388,00 | 388,00 | 388,00 | 388,00 | 388,00 | |
| Нижегородская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 20 075,02 | 20 429,48 | 21 068,00 | 22 066,00 | 22 525,00 | 22 721,00 | 22 980,00 | 23 175,00 | 23 424,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 3 156,00 | 3 291,00 | 3 476,00 | 3 535,00 | 3 574,00 | 3 606,00 | 3 635,00 | 3 664,00 | 3 693,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 740,63 | 2 744,93 | 2 752,43 | 2 759,93 | 2 759,93 | 2 767,43 | 2 767,43 | 2 774,93 | 2 774,93 | |
| Пензенская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 4 836,53 | 4 774,07 | 4 953,00 | 5 015,00 | 5 123,00 | 5 133,00 | 5 220,00 | 5 288,00 | 5 333,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 812,00 | 846,00 | 870,00 | 873,00 | 902,00 | 887,00 | 890,00 | 899,00 | 902,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 376,00 | 376,00 | 376,00 | 376,00 | 376,00 | 376,00 | 376,00 | 376,00 | 376,00 | |
| Самарская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 23 139,19 | 23 422,90 | 24 331,00 | 24 693,00 | 25 436,00 | 25 744,00 | 26 166,00 | 26 437,00 | 26 637,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 3 544,00 | 3 784,00 | 3 784,00 | 3 809,00 | 3 925,00 | 3 965,00 | 3 997,00 | 4 033,00 | 4 049,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 5 809,09 | 5 810,25 | 5 933,45 | 6 078,35 | 6 078,35 | 6 083,35 | 6 083,35 | 6 418,35 | 6 418,35 | |
| Саратовская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 13 053,52 | 13 069,47 | 13 624,00 | 14 059,00 | 14 180,00 | 14 684,00 | 15 350,00 | 15 666,00 | 16 032,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 2 003,00 | 2 089,00 | 2 096,00 | 2 249,00 | 2 270,00 | 2 309,00 | 2 363,00 | 2 392,00 | 2 423,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 6 614,00 | 6 638,00 | 6 644,00 | 6 911,90 | 6 964,90 | 6 964,90 | 6 979,90 | 6 979,90 | 6 979,90 | |
| Республика Татарстан | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 33 001,85 | 33 365,83 | 34 747,00 | 35 195,00 | 35 883,00 | 36 525,00 | 37 294,00 | 37 764,00 | 38 289,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 4 821,00 | 5 102,00 | 5 157,00 | 5 174,00 | 5 280,00 | 5 370,00 | 5 468,00 | 5 553,00 | 5 634,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 8 589,01 | 8 593,01 | 8 636,58 | 8 691,58 | 8 693,58 | 8 713,58 | 9 062,58 | 9 062,58 | 9 062,58 | |
| Ульяновская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 5 598,35 | 5 570,00 | 5 855,00 | 5 839,00 | 5 925,00 | 6 006,00 | 6 064,00 | 6 094,00 | 6 121,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 990,00 | 984,00 | 987,00 | 1 010,00 | 1 023,00 | 1 032,00 | 1 040,00 | 1 049,00 | 1 059,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 029,90 | 1 029,90 | 1 029,90 | 1 029,90 | 1 029,90 | 1 029,90 | 1 029,90 | 1 029,90 | 1 029,90 | |
| Чувашская Республика — Чувашия | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 5 310,20 | 5 384,20 | 5 571,00 | 5 558,00 | 5 602,00 | 5 675,00 | 5 730,00 | 5 752,00 | 5 790,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 880,00 | 941,00 | 946,00 | 946,00 | 951,00 | 956,00 | 961,00 | 964,00 | 967,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 181,00 | 2 181,00 | 2 181,00 | 2 181,00 | 2 131,00 | 2 131,00 | 2 131,00 | 2 131,00 | 2 131,00 | |
| Астраханская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 4 236,58 | 4 394,41 | 4 458,00 | 4 504,00 | 4 569,00 | 4 644,00 | 4 707,00 | 4 758,00 | 4 799,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 698,00 | 771,00 | 755,00 | 760,00 | 759,00 | 775,00 | 775,00 | 775,00 | 775,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 369,20 | 1 369,20 | 1 437,80 | 1 437,80 | 1 587,80 | 1 707,80 | 1 870,30 | 1 945,30 | 1 945,30 | |
| Волгоградская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 16 686,20 | 16 784,29 | 17 037,00 | 17 215,00 | 17 467,00 | 18 108,00 | 18 798,00 | 19 097,00 | 19 448,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 2 597,00 | 2 608,00 | 2 594,00 | 2 703,00 | 2 824,00 | 2 869,00 | 2 927,00 | 2 973,00 | 3 004,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 4 320,99 | 4 326,99 | 4 357,74 | 4 665,54 | 4 676,04 | 5 041,09 | 5 216,09 | 5 478,59 | 5 478,59 | |
| Республика Дагестан | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 8 482,03 | 8 626,00 | 9 358,00 | 9 367,00 | 9 553,00 | 9 772,00 | 10 005,00 | 10 280,00 | 10 519,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 463,00 | 1 546,00 | 1 615,00 | 1 681,00 | 1 720,00 | 1 759,00 | 1 800,00 | 1 844,00 | 1 891,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 920,13 | 1 920,13 | 1 920,13 | 2 260,13 | 2 439,60 | 2 464,60 | 2 468,60 | 2 547,40 | 2 547,40 | |
| Республика Ингушетия | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 924,84 | 1 020,83 | 1 419,00 | 1 417,00 | 1 440,00 | 1 455,00 | 1 467,00 | 1 470,00 | 1 478,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 157,00 | 186,00 | 230,00 | 254,00 | 256,00 | 257,00 | 258,00 | 260,00 | 261,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| Кабардино-Балкарская Республика | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 1 846,97 | 1 926,99 | 2 139,00 | 2 139,00 | 2 170,00 | 2 199,00 | 2 238,00 | 2 263,00 | 2 288,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 302,00 | 314,00 | 328,00 | 350,00 | 354,00 | 359,00 | 364,00 | 368,00 | 373,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 220,10 | 220,10 | 220,10 | 243,50 | 243,50 | 243,50 | 268,20 | 268,20 | 268,20 | |
| Республика Калмыкия | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 844,64 | 913,37 | 948,00 | 914,00 | 914,00 | 914,00 | 916,00 | 914,00 | 914,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 145,00 | 152,00 | 152,00 | 154,00 | 154,00 | 154,00 | 154,00 | 154,00 | 154,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 471,10 | 471,10 | 534,10 | 594,10 | 594,10 | 594,10 | 594,10 | 594,10 | 594,10 | |
| Карачаево-Черкесская Республика | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 1 463,60 | 1 471,62 | 1 565,00 | 1 563,00 | 1 582,00 | 1 603,00 | 1 624,00 | 1 636,00 | 1 651,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 251,00 | 262,00 | 265,00 | 275,00 | 277,00 | 279,00 | 281,00 | 283,00 | 285,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 383,72 | 408,72 | 408,72 | 408,72 | 408,72 | 408,72 | 408,72 | 408,72 | 408,72 | |
| Республики Адыгея и Краснодарского края | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 31 048,56 | 32 037,50 | 33 715,00 | 33 752,00 | 34 872,00 | 35 790,00 | 36 912,00 | 37 791,00 | 38 468,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт (лето <1>) | 5 461,00 | 6 057,00 | 6 108,00 | 6 173,00 | 6 364,00 | 6 563,00 | 6 712,00 | 6 830,00 | 6 882,00 | |
| МВт (зима <2>) | 4 767,00 | 5 030,00 | 5 094,00 | 5 213,00 | 5 371,00 | 5 535,00 | 5 656,00 | 5 745,00 | 5 793,00 | ||
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 658,44 | 2 681,92 | 3 234,50 | 3 397,50 | 3 397,50 | 3 397,50 | 3 397,50 | 3 647,50 | 3 647,50 | |
| Республика Адыгея | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 1 645,52 | 1 535,88 | 1 660,00 | 1 677,00 | 1 770,00 | 1 786,00 | 1 799,00 | 1 802,00 | 1 810,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт (лето <1>) | 263,00 | 288,00 | 303,00 | 325,00 | 327,00 | 328,00 | 329,00 | 331,00 | 332,00 | |
| МВт (зима <2>) | 263,00 | 282,00 | 268,00 | 284,00 | 285,00 | 286,00 | 287,00 | 289,00 | 290,00 | ||
| Установленная мощность электростанций | МВт | 180,70 | 180,70 | 180,70 | 180,70 | 180,70 | 180,70 | 180,70 | 180,70 | 180,70 | |
| Краснодарский край | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 29 403,04 | 30 501,62 | 32 055,00 | 32 075,00 | 33 102,00 | 34 004,00 | 35 113,00 | 35 989,00 | 36 658,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт (лето <1>) | 5 203,00 | 5 769,00 | 5 805,00 | 5 848,00 | 6 037,00 | 6 235,00 | 6 383,00 | 6 499,00 | 6 550,00 | |
| МВт (зима <2>) | 4 504,00 | 4 768,00 | 4 826,00 | 4 929,00 | 5 086,00 | 5 249,00 | 5 369,00 | 5 456,00 | 5 503,00 | ||
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 477,74 | 2 501,22 | 3 053,80 | 3 216,80 | 3 216,80 | 3 216,80 | 3 216,80 | 3 466,80 | 3 466,80 | |
| Ростовская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 20 088,42 | 20 405,54 | 21 190,00 | 21 164,00 | 21 477,00 | 21 760,00 | 22 117,00 | 22 246,00 | 22 491,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт (лето <1>) | 3 062,00 | 3 410,00 | 3 269,00 | 3 476,00 | 3 525,00 | 3 568,00 | 3 585,00 | 3 600,00 | 3 616,00 | |
| МВт (зима <2>) | 3 130,00 | 3 191,00 | 3 269,00 | 3 310,00 | 3 358,00 | 3 409,00 | 3 444,00 | 3 478,00 | 3 512,00 | ||
| Установленная мощность электростанций | МВт | 7 834,86 | 7 834,86 | 7 834,86 | 7 934,86 | 7 934,86 | 7 934,86 | 7 883,86 | 7 883,86 | 7 883,86 | |
| Республика Северная Осетия — Алания | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 1 867,35 | 1 916,34 | 2 029,00 | 2 025,00 | 2 056,00 | 2 073,00 | 2 097,00 | 2 116,00 | 2 138,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 371,00 | 365,00 | 370,00 | 381,00 | 383,00 | 385,00 | 388,00 | 390,00 | 392,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 448,12 | 448,12 | 463,12 | 463,12 | 466,72 | 466,72 | 466,72 | 466,72 | 466,72 | |
| Ставропольский край | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 11 286,33 | 11 629,44 | 12 087,00 | 12 084,00 | 12 256,00 | 12 400,00 | 12 545,00 | 12 645,00 | 12 758,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 769,00 | 1 973,00 | 1 890,00 | 1 919,00 | 1 938,00 | 1 957,00 | 1 974,00 | 1 992,00 | 2 010,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 5 272,81 | 5 514,91 | 5 549,91 | 5 678,66 | 5 684,51 | 5 659,51 | 5 659,51 | 5 659,51 | 5 659,51 | |
| Чеченская Республика | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 3 412,57 | 3 549,32 | 3 940,00 | 3 944,00 | 4 011,00 | 4 077,00 | 4 155,00 | 4 213,00 | 4 285,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 562,00 | 616,00 | 655,00 | 666,00 | 676,00 | 687,00 | 698,00 | 710,00 | 722,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 366,30 | 366,30 | 375,50 | 410,50 | 410,50 | 410,50 | 433,50 | 433,50 | 433,50 | |
| Республики Крым и г. Севастополя | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 8 858,46 | 8 826,50 | 9 273,00 | 9 464,00 | 9 955,00 | 10 247,00 | 10 497,00 | 10 691,00 | 10 914,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 623,00 | 1 663,00 | 1 800,00 | 1 780,00 | 1 816,00 | 1 854,00 | 1 891,00 | 1 929,00 | 1 967,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 104,36 | 2 104,36 | 2 080,46 | 2 080,46 | 2 080,46 | 2 053,06 | 2 053,06 | 2 303,06 | 2 303,06 | |
| г. Севастополь | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 1 742,81 | 1 726,00 | 1 776,00 | 1 813,00 | 1 903,00 | 1 957,00 | 1 998,00 | 2 032,00 | 2 072,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 334,00 | 331,00 | 359,00 | 360,00 | 366,00 | 373,00 | 380,00 | 387,00 | 395,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 662,09 | 662,09 | 662,09 | 662,09 | 662,09 | 662,09 | 662,09 | 662,09 | 662,09 | |
| Республика Крым | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 7 115,65 | 7 100,50 | 7 497,00 | 7 651,00 | 8 052,00 | 8 290,00 | 8 498,00 | 8 658,00 | 8 841,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 289,00 | 1 334,00 | 1 441,00 | 1 420,00 | 1 449,00 | 1 480,00 | 1 510,00 | 1 542,00 | 1 572,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 442,27 | 1 442,27 | 1 418,37 | 1 418,37 | 1 418,37 | 1 390,97 | 1 390,97 | 1 640,97 | 1 640,97 | |
| Республика Башкортостан | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 27 560,46 | 27 830,65 | 28 580,00 | 29 631,00 | 30 057,00 | 30 260,00 | 30 749,00 | 30 970,00 | 31 155,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 4 195,00 | 4 426,00 | 4 261,00 | 4 512,00 | 4 559,00 | 4 579,00 | 4 631,00 | 4 675,00 | 4 707,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 5 562,67 | 5 572,67 | 5 629,67 | 5 644,47 | 5 662,47 | 5 702,27 | 5 702,27 | 5 702,27 | 5 702,27 | |
| Кировская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 7 299,65 | 7 347,52 | 7 598,00 | 7 553,00 | 7 664,00 | 7 737,00 | 7 831,00 | 7 883,00 | 7 957,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 156,00 | 1 210,00 | 1 192,00 | 1 218,00 | 1 231,00 | 1 239,00 | 1 248,00 | 1 256,00 | 1 265,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 963,30 | 963,30 | 963,30 | 963,30 | 963,30 | 963,30 | 963,30 | 963,30 | 963,30 | |
| Курганская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 4 497,96 | 4 478,74 | 4 525,00 | 4 549,00 | 4 625,00 | 4 666,00 | 4 713,00 | 4 754,00 | 4 786,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 765,00 | 796,00 | 757,00 | 767,00 | 775,00 | 780,00 | 786,00 | 791,00 | 797,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 706,21 | 706,21 | 706,21 | 706,21 | 706,21 | 706,21 | 706,21 | 706,21 | 706,21 | |
| Оренбургская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 15 773,92 | 16 251,50 | 16 408,00 | 16 863,00 | 17 242,00 | 17 549,00 | 17 879,00 | 18 095,00 | 18 148,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 2 287,00 | 2 432,00 | 2 398,00 | 2 459,00 | 2 512,00 | 2 560,00 | 2 604,00 | 2 646,00 | 2 657,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 3 837,50 | 3 838,40 | 3 868,40 | 3 868,40 | 3 898,40 | 3 928,40 | 3 928,40 | 3 928,40 | 3 928,40 | |
| Пермский край | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 23 231,58 | 23 925,03 | 25 128,00 | 25 865,00 | 26 734,00 | 27 248,00 | 27 598,00 | 27 657,00 | 27 793,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 3 361,00 | 3 673,00 | 3 574,00 | 3 774,00 | 3 867,00 | 3 930,00 | 3 981,00 | 4 010,00 | 4 039,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 7 766,50 | 7 706,50 | 7 841,55 | 7 841,55 | 7 886,55 | 7 901,55 | 7 896,55 | 7 896,55 | 7 896,55 | |
| Свердловская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 43 207,46 | 43 185,67 | 43 522,00 | 45 140,00 | 46 016,00 | 46 806,00 | 47 212,00 | 47 412,00 | 47 670,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 6 343,00 | 6 643,00 | 6 563,00 | 6 646,00 | 6 760,00 | 6 850,00 | 6 884,00 | 6 943,00 | 6 984,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 10 591,50 | 10 605,25 | 10 683,05 | 10 703,05 | 10 718,05 | 10 733,05 | 10 733,05 | 10 733,05 | 10 733,05 | |
| Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 92 849,88 | 92 166,26 | 91 042,00 | 96 911,00 | 98 794,00 | 100 564,00 | 102 250,00 | 102 779,00 | 103 210,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 12 507,00 | 12 830,00 | 12 758,00 | 13 359,00 | 13 516,00 | 13 703,00 | 13 887,00 | 13 909,00 | 13 946,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 17 540,19 | 17 540,19 | 17 548,95 | 17 563,95 | 17 583,95 | 17 603,95 | 17 615,95 | 17 615,95 | 17 615,95 | |
| Тюменская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 16 215,03 | 15 981,31 | 16 460,00 | 16 421,00 | 16 818,00 | 17 600,00 | 17 911,00 | 18 079,00 | 18 313,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 2 439,00 | 2 769,00 | 2 576,00 | 2 566,00 | 2 654,00 | 2 751,00 | 2 756,00 | 2 776,00 | 2 801,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 269,05 | 2 269,05 | 2 269,05 | 2 269,05 | 2 269,05 | 2 269,05 | 2 269,05 | 2 269,05 | 2 269,05 | |
| Ханты-Мансийский автономный округ — Югра | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 66 814,00 | 66 225,08 | 64 293,00 | 69 204,00 | 69 830,00 | 70 294,00 | 71 133,00 | 71 315,00 | 71 401,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 8 652,00 | 8 635,00 | 8 708,00 | 9 361,00 | 9 322,00 | 9 381,00 | 9 508,00 | 9 492,00 | 9 494,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 14 204,47 | 14 204,47 | 14 213,23 | 14 228,23 | 14 248,23 | 14 268,23 | 14 280,23 | 14 280,23 | 14 280,23 | |
| Ямало-Ненецкий автономный округ | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 9 820,85 | 9 959,87 | 10 289,00 | 11 286,00 | 12 146,00 | 12 670,00 | 13 206,00 | 13 385,00 | 13 496,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 416,00 | 1 426,00 | 1 542,00 | 1 688,00 | 1 806,00 | 1 847,00 | 1 898,00 | 1 917,00 | 1 928,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 066,67 | 1 066,67 | 1 066,67 | 1 066,67 | 1 066,67 | 1 066,67 | 1 066,67 | 1 066,67 | 1 066,67 | |
| Удмуртская Республика | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 9 763,52 | 9 632,92 | 9 873,00 | 9 833,00 | 10 016,00 | 10 109,00 | 10 211,00 | 10 248,00 | 10 315,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 539,00 | 1 604,00 | 1 571,00 | 1 591,00 | 1 618,00 | 1 629,00 | 1 639,00 | 1 645,00 | 1 650,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 576,57 | 576,57 | 696,89 | 696,89 | 711,89 | 711,89 | 711,89 | 711,89 | 711,89 | |
| Челябинская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 36 680,06 | 38 325,43 | 39 001,00 | 39 976,00 | 41 170,00 | 41 364,00 | 41 712,00 | 41 789,00 | 41 865,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 5 187,00 | 5 675,00 | 5 317,00 | 5 810,00 | 5 918,00 | 5 952,00 | 5 947,00 | 5 958,00 | 5 969,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 5 627,42 | 5 808,53 | 5 842,93 | 5 842,93 | 5 869,83 | 5 231,83 | 5 148,83 | 5 148,83 | 5 148,83 | |
| Республики Алтай и Алтайского края | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 10 904,03 | 11 138,38 | 11 600,00 | 11 619,00 | 11 666,00 | 11 768,00 | 11 892,00 | 11 938,00 | 12 015,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 947,00 | 1 938,00 | 1 977,00 | 2 008,00 | 2 024,00 | 2 041,00 | 2 060,00 | 2 075,00 | 2 091,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 696,31 | 1 696,31 | 1 696,31 | 1 696,31 | 1 706,31 | 1 706,31 | 1 706,31 | 1 706,31 | 1 706,31 | |
| Алтайский край | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 10 277,13 | 10 463,82 | 10 880,00 | 10 903,00 | 10 931,00 | 11 022,00 | 11 133,00 | 11 169,00 | 11 234,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 831,00 | 1 806,00 | 1 842,00 | 1 862,00 | 1 872,00 | 1 884,00 | 1 897,00 | 1 908,00 | 1 920,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 576,31 | 1 576,31 | 1 576,31 | 1 576,31 | 1 586,31 | 1 586,31 | 1 586,31 | 1 586,31 | 1 586,31 | |
| Республика Алтай | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 626,90 | 674,56 | 720,00 | 716,00 | 735,00 | 746,00 | 759,00 | 769,00 | 781,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 118,00 | 136,00 | 139,00 | 149,00 | 155,00 | 161,00 | 167,00 | 171,00 | 175,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 120,00 | 120,00 | 120,00 | 120,00 | 120,00 | 120,00 | 120,00 | 120,00 | 120,00 | |
| Республика Бурятия | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 5 883,43 | 6 135,75 | 6 709,00 | 7 250,00 | 8 219,00 | 9 005,00 | 9 084,00 | 9 188,00 | 9 950,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 002,00 | 1 143,00 | 1 266,00 | 1 259,00 | 1 386,00 | 1 511,00 | 1 517,00 | 1 753,00 | 1 758,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 523,77 | 1 543,77 | 1 645,77 | 1 645,77 | 1 645,77 | 1 645,77 | 1 710,77 | 1 800,77 | 1 800,77 | |
| Забайкальский край | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 8 580,80 | 8 832,06 | 9 534,00 | 9 804,00 | 11 049,00 | 12 049,00 | 12 309,00 | 12 374,00 | 12 634,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 356,00 | 1 465,00 | 1 490,00 | 1 583,00 | 1 762,00 | 1 903,00 | 1 930,00 | 1 989,00 | 1 994,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 693,80 | 1 693,80 | 1 753,80 | 2 090,56 | 2 361,56 | 2 532,18 | 2 752,48 | 3 212,48 | 3 212,48 | |
| Иркутская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 64 352,38 | 66 778,23 | 72 932,00 | 76 489,00 | 78 366,00 | 80 638,00 | 82 349,00 | 83 871,00 | 85 349,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 9 111,00 | 10 168,00 | 10 922,00 | 11 308,00 | 11 665,00 | 12 018,00 | 12 217,00 | 12 362,00 | 12 399,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 13 090,50 | 13 120,20 | 13 323,90 | 13 323,90 | 13 323,90 | 13 329,40 | 13 789,40 | 14 019,40 | 14 019,40 | |
| Кемеровская область — Кузбасс | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 31 172,40 | 31 232,88 | 31 243,00 | 31 638,00 | 32 712,00 | 33 498,00 | 34 260,00 | 34 397,00 | 34 581,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 4 384,00 | 4 519,00 | 4 453,00 | 4 466,00 | 4 591,00 | 4 728,00 | 4 818,00 | 4 845,00 | 4 868,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 5 465,84 | 5 465,84 | 5 465,84 | 5 465,84 | 5 465,84 | 5 480,84 | 5 480,84 | 5 480,84 | 5 480,84 | |
| Красноярский край | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 49 291,30 | 50 778,60 | 54 383,00 | 55 407,00 | 57 464,00 | 59 135,00 | 60 032,00 | 60 079,00 | 60 196,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 6 647,00 | 7 338,00 | 7 573,00 | 7 925,00 | 8 112,00 | 8 263,00 | 8 316,00 | 8 344,00 | 8 371,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 15 947,96 | 16 039,56 | 16 124,56 | 16 286,56 | 16 359,56 | 16 359,56 | 16 359,56 | 16 359,56 | 16 359,56 | |
| Новосибирская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 17 325,92 | 17 422,87 | 18 252,00 | 18 339,00 | 19 185,00 | 19 917,00 | 20 191,00 | 20 337,00 | 20 522,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 3 013,00 | 3 157,00 | 3 167,00 | 3 287,00 | 3 367,00 | 3 441,00 | 3 454,00 | 3 467,00 | 3 480,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 3 027,57 | 3 027,57 | 3 027,57 | 3 027,57 | 3 047,57 | 3 067,57 | 3 067,57 | 3 067,57 | 3 067,57 | |
| Омская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 11 108,18 | 11 312,62 | 11 835,00 | 11 810,00 | 11 913,00 | 11 976,00 | 12 088,00 | 12 130,00 | 12 179,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 801,00 | 1 939,00 | 1 851,00 | 1 936,00 | 1 947,00 | 1 957,00 | 1 970,00 | 1 982,00 | 1 990,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 661,20 | 1 661,20 | 1 680,20 | 1 680,20 | 1 680,20 | 1 680,20 | 1 680,20 | 1 680,20 | 1 680,20 | |
| Томская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 8 270,65 | 8 269,69 | 8 408,00 | 8 421,00 | 8 510,00 | 8 630,00 | 8 870,00 | 8 872,00 | 8 897,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 266,00 | 1 311,00 | 1 315,00 | 1 341,00 | 1 349,00 | 1 360,00 | 1 388,00 | 1 392,00 | 1 396,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 943,40 | 944,45 | 949,45 | 959,45 | 959,45 | 959,45 | 1 259,45 | 1 259,45 | 1 259,45 | |
| Республика Тыва | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 836,94 | 912,74 | 986,00 | 1 076,00 | 1 248,00 | 1 479,00 | 1 936,00 | 2 264,00 | 2 325,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 159,00 | 177,00 | 178,00 | 222,00 | 241,00 | 310,00 | 311,00 | 313,00 | 314,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 17,00 | 17,00 | 17,00 | 17,00 | 17,00 | 17,00 | 17,00 | 17,00 | 17,00 | |
| Республика Хакасия | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 16 933,54 | 17 101,75 | 17 649,00 | 17 653,00 | 17 870,00 | 18 091,00 | 18 212,00 | 18 182,00 | 18 226,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 2 219,00 | 2 267,00 | 2 302,00 | 2 299,00 | 2 334,00 | 2 370,00 | 2 379,00 | 2 379,00 | 2 383,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 7 162,16 | 7 167,12 | 7 167,12 | 7 167,12 | 7 172,02 | 7 172,02 | 7 172,02 | 7 172,02 | 7 172,02 | |
| 2-я синхронная зона ЕЭС России | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 44 460,38 | 45 949,54 | 48 597,00 | 51 006,00 | 55 667,00 | 59 984,00 | 63 425,00 | 63 963,00 | 64 086,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 7 246,00 | 7 883,00 | 8 206,00 | 8 627,00 | 8 925,00 | 9 513,00 | 9 931,00 | 9 950,00 | 9 967,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 11 241,89 | 11 211,89 | 11 311,89 | 11 406,40 | 11 694,40 | 12 475,81 | 13 490,81 | 13 490,81 | 13 490,81 | |
| Амурская область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 10 068,79 | 10 563,57 | 11 397,00 | 12 176,00 | 13 787,00 | 15 231,00 | 15 912,00 | 15 900,00 | 15 913,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 618,00 | 1 755,00 | 1 840,00 | 1 932,00 | 2 082,00 | 2 299,00 | 2 402,00 | 2 402,00 | 2 404,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 4 307,00 | 4 307,00 | 4 307,00 | 4 307,00 | 4 307,00 | 4 307,00 | 4 757,00 | 4 757,00 | 4 757,00 | |
| Приморский край | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 14 528,95 | 14 747,47 | 15 358,00 | 15 889,00 | 17 320,00 | 18 545,00 | 19 390,00 | 19 554,00 | 19 642,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 2 603,00 | 2 743,00 | 2 896,00 | 3 067,00 | 3 166,00 | 3 254,00 | 3 352,00 | 3 370,00 | 3 384,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 759,00 | 2 759,00 | 2 799,00 | 2 850,95 | 2 850,95 | 3 170,95 | 3 185,95 | 3 185,95 | 3 185,95 | |
| Хабаровского края и Еврейской автономной области | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 11 357,46 | 11 642,36 | 12 055,00 | 13 027,00 | 14 301,00 | 15 683,00 | 16 910,00 | 16 877,00 | 16 890,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 980,00 | 2 086,00 | 2 200,00 | 2 329,00 | 2 369,00 | 2 566,00 | 2 740,00 | 2 741,00 | 2 743,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 144,50 | 2 138,50 | 2 138,50 | 2 138,50 | 2 138,50 | 2 026,00 | 2 026,00 | 2 026,00 | 2 026,00 | |
| Хабаровский край | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 9 453,05 | 9 679,90 | 10 075,00 | 10 998,00 | 12 254,00 | 13 441,00 | 14 474,00 | 14 446,00 | 14 459,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 681,00 | 1 756,00 | 1 870,00 | 1 978,00 | 2 014,00 | 2 191,00 | 2 344,00 | 2 345,00 | 2 347,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 144,50 | 2 138,50 | 2 138,50 | 2 138,50 | 2 138,50 | 2 026,00 | 2 026,00 | 2 026,00 | 2 026,00 | |
| Еврейская автономная область | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 1 904,41 | 1 962,46 | 1 980,00 | 2 029,00 | 2 047,00 | 2 242,00 | 2 436,00 | 2 431,00 | 2 431,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 322,00 | 356,00 | 330,00 | 351,00 | 355,00 | 375,00 | 396,00 | 396,00 | 396,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| Республика Саха (Якутия) | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 8 505,18 | 8 996,14 | 9 787,00 | 9 914,00 | 10 259,00 | 10 525,00 | 11 213,00 | 11 632,00 | 11 641,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 423,00 | 1 525,00 | 1 560,00 | 1 603,00 | 1 621,00 | 1 731,00 | 1 791,00 | 1 791,00 | 1 790,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 031,38 | 2 007,38 | 2 067,38 | 2 109,94 | 2 397,94 | 2 971,86 | 3 521,86 | 3 521,86 | 3 521,86 | |
| ТИТЭС | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 15 496,08 | 15 879,33 | 16 366,00 | 16 721,00 | 17 538,00 | 17 960,00 | 18 269,00 | 18 393,00 | 18 531,00 |
| Максимум потребления мощности <3> | МВт | 2 325,00 | 2 443,00 | 2 513,00 | 2 673,00 | 2 717,00 | 2 742,00 | 2 764,00 | 2 778,00 | 2 791,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 5 179,14 | 5 370,21 | 5 447,21 | 5 365,63 | 5 365,63 | 5 365,63 | 5 365,63 | 5 365,63 | 5 365,63 | |
| Чаун-Билибинский энергорайон Чукотского автономного округа <4> | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 376,89 | 433,18 | 420,00 | 465,00 | 502,00 | 544,00 | 585,00 | 615,00 | 615,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 67,50 | 68,50 | 74,00 | 95,00 | 102,00 | 103,00 | 105,00 | 106,00 | 106,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 136,00 | 136,00 | 161,00 | 125,00 | 125,00 | 125,00 | 125,00 | 125,00 | 125,00 | |
| Анадырский энергорайон Чукотского автономного округа <5> | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 128,06 | 133,28 | 135,00 | 133,00 | 133,00 | 133,00 | 134,00 | 133,00 | 133,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 25,20 | 25,30 | 26,00 | 26,00 | 26,00 | 26,00 | 26,00 | 26,00 | 26,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 68,25 | 70,68 | 70,68 | 70,68 | 70,68 | 70,68 | 70,68 | 70,68 | 70,68 | |
| Сахалинская область <6> | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 2 625,83 | 2 762,37 | 2 956,00 | 2 998,00 | 3 306,00 | 3 462,00 | 3 538,00 | 3 541,00 | 3 552,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 440,00 | 488,00 | 511,00 | 569,00 | 588,00 | 599,00 | 601,00 | 602,00 | 603,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 623,24 | 634,74 | 684,74 | 639,16 | 639,16 | 639,16 | 639,16 | 639,16 | 639,16 | |
| Магаданская область <7> | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 2 900,74 | 3 000,77 | 3 158,00 | 3 291,00 | 3 528,00 | 3 617,00 | 3 630,00 | 3 628,00 | 3 633,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 433,00 | 460,00 | 484,00 | 536,00 | 541,00 | 543,00 | 544,00 | 545,00 | 546,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 1 647,50 | 1 790,00 | 1 790,00 | 1 790,00 | 1 790,00 | 1 790,00 | 1 790,00 | 1 790,00 | 1 790,00 | |
| Таймырский Долгано-Ненецкий муниципальный район, Туруханский район и городской округ г. Норильск Красноярского края <8> | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 7 871,71 | 7 896,01 | 7 958,00 | 8 088,00 | 8 246,00 | 8 369,00 | 8 536,00 | 8 629,00 | 8 745,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 1 091,00 | 1 117,00 | 1 118,00 | 1 137,00 | 1 149,00 | 1 159,00 | 1 175,00 | 1 185,00 | 1 195,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 2 221,00 | 2 255,64 | 2 255,64 | 2 255,64 | 2 255,64 | 2 255,64 | 2 255,64 | 2 255,64 | 2 255,64 | |
| Камчатский край <9> | Потребление электрической энергии | млн кВт·ч | 1 592,85 | 1 653,72 | 1 739,00 | 1 746,00 | 1 823,00 | 1 835,00 | 1 846,00 | 1 847,00 | 1 853,00 |
| Максимум потребления мощности | МВт | 268,00 | 284,00 | 300,00 | 310,00 | 311,00 | 312,00 | 313,00 | 314,00 | 315,00 | |
| Установленная мощность электростанций | МВт | 483,15 | 483,15 | 485,15 | 485,15 | 485,15 | 485,15 | 485,15 | 485,15 | 485,15 | |
1 <1> Фактический и прогнозный максимумы потребления мощности приведены для летнего периода.
2 <2> Фактический и прогнозный максимумы потребления мощности приведены для зимнего периода.
3 <3> По технологически изолированным территориальным энергосистемам (ТИТЭС) приведена сумма собственных максимумов потребления мощности.
4 <4> В соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 № 937 (далее — ПТФ ЭЭС) к Чаун-Билибинскому энергорайону технологически изолированной электроэнергетической системы Чукотского автономного округа относится совокупность расположенных на территориях Билибинского и Чаунского районов Чукотского автономного округа Билибинской АЭС, Чаунской ТЭЦ, плавучей атомной теплоэлектростанции «Академик Ломоносов» и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенных на территории Нижнеколымского района Республики Саха (Якутия) линии электропередачи классом напряжения 110 кВ Встречный — Черский и иных, технологически связанных с указанной линией электропередачи, объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства.
5 <5> В соответствии с ПТФ ЭЭС к Анадырскому энергорайону технологически изолированной электроэнергетической системы Чукотского автономного округа относится совокупность расположенных на территории Анадырского района Чукотского автономного округа Анадырской ТЭЦ, Газомоторной ТЭЦ, Анадырской ВЭС и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
6 <6> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Сахалинской области относится совокупность расположенных на территориях г. Южно-Сахалинска, Углегорского, Ногликского и Холмского районов Сахалинской области Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, Сахалинской ГРЭС, Томаринской ТЭЦ, Ногликской ГЭС, Холмской ТЭЦ и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
7 <7> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Магаданской области относится совокупность расположенных на территориях г. Магадана, Среднеканского, Сусуманского и Ягодинского районов Магаданской области Магаданской ТЭЦ, Усть-Среднеканской ГЭС, Аркагалинской ГРЭС, Колымской ГЭС и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенной на территории Оймяконского улуса Республики Саха (Якутия) линии электропередачи, входящей в транзит 110 кВ Аркагалинская ГРЭС — Нера Новая, и иных, технологически связанных с указанной линией электропередачи, объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства.
8 <8> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края относится совокупность расположенных на территориях Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края Норильской ТЭЦ-1, Норильской ТЭЦ-2, Норильской ТЭЦ-3, Усть-Хантайской ГЭС, Курейской ГЭС и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
9 <9> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Камчатского края относится совокупность расположенных на территории Елизовского и Усть-Большерецкого районов Камчатского края Камчатской ТЭЦ-1, Камчатской ТЭЦ-2, Верхне-Мутновской ГеоЭС, Мутновской ГеоЭС-1, Толмачевской ГЭС-1, Толмачевской ГЭС-2, Толмачевской ГЭС-3 и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
Приложение № 2 к схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы
ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ ИЗМЕНЕНИЙ УСТАНОВЛЕННОЙ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ ОБЪЕКТОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ЕЭС РОССИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫХ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ НА ПЕРИОД 2025 — 2030 ГОДОВ
| Субъект Российской Федерации | Генерирующая компания | Электростанция | Вид мероприятия | Тип электростанции <1> | Станционный номер | Тип генерирующего оборудования | Вид топлива | 2024 г. (ожидается, справочно) | 2025 г. | 2026 г. | 2027 г. | 2028 г. | 2029 г. | 2030 г. | 2025 — 2030 гг. |
| Архангельская область | ПАО «ТГК-2» | Северодвинская ТЭЦ-1 | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 3 | ПТ-30-90/10 | Уголь | 30,0 | 30,0 | ||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 7 | ПТ-30/40-8.8/1.3 | Газ | 30,0 | 30,0 | |||||||||
| Итого по Архангельской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 30,0 | 30,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 30,0 | 30,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 30,0 | 30,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 30,0 | 30,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Калининградская область | АО «Калининградская генерирующая компания» | Гусевская ТЭЦ | Ввод мощности | ТЭС | - | ГПА | Газ | 6,0 | 6,0 | ||||||
| Итого по Калининградской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 6,0 | 6,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 6,0 | 6,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Коми | ПАО «Т Плюс» | Интинская ТЭЦ | Вывод из эксплуатации | ТЭС | ПР-6-35/10/1,2 | Уголь, мазут | 6,0 | ||||||||
| Итого по Республике Коми | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 6,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 6,0 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| г. Санкт-Петербург | ПАО «ТГК-1» | ЭС-2 Центральная ТЭЦ | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 2 | Т-23-90 | Газ | 23,0 | |||||||
| Автовская ТЭЦ (ТЭЦ-15) | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | Т-22-90 | Газ | 22,0 | |||||||||
| Итого по г. Санкт-Петербургу | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 45,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 45,0 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ленинградская область | АО «Концерн Росэнергоатом» | Ленинградская АЭС | Вывод из эксплуатации | АЭС | 3 | РБМК-1000 (К-500-65/3000-2 — 2 шт.) | Ядерное топливо | 1000,0 | 1000,0 | ||||||
| Вывод из эксплуатации | АЭС | 4 | РБМК-1000 (К-500-65/3000-2 — 2 шт.) | Ядерное топливо | 1000,0 | 1000,0 | |||||||||
| АО «Концерн Росэнергоатом» | Ленинградская АЭС-2 | Ввод мощности | АЭС | 7 | ВВЭР-1200 | Ядерное топливо | 1150,0 | 1150,0 | |||||||
| ПАО «ОГК-2» | Киришская ГРЭС | До модернизации | ТЭС | 4 | ПТ-60-130/13 | Газ, мазут | 60,0 | 60,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 65,0 | 65,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 5,0 | 5,0 | ||||||||||||
| Итого по Ленинградской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 2000,0 | 2000,0 | ||||||
| АЭС | 2000,0 | 2000,0 | |||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 1150,0 | 1150,0 | |||||||||
| АЭС | 1150,0 | 1150,0 | |||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 60,0 | 60,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 65,0 | 65,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 65,0 | 65,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 5,0 | 5,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 5,0 | 5,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Мурманская область | ПАО «ТГК-2» | ГЭС «Арктика» | Ввод мощности | ГЭС | 1 | Гидротурбина вертикальная поворотно-лопастная (код ГТП GVIE1714) | - | 16,5 | 16,5 | ||||||
| Итого по Мурманской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 16,5 | 16,5 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 16,5 | 16,5 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Новгородская область | ПАО «ТГК-2» | Новгородская ТЭЦ | До модернизации | ТЭС | 1 | ПТ-50-9,0/1,28 | Газ | 53,0 | 53,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 50,0 | 50,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | -3,0 | -3,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 4 | ГТЭ-160 | Газ | 168,0 | 168,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 160,0 | 160,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | -8,0 | -8,0 | ||||||||||||
| Итого по Новгородской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 221,0 | 221,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 221,0 | 221,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 210,0 | 210,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 210,0 | 210,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | -11,0 | -11,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | -11,0 | -11,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Карелия | ООО «ЕвроСибЭнергоГидрогенерация» | МГЭС «Сегозерская ГЭС» | Ввод мощности | ГЭС | 1 — 3 | ПР15-ГК-280 (код ГТП GVIE1329) | - | 8,1 | |||||||
| Итого по Республике Карелия | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 8,1 | ||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 8,1 | ||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| ОЭС Северо-Запада | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 51,0 | 30,0 | 2000,0 | 2030,0 | ||||
| АЭС | 2000,0 | 2000,0 | |||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 51,0 | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 8,1 | 6,0 | 46,5 | 1150,0 | 1202,5 | ||||||
| АЭС | 1150,0 | 1150,0 | |||||||||||||
| ГЭС | 8,1 | 16,5 | 16,5 | ||||||||||||
| ТЭС | 6,0 | 30,0 | 36,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 281,0 | 281,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 281,0 | 281,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 275,0 | 275,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 275,0 | 275,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | -6,0 | -6,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | -6,0 | -6,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Воронежская область | АО «Квадра» | Воронежская ТЭЦ-1 | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 7 | Р-14-90/10-17М | Газ | 14,0 | 14,0 | ||||||
| До модернизации | ТЭС | 8 | Р-14-90/10-17М | Газ | 14,0 | 14,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 16,0 | 16,0 | ||||||||||||
| Итого по Воронежской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 14,0 | 14,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 14,0 | 14,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 14,0 | 14,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 14,0 | 14,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 30,0 | 30,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 30,0 | 30,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 16,0 | 16,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 16,0 | 16,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ивановская область | ПАО «Т Плюс» | Ивановская ТЭЦ-2 | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | ПТ-25-90/10М | Газ, мазут | 25,0 | 25,0 | ||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 4 | ПТ-25-90/10М | Газ, мазут | 25,0 | 25,0 | |||||||||
| Итого по Ивановской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 50,0 | 50,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 50,0 | 50,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Костромская область | АО «Интер РАО — Электрогенерация» | Костромская ГРЭС | До модернизации | ТЭС | 1 | К-300-240-1 | Газ | 300,0 | 300,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 330,0 | 330,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 3 | К-300-240-1 | Газ | 300,0 | 300,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 330,0 | 330,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 5 | К-300-240-1 | Газ | 300,0 | 300,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 330,0 | 330,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 6 | К-300-240-1 | Газ | 300,0 | 300,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 330,0 | 330,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| ПАО «ТГК-2» | Костромская ТЭЦ-2 | До модернизации | ТЭС | 2 | Т-100/120-130-3 | Газ, мазут | 110,0 | 110,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 120,0 | 120,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 10,0 | 10,0 | ||||||||||||
| Итого по Костромской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 300,0 | 600,0 | 410,0 | 1310,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 300,0 | 600,0 | 410,0 | 1310,0 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 330,0 | 660,0 | 450,0 | 1440,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 330,0 | 660,0 | 450,0 | 1440,0 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 30,0 | 60,0 | 40,0 | 130,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 30,0 | 60,0 | 40,0 | 130,0 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Курская область | АО «Концерн Росэнергоатом» | Курская АЭС-2 | Ввод мощности | АЭС | 1 | ВВЭР-ТОИ | Ядерное топливо | 1200,0 | 1200,0 | ||||||
| Ввод мощности | АЭС | 2 | ВВЭР-ТОИ | Ядерное топливо | 1200,0 | 1200,0 | |||||||||
| Итого по Курской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 1200,0 | 1200,0 | 2400,0 | ||||||||
| АЭС | 1200,0 | 1200,0 | 2400,0 | ||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Липецкая область | ПАО «НЛМК» | УТЭЦ-2 ПАО «НЛМК» | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ПТ-150 (SST-600) | Газ | 150,0 | 150,0 | ||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ПТ-150 (SST-600) | Газ | 150,0 | 150,0 | |||||||||
| Итого по Липецкой области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 300,0 | 300,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 300,0 | 300,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Московская область | АО «Интер РАО — Электрогенерация» | Каширская ГРЭС | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ПГУ-450 | Газ | 448,2 | 448,2 | ||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ПГУ-450 | Газ | 448,2 | 448,2 | |||||||||
| АО «Загорская ГАЭС-2» | Загорская ГАЭС-2 | Ввод мощности | ГАЭС | 1 — 4 | Гидрогенератор-двигатель СВГД 1030/245-40-УХЛ4 с системой возбуждения, мониторинга и контроля Насос-турбина РОНТ 115/812-В-630 | - | 840,0 | 840,0 | |||||||
| ПАО «Мосэнерго» | ТЭЦ-22 Мосэнерго | До модернизации | ТЭС | 10 | Т-240(250)/290-240-2 | Газ, уголь, мазут | 240,0 | 240,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 250,0 | 250,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 10,0 | 10,0 | ||||||||||||
| ПАО «Мосэнерго» | ТЭЦ-17 (Ступинская) | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | ПТ-25-90/10М | Газ, мазут | 20,0 | 20,0 | |||||||
| ТЭЦ-17 (Ступинская) | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 3 | ПТ-30-8,8 | Газ, мазут | 32,0 | 32,0 | ||||||||
| ТЭЦ-17 (Ступинская) | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 6 | ПР-25-90/10М | Газ, мазут | 25,0 | 25,0 | ||||||||
| ООО «АГК-1» | ТЭС Хметьево | Ввод мощности | ТЭС | - | ПТУ КП-77-6.8 (код ГТП GVIE0643) | Твердые бытовые отходы | 70,0 | 70,0 | |||||||
| ТЭС Аксеново | Ввод мощности | ТЭС | - | ПТУ КП-77-6.8 (код ГТП GVIE0644) | Твердые бытовые отходы | 70,0 | 70,0 | ||||||||
| ТЭС Заводская | Ввод мощности | ТЭС | - | ПТУ КП-77-6.8 (код ГТП GVIE0645) | Твердые бытовые отходы | 70,0 | 70,0 | ||||||||
| ТЭС Свистягино | Ввод мощности | ТЭС | - | ПТУ КП-77-6.8 (код ГТП GVIE0646) | Твердые бытовые отходы | 70,0 | |||||||||
| Итого по Московской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 77,0 | 77,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 77,0 | 77,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 70,0 | 210,0 | 1736,4 | 1946,4 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ГАЭС | 840,0 | 840,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 70,0 | 210,0 | 896,4 | 1106,4 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 240,0 | 240,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 240,0 | 240,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 250,0 | 250,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 250,0 | 250,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 10,0 | 10,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 10,0 | 10,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| г. Москва | ПАО «Мосэнерго» | ТЭЦ-21 Мосэнерго | До модернизации | ТЭС | 6 | Т-100-130 | Газ, мазут | 100,0 | 100,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 110,0 | 110,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 10,0 | 10,0 | ||||||||||||
| ПАО «Мосэнерго» | ТЭЦ-23 Мосэнерго | До модернизации | ТЭС | 3 | Т-100-130 | Газ, мазут | 100,0 | 100,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 110,0 | 110,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 10,0 | 10,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 7 | Т-250/300-240 | Газ, мазут | 250,0 | 250,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 259,0 | 259,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 9,0 | 9,0 | ||||||||||||
| ПАО «Мосэнерго» | ТЭЦ-25 Мосэнерго | До модернизации | ТЭС | 3 | Т-250/300-240 | Газ, мазут | 250,0 | 250,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 259,0 | 259,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 9,0 | 9,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 4 | Т-250/300-240 | Газ | 250,0 | 250,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 257,0 | 257,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 7,0 | 7,0 | ||||||||||||
| Итого по г. Москве | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 250,0 | 700,0 | 950,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 250,0 | 700,0 | 950,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 257,0 | 738,0 | 995,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 257,0 | 738,0 | 995,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 7,0 | 38,0 | 45,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 7,0 | 38,0 | 45,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Смоленская область | АО «Квадра» | Смоленская ТЭЦ-2 | До модернизации | ТЭС | 2 | Т-100/120-130-2 | Газ, мазут | 105,0 | 105,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 126,0 | 126,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 21,0 | 21,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 3 | Т-100/120-130-4 | Газ, мазут | 110,0 | ||||||||||
| После модернизации | ТЭС | 130,0 | |||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 20,0 | |||||||||||||
| ООО «СмоленскрегионтеплэнергоГенерация» | Дорогобужская ТЭЦ | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | Р-18-90/2,5 | Газ, уголь, мазут | 18,0 | ||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 4 | ПТ-60-90/13 | Газ, уголь, мазут | 60,0 | ||||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 6 | ГТА-6РМ | Газ | 6,0 | ||||||||||
| Итого по Смоленской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 84,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 84,0 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 110,0 | 105,0 | 105,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 110,0 | 105,0 | 105,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 130,0 | 126,0 | 126,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 130,0 | 126,0 | 126,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 20,0 | 21,0 | 21,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 20,0 | 21,0 | 21,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Тамбовская область | АО «ВетроОГК-3» | Озерная ВЭС (Пилотная ВЭС-172) | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1976) | - | 54,0 | 54,0 | ||||||
| АО «ВетроОГК-3» | Озерная ВЭС (Пилотная ВЭС-173) | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1977) | - | 54,0 | 54,0 | |||||||
| АО «ВетроОГК-3» | Озерная ВЭС (Пилотная ВЭС-174) | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1978) | - | 43,2 | 43,2 | |||||||
| АО «Квадра» | Тамбовская ТЭЦ | До модернизации | ТЭС | 8 | Т-110/120-130 | Газ | 110,0 | 110,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 130,0 | 130,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 20,0 | 20,0 | ||||||||||||
| ООО «Кристалл» | ТЭЦ ООО «Кристалл» | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ПР-16-9,4/2,6/04 | Газ, дизель | 16,0 | ||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ПР-16-9,4/2,6/04 | Газ, дизель | 16,0 | ||||||||||
| Итого по Тамбовской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 32,0 | 151,2 | 151,2 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 32,0 | ||||||||||||||
| ВЭС | 151,2 | 151,2 | |||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 110,0 | 110,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 110,0 | 110,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 130,0 | 130,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 130,0 | 130,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 20,0 | 20,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 20,0 | 20,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ярославская область | ПАО «РусГидро» | Угличская ГЭС | До модернизации | ГЭС | 1 | К-91-ВБ-900 | - | 55,0 | 55,0 | ||||||
| После модернизации | ГЭС | ПЛ20-В-900 | 65,0 | 65,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 10,0 | 10,0 | ||||||||||||
| Итого по Ярославской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 55,0 | 55,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 55,0 | 55,0 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 65,0 | 65,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 65,0 | 65,0 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 10,0 | 10,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 10,0 | 10,0 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| ОЭС Центра | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 84,0 | 127,0 | 14,0 | 141,0 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 84,0 | 127,0 | 14,0 | 141,0 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 102,0 | 1710,0 | 1351,2 | 1736,4 | 4797,6 | ||||||
| АЭС | 1200,0 | 1200,0 | 2400,0 | ||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ГАЭС | 840,0 | 840,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 102,0 | 510,0 | 896,4 | 1406,4 | |||||||||||
| ВЭС | 151,2 | 151,2 | |||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 110,0 | 755,0 | 919,0 | 1110,0 | 2784,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 55,0 | 55,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 110,0 | 755,0 | 864,0 | 1110,0 | 2729,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 130,0 | 836,0 | 1012,0 | 1188,0 | 3036,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 65,0 | 65,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 130,0 | 836,0 | 947,0 | 1188,0 | 2971,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 20,0 | 81,0 | 93,0 | 78,0 | 252,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 10,0 | 10,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 20,0 | 81,0 | 83,0 | 78,0 | 242,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Самарская область | ПАО «Т Плюс» | Самарская ТЭЦ | Ввод мощности | ТЭС | 4 | ТП-124-12,8-NG | Газ | 124,9 | 124,9 | ||||||
| ПАО «Т Плюс» | Новокуйбышевская ТЭЦ-1 | До модернизации | ТЭС | 6 | Тп-35/40-8,8 | Газ, мазут | 35,0 | 35,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 40,0 | 40,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 5,0 | 5,0 | ||||||||||||
| ООО «Четырнадцатый Ветропарк ФРВ» | Гражданская ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ V126-4,55 (код ГТП GVIE0647) ВЭУ V126-4,55 (код ГТП GVIE0649) ВЭУ V126-4,55 (код ГТП GVIE0648) ВЭУ V126-4,55 (код ГТП GVIE0652) ВЭУ V126-4,55 (код ГТП GVIE0650) | - | 233,2 | ||||||||
| ПАО «Форвард Энерго» | ГТП GVIE3219 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3219) | - | 20,0 | 20,0 | |||||||
| ГТП GVIE3256 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3256) | - | 65,0 | 65,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3257 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3257) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3258 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3258) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3259 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3259) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3260 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3260) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3261 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3261) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3262 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3262) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| Итого по Самарской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 233,2 | 144,9 | 335,0 | 479,9 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 124,9 | 124,9 | |||||||||||||
| ВЭС | 233,2 | 20,0 | 335,0 | 355,0 | |||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 35,0 | 35,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 35,0 | 35,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 40,0 | 40,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 40,0 | 40,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 5,0 | 5,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 5,0 | 5,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Саратовская область | ПАО «Т Плюс» | Балаковская ТЭЦ-4 | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | ПТ-50-130/7 | Газ, мазут | 50,0 | 50,0 | ||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 2 | ПТ-50-130/7 | Газ, мазут | 50,0 | 50,0 | |||||||||
| ПАО «Т Плюс» | Саратовская ТЭЦ-2 | Ввод мощности | ТЭС | 11, 12 | ПГУ-115 | Газ | 115,0 | 115,0 | |||||||
| ООО «Десятый Ветропарк ФРВ» | Красноармейская ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | 1 — 8 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1024) | - | 37,8 | 37,8 | |||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 9 — 16 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1022) | - | 37,8 | 37,8 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 17 — 24 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1021) | - | 37,8 | 37,8 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 25 — 32 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1023) | - | 37,8 | 37,8 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 33 — 40 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1047) | - | 38,7 | 38,7 | |||||||||
| ПАО «Форвард Энерго» | ГТП GVIE3222 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3222) | - | 17,0 | 17,0 | |||||||
| ООО «Юнигрин Пауэр» | ГТП GVIE2882 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2882) | - | 72,0 | 72,0 | |||||||
| ПАО «РусГидро» | Саратовская ГЭС | До модернизации | ГЭС | 11 | ПЛ20/661-В-1030 | - | 60,0 | 60,0 | |||||||
| После модернизации | ГЭС | TKV00 | 66,0 | 66,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 6,0 | 6,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 12 | ПЛ20/661-В-1030 | - | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | TKV00 | 66,0 | 66,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 6,0 | 6,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 15 | ПЛ20/661-В-1030 | - | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | TKV00 | 66,0 | 66,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 6,0 | 6,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 16 | ПЛ20/661-В-1030 | - | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | TKV00 | 66,0 | 66,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 6,0 | 6,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 18 | ПЛ20/661-В-1030 | - | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | TKV00 | 66,0 | 66,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 6,0 | 6,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 19 | ПЛ15/661-В-1030 | - | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | TKV00 | 66,0 | 66,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 6,0 | 6,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 20 | ПЛ15/661-В-1030 | - | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | TKV00 | 66,0 | 66,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 6,0 | 6,0 | ||||||||||||
| Итого по Саратовской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 100,0 | 100,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 100,0 | 100,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 261,9 | 17,0 | 115,0 | 393,9 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 115,0 | 115,0 | |||||||||||||
| ВЭС | 189,9 | 17,0 | 206,9 | ||||||||||||
| СЭС | 72,0 | 72,0 | |||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 60,0 | 360,0 | 420,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 60,0 | 360,0 | 420,0 | ||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 66,0 | 396,0 | 462,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 66,0 | 396,0 | 462,0 | ||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 6,0 | 36,0 | 42,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 6,0 | 36,0 | 42,0 | ||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Нижегородская область | ПАО «РусГидро» | Нижегородская ГЭС | До модернизации | ГЭС | 4 | Поворотно-лопастная осевая К(ПЛ)510-ВБ-900 | - | 65,0 | 65,0 | ||||||
| После модернизации | ГЭС | ПЛ20-ВБ-900 | 72,5 | 72,5 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 7,5 | 7,5 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 5 | Поворотно-лопастная осевая К(ПЛ)510-ВБ-900 | - | 65,0 | 65,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | ПЛ20-ВБ-900 | 72,5 | 72,5 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 7,5 | 7,5 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 7 | Поворотно-лопастная осевая К(ПЛ)510-ВБ-900 | - | 65,0 | 65,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | ПЛ20-ВБ-900 | 72,5 | 72,5 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 7,5 | 7,5 | ||||||||||||
| Итого по Нижегородской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 65,0 | 65,0 | 65,0 | 195,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 65,0 | 65,0 | 65,0 | 195,0 | |||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 72,5 | 72,5 | 72,5 | 217,5 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 72,5 | 72,5 | 72,5 | 217,5 | |||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | 7,5 | 7,5 | 7,5 | 22,5 | ||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 7,5 | 7,5 | 7,5 | 22,5 | |||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Татарстан | ООО «Нижнекамская ТЭЦ» | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-2) | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | ПТ-135/165-130/15 | Газ, мазут | 135,0 | 135,0 | ||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 1 (ГТЭ-1) | ГТЭ-155 | Газ | 155,0 | 155,0 | |||||||||
| АО «ТГК-16» | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1) | До модернизации | ТЭС | 3 | Р-100-130/15 | Газ, мазут | 100,0 | 100,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 102,0 | 102,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 2,0 | 2,0 | ||||||||||||
| ООО «АГК-2» | ТЭС ЗТО ТКО | Ввод мощности | ТЭС | - | ПТУ КП-55-6.8 (код ГТП GVIE0653) | Твердые бытовые отходы | 55,0 | 55,0 | |||||||
| ПАО «Форвард Энерго» | ГТП GVIE3230 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3230) | - | 45,0 | 45,0 | |||||||
| ГТП GVIE3231 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3231) | - | 55,0 | 55,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3232 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3232) | - | 69,0 | 69,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3233 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3233) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3234 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3234) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3235 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3235) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| ГТП GVIE3236 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3236) | - | 45,0 | 45,0 | ||||||||
| Итого по Республике Татарстан | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 135,0 | 135,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 135,0 | 135,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 55,0 | 155,0 | 349,0 | 559,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 55,0 | 155,0 | 210,0 | ||||||||||||
| ВЭС | 349,0 | 349,0 | |||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 100,0 | 100,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 100,0 | 100,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 102,0 | 102,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 102,0 | 102,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 2,0 | 2,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 2,0 | 2,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Чувашская Республика — Чувашия | ПАО «Т Плюс» | Новочебоксарская ТЭЦ-3 | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | ПТ-50/60-130/13 | Газ, мазут | 50,0 | 50,0 | ||||||
| Итого по Чувашской Республике — Чувашии | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 50,0 | 50,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 50,0 | 50,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| ОЭС Средней Волги | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 50,0 | 135,0 | 100,0 | 285,0 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 50,0 | 135,0 | 100,0 | 285,0 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 233,2 | 461,8 | 17,0 | 155,0 | 464,0 | 335,0 | 1432,8 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 179,9 | 155,0 | 115,0 | 449,9 | |||||||||||
| ВЭС | 233,2 | 209,9 | 17,0 | 349,0 | 335,0 | 910,9 | |||||||||
| СЭС | 72,0 | 72,0 | |||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 125,0 | 460,0 | 100,0 | 65,0 | 750,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 125,0 | 360,0 | 65,0 | 65,0 | 615,0 | ||||||||||
| ТЭС | 100,0 | 35,0 | 135,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 138,5 | 498,0 | 112,5 | 72,5 | 821,5 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 138,5 | 396,0 | 72,5 | 72,5 | 679,5 | ||||||||||
| ТЭС | 102,0 | 40,0 | 142,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 13,5 | 38,0 | 12,5 | 7,5 | 71,5 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 13,5 | 36,0 | 7,5 | 7,5 | 64,5 | ||||||||||
| ТЭС | 2,0 | 5,0 | 7,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Астраханская область | ООО «Двенадцатый Ветропарк ФРВ» | ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2695) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2700) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2701) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2696) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2702) | - | 162,5 | 162,5 | ||||||
| ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2714) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2715) | - | 50,0 | 50,0 | ||||||||
| ООО «Шестнадцатый Ветропарк ФРВ» | ГТП GVIE2716 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2716) | - | 25,0 | 25,0 | |||||||
| ООО «Юнигрин Пауэр» | Богдинская СЭС | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE1872) | - | 68,6 | ||||||||
| ГТП GVIE2885 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2885) | - | 50,0 | 50,0 | ||||||||
| ГТП GVIE2886 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2886) | - | 50,0 | 50,0 | ||||||||
| ГТП GVIE2892 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2892) | - | 50,0 | 50,0 | ||||||||
| ГТП GVIE2912 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2912) | - | 60,0 | 60,0 | ||||||||
| ГТП GVIE2913 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2913) | - | 60,0 | 60,0 | ||||||||
| Итого по Астраханской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 68,6 | 150,0 | 120,0 | 162,5 | 75,0 | 507,5 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | 162,5 | 75,0 | 237,5 | ||||||||||||
| СЭС | 68,6 | 150,0 | 120,0 | 270,0 | |||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Волгоградская область | ООО «Шестой Ветропарк ФРВ» | Ольховская ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | 25 — 32 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1025) | - | 38,7 | 38,7 | ||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 41 — 48 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1039) | - | 38,7 | 38,7 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 49 — 56 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1015) | - | 37,8 | 37,8 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 57 — 64 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1016) | - | 37,8 | 37,8 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 33 — 40 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1038) | - | 38,7 | 38,7 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 17 — 24 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1035) | - | 38,7 | 38,7 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 5 — 12 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1042) | - | 38,7 | 38,7 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | 1 — 4, 13 — 16 | V126-4,55 (код ГТП GVIE1046) | - | 38,7 | 38,7 | |||||||||
| ООО «Восьмой Ветропарк ФРВ» | Новоалексеевская ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | 1 — 4 | V126-4.2 (код ГТП GVIE0651) | - | 18,8 | ||||||||
| ПАО «Форвард Энерго» | ГТП GVIE3223 | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE3223) | - | 17,6 | 17,6 | |||||||
| ООО «Двенадцатый Ветропарк ФРВ» | ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2635) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2636) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2634) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2670) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2675) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2676) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2677) | - | 256,3 | 256,3 | |||||||
| ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2704) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2705) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2709) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2710) | - | 175,0 | 175,0 | ||||||||
| ООО «Шестнадцатый Ветропарк ФРВ» | ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2633) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2671) | - | 81,3 | 81,3 | |||||||
| ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2655) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2656) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2653) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2654) | - | 175,0 | 175,0 | ||||||||
| ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2706) Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE2703) | - | 87,5 | 87,5 | ||||||||
| ООО «Тепловая генерация г. Волжского» | Волжская ТЭЦ | До модернизации | ТЭС | 1 | ПТ-61-115/13 | Газ, мазут | 61,0 | 61,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 65,0 | 65,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 4,0 | 4,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 2 | ПТ-65-115/13 | Газ, мазут | 61,0 | 61,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 65,0 | 65,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 4,0 | 4,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 5 | Т-48-115 | Газ, мазут | 48,0 | 48,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 50,0 | 50,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 2,0 | 2,0 | ||||||||||||
| ПАО «РусГидро» | Волжская ГЭС | До модернизации | ГЭС | 7 | ПЛ 587-ВБ-930 | - | 115,0 | 115,0 | |||||||
| После модернизации | ГЭС | ПЛ 30/877-В-930 | - | 125,5 | 125,5 | ||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | - | 10,5 | 10,5 | |||||||||||
| Итого по Волгоградской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 18,8 | 307,8 | 355,1 | 175,0 | 262,5 | 1100,4 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | 18,8 | 307,8 | 355,1 | 175,0 | 262,5 | 1100,4 | |||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 115,0 | 170,0 | 285,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 115,0 | 115,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 170,0 | 170,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 125,5 | 180,0 | 305,5 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 125,5 | 125,5 | |||||||||||||
| ТЭС | 180,0 | 180,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 10,5 | 10,0 | 20,5 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 10,5 | 10,5 | |||||||||||||
| ТЭС | 10,0 | 10,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Краснодарский край | ООО «ВО „Технопромэкспорт“» | Ударная ТЭС | Ввод мощности | ТЭС | 4 | ПГУ | Газ | 250,0 | 250,0 | ||||||
| ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» | Краснодарская ТЭЦ | До модернизации | ТЭС | 7 | Т-145/160-130 | Газ, мазут | 145,0 | 145,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 150,0 | 150,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 5,0 | 5,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 8 | Т-145/160-130 | Газ, мазут | 145,0 | 145,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 150,0 | 150,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 5,0 | 5,0 | ||||||||||||
| ООО «РН-Туапсинский НПЗ» | ГТУ ТЭС ООО «РН-Туапсинский НПЗ» | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ПТ-12-39/13 | Газ | 12,0 | 12,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 4 | ГТУ GST-800 | Газ | 47,0 | 47,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 5 | ГТУ GST-800 | Газ | 47,0 | 47,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 6 | ГТУ GST-800 | Газ | 47,0 | 47,0 | |||||||||
| Итого по Краснодарскому краю | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 153,0 | 250,0 | 403,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 153,0 | 250,0 | 403,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 290,0 | 290,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 290,0 | 290,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 300,0 | 300,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 300,0 | 300,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 10,0 | 10,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 10,0 | 10,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Дагестан | ООО «Новая энергия» | Зодиак СЭС | Ввод мощности | СЭС | 1 | ФЭСМ Волна (код ГТП GVIE1477) | - | 25,9 | 25,9 | ||||||
| Ввод мощности | СЭС | 2 | ФЭСМ Зодиак (код ГТП GVIE1479) | - | 25,9 | 25,9 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 3 | ФЭСМ Горизонт (код ГТП GVIE1582) | - | 25,9 | 25,9 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 4 | ФЭСМ Тарлан (код ГТП GVIE2550) | - | 22,2 | 22,2 | |||||||||
| ООО «Юнигрин Пауэр» | Ногайская СЭС (Чолпан СЭС) | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE1912) | - | 60,0 | 60,0 | |||||||
| АО «ВетроОГК-3» | Новолакская ВЭС I Этап (Пилотная ВЭС-134) | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1936) | - | 54,0 | 54,0 | |||||||
| АО «ВетроОГК-3» | Новолакская ВЭС I Этап (Пилотная ВЭС-135) | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1937) | - | 54,0 | 54,0 | |||||||
| АО «ВетроОГК-3» | Новолакская ВЭС I Этап (Пилотная ВЭС-136) | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1939) | - | 47,1 | 47,1 | |||||||
| АО «ВетроОГК-3» | Новолакская ВЭС II Этап (Пилотная ВЭС-152) | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1964) | - | 54,0 | 54,0 | |||||||
| АО «ВетроОГК-3» | Новолакская ВЭС II Этап (Пилотная ВЭС-153) | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1966) | - | 54,0 | 54,0 | |||||||
| АО «ВетроОГК-3» | Новолакская ВЭС II Этап (Пилотная ВЭС-154) | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1955) | - | 46,5 | 46,5 | |||||||
| ПАО «РусГидро» | Могохская ГЭС | Ввод мощности | ГЭС | 1, 2 | Гидротурбина радиально-осевая (код ГТП GVIE2757) | - | 49,8 | 49,8 | |||||||
| ПАО «РусГидро» | Чирюртская ГЭС-1 | До модернизации | ГЭС | 1 | ПЛ-642-ВБ-370 | - | 36,0 | 36,0 | |||||||
| После модернизации | ГЭС | 40,0 | 40,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 4,0 | 4,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 2 | ПЛ-642-ВБ-370 | - | 36,0 | 36,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | 40,0 | 40,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 4,0 | 4,0 | ||||||||||||
| ПАО «РусГидро» | Чиркейская ГЭС | До модернизации | ГЭС | 1 | РО-230-989-В-450 | - | 250,0 | 250,0 | |||||||
| После модернизации | ГЭС | РО 230-450 | 275,0 | 275,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 25,0 | 25,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 2 | РО-230-989-В-450 | - | 250,0 | 250,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | РО 230-450 | 275,0 | 275,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 25,0 | 25,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 3 | РО-230-989-В-450 | - | 250,0 | 250,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | РО 230-450 | 275,0 | 275,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 25,0 | 25,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 4 | РО-230-989-В-450 | - | 250,0 | 250,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | РО 230-450 | 275,0 | 275,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 25,0 | 25,0 | ||||||||||||
| Итого по Республике Дагестан | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 315,0 | 154,5 | 49,8 | 519,3 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 49,8 | 49,8 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | 155,1 | 154,5 | 309,5 | ||||||||||||
| СЭС | 159,9 | 159,9 | |||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 250,0 | 250,0 | 250,0 | 36,0 | 286,0 | 1072,0 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 250,0 | 250,0 | 250,0 | 36,0 | 286,0 | 1072,0 | |||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 275,0 | 275,0 | 275,0 | 40,0 | 315,0 | 1180,0 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 275,0 | 275,0 | 275,0 | 40,0 | 315,0 | 1180,0 | |||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 4,0 | 29,0 | 108,0 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 4,0 | 29,0 | 108,0 | |||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Кабардино-Балкарская Республика | ПАО «РусГидро» | Верхнебаксанская ГЭС | Ввод мощности | ГЭС | 1 | Гидротурбина радиально-осевая (код ГТП GVIE2758) | - | 12,4 | 12,4 | ||||||
| Ввод мощности | ГЭС | 2 | Гидротурбина радиально-осевая (код ГТП GVIE2758) | - | 12,4 | 12,4 | |||||||||
| ПАО «РусГидро» | Черекская ГЭС (Псыгансу) | Ввод мощности | ГЭС | 1 — 3 | Гидротурбина вертикальная поворотно-лопастная (код ГТП GVIE1691) | - | 23,4 | 23,4 | |||||||
| Итого по Кабардино-Балкарской Республике | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 23,4 | 24,7 | 48,1 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 23,4 | 24,7 | 48,1 | ||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Калмыкия | ООО «Юнигрин Пауэр» | Красинская СЭС | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE1891) | - | 63,0 | |||||||
| ООО «Юнигрин Пауэр» | Лаганская СЭС | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE1903) | - | 60,0 | 60,0 | |||||||
| Итого по Республике Калмыкия | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 63,0 | 60,0 | 60,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | 63,0 | 60,0 | 60,0 | ||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Крым | АО «КРЫМТЭЦ» | Камыш-Бурунская ТЭЦ | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | ПТ-12-35/10М | Газ, мазут | 12,0 | |||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 3 | ПТ-12-35/10М | Газ, мазут | 12,0 | ||||||||||
| ООО «ВО „Технопромэкспорт“» | Таврическая ТЭС | Ввод мощности | ТЭС | 3 | ПГУ | Газ | 250,0 | 250,0 | |||||||
| АО «КРЫМТЭЦ» | Сакская ТЭЦ | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | Т-6-35/16 | Газ | 6,0 | 6,0 | |||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 2 | АР-6-6 | Газ | 6,0 | 6,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 3 | ДЖ-59 ЛЗ | Газ | 15,4 | 15,4 | |||||||||
| Итого по Республике Крым | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 24,0 | 27,4 | 27,4 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 24,0 | 27,4 | 27,4 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 250,0 | 250,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 250,0 | 250,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Северная Осетия — Алания | ПАО «РусГидро» | Гизельдонская ГЭС | До модернизации | ГЭС | 1 | П-461-ГИ | - | 7,6 | 7,6 | ||||||
| После модернизации | ГЭС | 8,8 | 8,8 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 1,2 | 1,2 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 2 | П-461-ГИ | - | 7,6 | 7,6 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | 8,8 | 8,8 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 1,2 | 1,2 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 3 | П-461-ГИ | - | 7,6 | 7,6 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | 8,8 | 8,8 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 1,2 | 1,2 | ||||||||||||
| Итого по Республике Северная Осетия — Алания | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 22,8 | 22,8 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 22,8 | 22,8 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 26,4 | 26,4 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 26,4 | 26,4 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 3,6 | 3,6 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 3,6 | 3,6 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ростовская область | ПАО «ОГК-2» | Новочеркасская ГРЭС | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 3 | К-270(300)-240-2 | Уголь, газ | 270,0 | 270,0 | ||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 4 | К-270(300)-240-2 | Уголь, газ | 270,0 | 270,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | - | ПГУ-324 | Газ | 324,0 | 324,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | - | ПГУ-170 | Газ | 165,0 | 165,0 | |||||||||
| АО «ВетроСПК» | Вербная ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1389) | - | 20,0 | 20,0 | |||||||
| Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1448) | - | 40,0 | 40,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1449) | - | 40,0 | 40,0 | |||||||||
| Итого по Ростовской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 540,0 | 540,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 540,0 | 540,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 100,0 | 489,0 | 589,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 489,0 | 489,0 | |||||||||||||
| ВЭС | 100,0 | 100,0 | |||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ставропольский край | ПАО «ЭЛ5-Энерго» | Невинномысская ГРЭС | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 2 | ПТ-25/30-90/11 | Газ | 25,0 | 25,0 | ||||||
| АО «ВетроОГК-3» | Симоновская ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1393) | - | 20,0 | 20,0 | |||||||
| Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1395) | - | 15,0 | 15,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1396) | - | 22,5 | 22,5 | |||||||||
| ПАО «ЭЛ5-Энерго» | Сотниковская ВЭС | Ввод мощности | ВЭС | - | ВЭУ (код ГТП GVIE1336) | - | 71,3 | 71,3 | |||||||
| ПАО «РусГидро» | Сенгилеевская ГЭС | До модернизации | ГЭС | 1 | РО45/3123-В-140 | - | 4,5 | 4,5 | |||||||
| После модернизации | ГЭС | РО45-В-135 | 5,9 | 5,9 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 1,4 | 1,4 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 3 | РО45/3123-В-140 | - | 4,5 | 4,5 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | РО45-В-135 | 5,9 | 5,9 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 1,4 | 1,4 | ||||||||||||
| ПАО «РусГидро» | Кубанская ГАЭС | До модернизации | ГАЭС | 1 | 63НТВ-30 | - | 2,7 | 2,7 | |||||||
| После модернизации | ГАЭС | СТ-200-2000 | 3,2 | 3,2 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГАЭС | 0,5 | 0,5 | ||||||||||||
| До модернизации | ГАЭС | 2 | 63НТВ-30 | - | 2,7 | 2,7 | |||||||||
| После модернизации | ГАЭС | СТ-200-2000 | 3,2 | 3,2 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГАЭС | 0,5 | 0,5 | ||||||||||||
| До модернизации | ГАЭС | 3 | 63НТВ-30 | - | 2,7 | 2,7 | |||||||||
| После модернизации | ГАЭС | СТ-200-2000 | 3,2 | 3,2 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГАЭС | 0,5 | 0,5 | ||||||||||||
| До модернизации | ГАЭС | 4 | 63НТВ-30 | - | 2,7 | 2,7 | |||||||||
| После модернизации | ГАЭС | СТ-200-2000 | 3,2 | 3,2 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГАЭС | 0,5 | 0,5 | ||||||||||||
| До модернизации | ГАЭС | 5 | 63НТВ-30 | - | 2,7 | 2,7 | |||||||||
| После модернизации | ГАЭС | СТ-200-2000 | 3,2 | 3,2 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГАЭС | 0,5 | 0,5 | ||||||||||||
| До модернизации | ГАЭС | 6 | 63НТВ-30 | - | 2,7 | 2,7 | |||||||||
| После модернизации | ГАЭС | СТ-200-2000 | 3,2 | 3,2 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГАЭС | 0,5 | 0,5 | ||||||||||||
| Итого по Ставропольскому краю | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 25,0 | 25,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 25,0 | 25,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 128,8 | 128,8 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | 128,8 | 128,8 | |||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 24,9 | 24,9 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 9,0 | 9,0 | |||||||||||||
| ГАЭС | 15,9 | 15,9 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 30,8 | 30,8 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 11,9 | 11,9 | |||||||||||||
| ГАЭС | 18,9 | 18,9 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 5,9 | 5,9 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 2,9 | 2,9 | |||||||||||||
| ГАЭС | 3,0 | 3,0 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Чеченская Республика | ПАО «РусГидро» | Башенная МГЭС | Ввод мощности | ГЭС | 1 — 2 | Гидротурбина вертикальная поворотно-лопастная (код ГТП GVIE1772) | - | 10,0 | 10,0 | ||||||
| ООО «Юнигрин Пауэр» | Курчалоевская СЭС (Предгорная СЭС) | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2511) | - | 25,0 | 25,0 | |||||||
| ПАО «РусГидро» | Нихалойская ГЭС | Ввод мощности | ГЭС | 1 | Гидротурбина радиально-осевая (код ГТП GVIE2759) | - | 11,5 | 11,5 | |||||||
| Ввод мощности | ГЭС | 2 | Гидротурбина радиально-осевая (код ГТП GVIE2759) | - | 11,5 | 11,5 | |||||||||
| Итого по Чеченской Республике | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 35,0 | 23,0 | 58,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 10,0 | 23,0 | 33,0 | ||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | 25,0 | 25,0 | |||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| ОЭС Юга | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 24,0 | 52,4 | 540,0 | 592,4 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 24,0 | 52,4 | 540,0 | 592,4 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 150,4 | 1123,0 | 304,5 | 475,1 | 874,2 | 887,3 | 3664,0 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 33,4 | 47,7 | 49,8 | 130,9 | |||||||||||
| ТЭС | 153,0 | 489,0 | 500,0 | 1142,0 | |||||||||||
| ВЭС | 18,8 | 691,6 | 154,5 | 355,1 | 337,5 | 337,5 | 1876,1 | ||||||||
| СЭС | 131,6 | 244,9 | 150,0 | 120,0 | 514,9 | ||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 540,0 | 412,7 | 420,0 | 36,0 | 286,0 | 1694,7 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 250,0 | 396,8 | 250,0 | 36,0 | 286,0 | 1218,8 | |||||||||
| ГАЭС | 15,9 | 15,9 | |||||||||||||
| ТЭС | 290,0 | 170,0 | 460,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 575,0 | 457,7 | 455,0 | 40,0 | 315,0 | 1842,7 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 275,0 | 438,8 | 275,0 | 40,0 | 315,0 | 1343,8 | |||||||||
| ГАЭС | 18,9 | 18,9 | |||||||||||||
| ТЭС | 300,0 | 180,0 | 480,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 35,0 | 45,0 | 35,0 | 4,0 | 29,0 | 148,0 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 25,0 | 42,0 | 25,0 | 4,0 | 29,0 | 125,0 | |||||||||
| ГАЭС | 3,0 | 3,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 10,0 | 10,0 | 20,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Оренбургская область | АО «Интер РАО — Электрогенерация» | Ириклинская ГРЭС | До модернизации | ТЭС | 1 | К-300-240 | Газ, мазут | 300,0 | 300,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 330,0 | 330,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 3 | К-300-240 | Газ, мазут | 300,0 | 300,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 330,0 | 330,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| Итого по Оренбургской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 300,0 | 300,0 | 600,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 300,0 | 300,0 | 600,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 330,0 | 330,0 | 660,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 330,0 | 330,0 | 660,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 30,0 | 30,0 | 60,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 30,0 | 30,0 | 60,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Пермский край | ПАО «Т Плюс» | Пермская ТЭЦ-14 | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | ПТ-60-130/13 | Газ, мазут | 60,0 | 60,0 | ||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 5 | Т-50-130 | Газ, мазут | 50,0 | 50,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | - | ПГУ-105 | Газ | 105,0 | 105,0 | |||||||||
| ПАО «РусГидро» | Воткинская ГЭС | До модернизации | ГЭС | 6 | ПЛ 661-ВБ-930 | - | 100,0 | 100,0 | |||||||
| После модернизации | ГЭС | ПЛ30/5059-В-930 | 115,0 | 115,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 15,0 | 15,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ГЭС | 9 | ПЛ 661-ВБ-930 | - | 100,0 | 100,0 | |||||||||
| После модернизации | ГЭС | ПЛ30/5059-В-930 | 115,0 | 115,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 15,0 | 15,0 | ||||||||||||
| АО «Интер РАО — Электрогенерация» | Пермская ГРЭС | До модернизации | ТЭС | 2 | К-820-240-5 | Газ | 820,0 | 820,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 850,0 | 850,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| Итого по Пермскому краю | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 110,0 | 110,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 110,0 | 110,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 105,0 | 105,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 105,0 | 105,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 920,0 | 100,0 | 1020,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 100,0 | 100,0 | 200,0 | ||||||||||||
| ТЭС | 820,0 | 820,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 965,0 | 115,0 | 1080,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 115,0 | 115,0 | 230,0 | ||||||||||||
| ТЭС | 850,0 | 850,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 45,0 | 15,0 | 60,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 15,0 | 15,0 | 30,0 | ||||||||||||
| ТЭС | 30,0 | 30,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Свердловская область | АО «Кузбассэнерго» | Рефтинская ГРЭС | До модернизации | ТЭС | 1 | К-300-240 | Уголь | 300,0 | 300,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 315,0 | 315,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 15,0 | 15,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 4 | К-300-240-2 | Уголь | 300,0 | 300,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 315,0 | 315,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 15,0 | 15,0 | ||||||||||||
| ПАО «ЭЛ5-Энерго» | Среднеуральская ГРЭС | До модернизации | ТЭС | 6 | Т-100-130 | Газ | 100,0 | 100,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 120,0 | 120,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 20,0 | 20,0 | ||||||||||||
| ООО «Синергия» | ТЭЦ Синергия | Ввод мощности | ТЭС | - | ПТУ-20 | Газ | 19,9 | ||||||||
| Итого по Свердловской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 19,9 | ||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 19,9 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 100,0 | 300,0 | 300,0 | 700,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 100,0 | 300,0 | 300,0 | 700,0 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 120,0 | 315,0 | 315,0 | 750,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 120,0 | 315,0 | 315,0 | 750,0 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 20,0 | 15,0 | 15,0 | 50,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 20,0 | 15,0 | 15,0 | 50,0 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Башкортостан | ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» | Ново-Салаватская ТЭЦ | Ввод мощности | ТЭС | 1 | Р-50-12,8/0,8 | Газ | 50,0 | |||||||
| ООО «БГК» | Кармановская ГРЭС | До модернизации | ТЭС | 1 | К-315-240-3М | Газ, мазут | 315,2 | 315,2 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 330,0 | 330,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 14,8 | 14,8 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 2 | К-300-240-1 | Газ, мазут | 300,0 | 300,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 330,0 | 330,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| ООО «БГК» | Стерлитамакская ТЭЦ | До модернизации | ТЭС | 9 | Т-100-130 | Газ | 100,0 | 100,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 118,0 | 118,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 18,0 | 18,0 | ||||||||||||
| ООО «БГК» | Ново-Стерлитамакская ТЭЦ | До модернизации | ТЭС | 3 | ПТ-135/165-130/15 | Газ, мазут | 135,0 | 135,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 139,9 | 139,9 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 4,9 | 4,9 | ||||||||||||
| ООО «БГК» | Уфимская ТЭЦ-4 | До модернизации | ТЭС | 9 | Р-45-130/13 | Газ, мазут | 45,0 | 45,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 49,9 | 49,9 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 4,9 | 4,9 | ||||||||||||
| ООО «РемЭнергоМонтаж» | Установка по выработке пара ООО «РемЭнергоМонтаж» | Ввод мощности | ТЭС | - | HNG 32/32 | Газ | 18,4 | ||||||||
| Итого по Республике Башкортостан | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 68,4 | ||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 68,4 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 315,2 | 100,0 | 480,0 | 895,2 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 315,2 | 100,0 | 480,0 | 895,2 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 330,0 | 118,0 | 519,8 | 967,8 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 330,0 | 118,0 | 519,8 | 967,8 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 14,8 | 18,0 | 39,8 | 72,6 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 14,8 | 18,0 | 39,8 | 72,6 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Удмуртская Республика | ПАО «Т Плюс» | Ижевская ТЭЦ-2 | До модернизации | ТЭС | 3 | Т-110/120-130-3 | Газ, уголь, мазут | 110,0 | 110,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 125,0 | 125,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 15,0 | 15,0 | ||||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 4 | Тп-124-12,8-NG | Газ, уголь, мазут | 124,9 | ||||||||||
| Итого по Удмуртской Республике | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 124,9 | ||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 124,9 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 110,0 | 110,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 110,0 | 110,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 125,0 | 125,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 125,0 | 125,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 15,0 | 15,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 15,0 | 15,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ханты-Мансийский автономный округ — Югра | ПАО «ОГК-2» | Сургутская ГРЭС-1 | До модернизации | ТЭС | 12 | Т-178/210-130 | Газ | 178,0 | 178,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 190,0 | 190,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 12,0 | 12,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 13 | К-210-130-3 | Газ | 215,0 | 215,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 190,0 | 190,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | -25,0 | -25,0 | ||||||||||||
| ПАО «Юнипро» | Сургутская ГРЭС-2 | До модернизации | ТЭС | 2 | К-810-240-5 | Газ | 810,0 | 810,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 830,0 | 830,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 20,0 | 20,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 3 | К-810-240-5 | Газ | 810,0 | 810,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 830,0 | 830,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 20,0 | 20,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 4 | К-810-240-5 | Газ | 810,0 | 810,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 830,0 | 830,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 20,0 | 20,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 6 | К-810-240-5 | Газ | 810,0 | 810,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 830,0 | 830,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 20,0 | 20,0 | ||||||||||||
| Итого по Ханты-Мансийскому автономному округу — Югре | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 1835,0 | 810,0 | 810,0 | 178,0 | 3633,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 1835,0 | 810,0 | 810,0 | 178,0 | 3633,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 1850,0 | 830,0 | 830,0 | 190,0 | 3700,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 1850,0 | 830,0 | 830,0 | 190,0 | 3700,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 15,0 | 20,0 | 20,0 | 12,0 | 67,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 15,0 | 20,0 | 20,0 | 12,0 | 67,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Челябинская область | ПАО «Форвард Энерго» | Челябинская ТЭЦ-1 | Ввод мощности | ТЭС | 12 | Р-26,9-3,5/0,08 | Газ | 26,9 | 26,9 | ||||||
| ООО «Каширская ГРЭС» | Южноуральская ГРЭС | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 5 | ПТ-83/100-90/9 | Уголь, газ | 83,0 | 83,0 | |||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 6 | К-100-90 | Уголь, газ | 100,0 | 100,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 7 | Т-82/100-90/2,5 | Уголь, газ | 82,0 | 82,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 8 | Т-82/100-90/2,5 | Уголь, газ | 82,0 | 82,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 9 | К-200-130-1 | Газ, мазут | 200,0 | 200,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 10 | К-200-130-1 | Газ, мазут | 200,0 | 200,0 | |||||||||
| ПАО «Форвард Энерго» | Челябинская ТЭЦ-4 | До модернизации | ТЭС | 1 (ПТ-1) | DKZE1-1N33 | Газ | 73,0 | 73,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 89,0 | 89,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 16,0 | 16,0 | ||||||||||||
| ПАО «Форвард Энерго» | Челябинская ТЭЦ-3 | До модернизации | ТЭС | 2 | Т-180/210-130-1 | Газ, мазут | 180,0 | 180,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 190,0 | 190,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 10,0 | 10,0 | ||||||||||||
| АО «Карабашмедь» | ГПЭС Карабаш-3 | Ввод мощности | ТЭС | 1 — 4 | MWM TCG 2032 V 16 | Газ | 17,2 | ||||||||
| АО «КМЭЗ» | ГПЭС Кыштым-2 | Ввод мощности | ТЭС | 1 — 4 | MWM TCG 2032 V 16 | Газ | 17,2 | ||||||||
| Итого по Челябинской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 664,0 | 83,0 | 747,0 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 664,0 | 83,0 | 747,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 34,4 | 26,9 | 26,9 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 34,4 | 26,9 | 26,9 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 253,0 | 253,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 253,0 | 253,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 279,0 | 279,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 279,0 | 279,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 26,0 | 26,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 26,0 | 26,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| ОЭС Урала | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 664,0 | 193,0 | 857,0 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 664,0 | 193,0 | 857,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 247,6 | 26,9 | 105,0 | 131,9 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 247,6 | 26,9 | 105,0 | 131,9 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 2250,2 | 2540,0 | 2243,0 | 178,0 | 7211,2 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 100,0 | 100,0 | 200,0 | ||||||||||||
| ТЭС | 2250,2 | 2440,0 | 2143,0 | 178,0 | 7011,2 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 2300,0 | 2683,0 | 2388,8 | 190,0 | 7561,8 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 115,0 | 115,0 | 230,0 | ||||||||||||
| ТЭС | 2300,0 | 2568,0 | 2273,8 | 190,0 | 7331,8 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 49,8 | 143,0 | 145,8 | 12,0 | 350,6 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 15,0 | 15,0 | 30,0 | ||||||||||||
| ТЭС | 49,8 | 128,0 | 130,8 | 12,0 | 320,6 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Алтайский край | АО «СГК-Алтай» | Барнаульская ТЭЦ-3 | До модернизации | ТЭС | 2 | Т-175/210-130 | Газ, уголь, мазут | 175,0 | 175,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 185,0 | 185,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 10,0 | 10,0 | ||||||||||||
| Итого по Алтайскому краю | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 175,0 | 175,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 175,0 | 175,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 185,0 | 185,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 185,0 | 185,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 10,0 | 10,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 10,0 | 10,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Забайкальский край | ООО «Юнигрин Пауэр» | Борзинская СЭС | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE1860) | - | 60,0 | |||||||
| Абагайтуйская СЭС | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE1875) | - | 60,0 | 60,0 | ||||||||
| Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE1876) | - | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| Ононская СЭС | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2878) | - | 50,0 | 50,0 | ||||||||
| Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2879) | - | 50,0 | 50,0 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2877) | - | 50,0 | 50,0 | |||||||||
| ГТП GVIE2880 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2880) | - | 50,0 | 50,0 | ||||||||
| ГТП GVIE2889 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2889) | - | 50,0 | 50,0 | ||||||||
| ГТП GVIE2888 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2888) | - | 50,0 | 50,0 | ||||||||
| ГТП GVIE2900 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2900) | - | 67,0 | 67,0 | ||||||||
| ГТП GVIE2901 | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE2901) | - | 67,0 | 67,0 | ||||||||
| ООО «Солар Ритейл» | Луговая СЭС | Ввод мощности | СЭС | 1 | ФЭСМ Хандама (код ГТП GVIE2335) | - | 8,7 | 8,7 | |||||||
| Ввод мощности | СЭС | 2 | ФЭСМ Аверина (код ГТП GVIE2341) | - | 25,5 | 25,5 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 3 | ФЭСМ Шахтерская (код ГТП GVIE2590) | - | 51,0 | 51,0 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 4 | ФЭСМ Ивашки (код ГТП GVIE2593) | - | 51,0 | 51,0 | |||||||||
| Полевая СЭС | Ввод мощности | СЭС | 1 | ФЭСМ Нерча (код ГТП GVIE2818) | - | 36,8 | 36,8 | ||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 2 | ФЭСМ Даурия (код ГТП GVIE2822) | - | 30,0 | 30,0 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 3 | ФЭСМ Куэнга (код ГТП GVIE2823) | - | 25,0 | 25,0 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 4 | ФЭСМ Кудинца (код ГТП GVIE2838) | - | 20,0 | 20,0 | |||||||||
| Майдари СЭС | Ввод мощности | СЭС | 1 | ФЭСМ Туяна (код ГТП GVIE2827) | - | 40,0 | 40,0 | ||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 2 | ФЭСМ Майдари (код ГТП GVIE2817) | - | 20,6 | 20,6 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 3 | ФЭСМ Сарана (код ГТП GVIE2824) | - | 50,0 | 50,0 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 4 | ФЭСМ Падма (код ГТП GVIE2825) | - | 30,0 | 30,0 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 5 | ФЭСМ Нордан (код ГТП GVIE2819) | - | 40,0 | 40,0 | |||||||||
| Ввод мощности | СЭС | 6 | ФЭСМ Солонго (код ГТП GVIE2809) | - | 16,3 | 16,3 | |||||||||
| АО «Интер РАО — Электрогенерация» | Харанорская ГРЭС | Ввод мощности | ТЭС | 4 | ПСУ | Уголь | 230,0 | 230,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 5 | ПСУ | Уголь | 230,0 | 230,0 | |||||||||
| Итого по Забайкальскому краю | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 60,0 | 336,8 | 271,0 | 170,6 | 220,3 | 460,0 | 1458,7 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 460,0 | 460,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | 60,0 | 336,8 | 271,0 | 170,6 | 220,3 | 998,7 | |||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Иркутская область | ООО «Иркутская нефтяная компания» | Западная ГТЭС | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ГТА УРАЛ-6000 № 1 | Газ | 6,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ГТА УРАЛ-6000 № 2 | Газ | 6,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 3 | ГТА УРАЛ-6000 № 3 | Газ | 6,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 4 | ГТА УРАЛ-6000 № 4 | Газ | 6,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 6 | САТУРН ГТА-6РМ № 6 | Газ | 6,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 7 | САТУРН ГТА-6РМ № 7 | Газ | 6,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 9 | МОТОР СИЧ № 9 | Газ | 6,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 10 | МОТОР СИЧ № 10 | Газ | 6,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 11 | ЭГЭС-12С № 11 | Газ | 12,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 12 | ЭГЭС-12С № 12 | Газ | 12,0 | ||||||||||
| ООО «Иркутская нефтяная компания» | Центральная ГТЭС | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ЭГЭС-12С-12000 № 1 | Газ | 12,0 | ||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ЭГЭС-12С-12000 № 2 | Газ | 12,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 3 | ЭГЭС-12С-12000 № 3 | Газ | 12,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 4 | ЭГЭС-12С-12000 № 4 | Газ | 12,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 5 | ЭГЭС-12С-12000 № 5 | Газ | 12,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 6 | ЭГЭС-12С-12000 № 6 | Газ | 12,0 | ||||||||||
| ООО «Байкальская энергетическая компания» | Иркутская ТЭЦ-11 | Ввод мощности | ТЭС | 10 | ПСУ | Уголь | 230,0 | 230,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 11 | ПСУ | Уголь | 230,0 | 230,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 12 | ПСУ | Уголь | 230,0 | 230,0 | |||||||||
| АО «Витимэнергосбыт» | Мамаканская ГЭС | До модернизации | ГЭС | 2 | ПЛ-642-ВМ-300 | - | 21,5 | 21,5 | |||||||
| После модернизации | ГЭС | 27,0 | 27,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ГЭС | 5,5 | 5,5 | ||||||||||||
| АО «Группа „ИЛИМ“» | ТЭС Филиала АО «Группа „ИЛИМ“ г. Усть-Илимск» | Ввод мощности | ТЭС | - | ТГ | Черный щелок | 35,0 | ||||||||
| Итого по Иркутской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 179,0 | 460,0 | 230,0 | 690,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 179,0 | 460,0 | 230,0 | 690,0 | |||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 21,5 | 21,5 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 21,5 | 21,5 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 27,0 | 27,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 27,0 | 27,0 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 5,5 | 5,5 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 5,5 | 5,5 | |||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Кемеровская область — Кузбасс | АО «Кузбассэнерго» | Беловская ГРЭС | До модернизации | ТЭС | 2 | К-215-130-1 | Уголь | 200,0 | 200,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 215,0 | 215,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 15,0 | 15,0 | ||||||||||||
| Итого по Кемеровской области — Кузбассу | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 200,0 | 200,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 200,0 | 200,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 215,0 | 215,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 215,0 | 215,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 15,0 | 15,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 15,0 | 15,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Красноярский край | АО «Красноярская ТЭЦ-1» | Красноярская ТЭЦ-1 | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 3 | ПТ-25-90/10 | Уголь | 25,0 | |||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 4 | ПТ-25-90/10 | Уголь | 25,0 | ||||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 5 | ПТ-25-90/10 | Уголь | 25,0 | ||||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 6 | ПТ-25-90/10 | Уголь | 25,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 15 | ПТ-35-90 | Уголь | 35,0 | ||||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 16 | ПТ-35-90 | Уголь | 35,0 | ||||||||||
| АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» | Красноярская ТЭЦ-3 | Ввод мощности | ТЭС | 2 | Т-185-130 | Уголь | 185,0 | ||||||||
| АО «Красноярская ТЭЦ-1» | Красноярская ТЭЦ-1 | До модернизации | ТЭС | 11 | Р-57-130/15 | Уголь | 57,0 | 57,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | 100,0 | 100,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 43,0 | 43,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 12 | Р-57-130/15 | Уголь | 57,0 | 57,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 87,0 | 87,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 30,0 | 30,0 | ||||||||||||
| ООО «Тайга Богучаны» | Электростанция ООО «Тайга Богучаны» | Ввод мощности | ТЭС | П-162-96/28/15/6 | Черный щелок | 162,0 | 162,0 | ||||||||
| Итого по Красноярскому краю | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 100,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 100,0 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 255,0 | 162,0 | 162,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 255,0 | 162,0 | 162,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 114,0 | 114,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 114,0 | 114,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 187,0 | 187,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 187,0 | 187,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 73,0 | 73,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 73,0 | 73,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Новосибирская область | АО «СГК-Новосибирск» | Новосибирская ТЭЦ-3 | До модернизации | ТЭС | 11 | Т-100/120-130 ПРЗ-1 | Уголь | 100,0 | 100,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 120,0 | 120,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 20,0 | 20,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 13 | Т-100/120-130 ПРЗ-1 | Уголь | 100,0 | 100,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | 120,0 | 120,0 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 20,0 | 20,0 | ||||||||||||
| Итого по Новосибирской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 100,0 | 100,0 | 200,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 100,0 | 100,0 | 200,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 120,0 | 120,0 | 240,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 120,0 | 120,0 | 240,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 20,0 | 20,0 | 40,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 20,0 | 20,0 | 40,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Бурятия | ООО «Юнигрин Пауэр» | Джидинская СЭС | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE1862) | - | 50,0 | |||||||
| ООО «Юнигрин Пауэр» | Новобичурская СЭС | Ввод мощности | СЭС | - | Солнечные агрегаты (код ГТП GVIE1863) | - | 52,0 | ||||||||
| ПАО «ТГК-14» | Улан-Удэнская ТЭЦ-2 | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ПСУ | Уголь | 65,0 | 65,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ПСУ | Уголь | 90,0 | 90,0 | |||||||||
| Итого по Республике Бурятия | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 102,0 | 65,0 | 90,0 | 155,0 | |||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 65,0 | 90,0 | 155,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | 102,0 | ||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Хакасия | АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» | Абаканская ТЭЦ | До модернизации | ТЭС | 1 | ПТ-60-130/13 | Уголь, мазут | 60,0 | 60,0 | ||||||
| После модернизации | ТЭС | 64,9 | 64,9 | ||||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 4,9 | 4,9 | ||||||||||||
| Итого по Республике Хакасия | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 60,0 | 60,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 64,9 | 64,9 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 64,9 | 64,9 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 4,9 | 4,9 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 4,9 | 4,9 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Томская область | АО «СХК» | Опытно-демонстрационный энергоблок г. Северска | Ввод мощности | АЭС | БРЕСТ-ОД-300 | Ядерное топливо | 300,0 | 300,0 | |||||||
| АО «РИР» | ТЭЦ СХК | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | ВТ-25-4 | Уголь, газ | 25,0 | 25,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 1 | ПР-30/35/8,8/1,0 | Уголь, газ | 30,0 | 30,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 2 | ВПТ-25-3 | Уголь, газ | 25,0 | 25,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ПР-30/35/8,8/1,0 | Уголь, газ | 30,0 | 30,0 | |||||||||
| Итого по Томской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 50,0 | 50,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 50,0 | 50,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 60,0 | 300,0 | 360,0 | ||||||||
| АЭС | 300,0 | 300,0 | |||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 60,0 | 60,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| ОЭС Сибири | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 100,0 | 50,0 | 50,0 | |||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 100,0 | 50,0 | 50,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 596,0 | 558,8 | 271,0 | 170,6 | 1045,3 | 780,0 | 2825,7 | ||||
| АЭС | 300,0 | 300,0 | |||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 434,0 | 222,0 | 525,0 | 780,0 | 1527,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | 162,0 | 336,8 | 271,0 | 170,6 | 220,3 | 998,7 | |||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 449,0 | 321,5 | 770,5 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 21,5 | 21,5 | |||||||||||||
| ТЭС | 449,0 | 300,0 | 749,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 556,9 | 362,0 | 918,9 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 27,0 | 27,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 556,9 | 335,0 | 891,9 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 107,9 | 40,5 | 148,4 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 5,5 | 5,5 | |||||||||||||
| ТЭС | 107,9 | 35,0 | 142,9 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Итого по 1-й синхронной зоне ЕЭС России | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 259,0 | 177,0 | 94,0 | 851,4 | 833,0 | 2000,0 | 3955,4 | |
| АЭС | 2000,0 | 2000,0 | |||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 259,0 | 177,0 | 94,0 | 851,4 | 833,0 | 1955,4 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 1337,3 | 3859,5 | 665,9 | 2151,9 | 4224,9 | 2002,3 | 1150,0 | 14054,4 | |||
| АЭС | 1200,0 | 1200,0 | 300,0 | 1150,0 | 3850,0 | ||||||||||
| ГЭС | 8,1 | 33,4 | 16,5 | 47,7 | 49,8 | 147,4 | |||||||||
| ГАЭС | 840,0 | 840,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 783,6 | 1070,9 | 56,9 | 155,0 | 2130,4 | 1280,0 | 4693,2 | ||||||||
| ВЭС | 252,0 | 901,5 | 171,5 | 506,2 | 686,5 | 672,5 | 2938,2 | ||||||||
| СЭС | 293,6 | 653,7 | 421,0 | 290,6 | 220,3 | 1585,6 | |||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 110,0 | 3670,2 | 5061,7 | 4194,5 | 214,0 | 351,0 | 13491,4 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 375,0 | 911,8 | 436,5 | 36,0 | 351,0 | 2110,3 | |||||||||
| ГАЭС | 15,9 | 15,9 | |||||||||||||
| ТЭС | 110,0 | 3295,2 | 4134,0 | 3758,0 | 178,0 | 11365,2 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 130,0 | 3849,5 | 5482,6 | 4506,3 | 230,0 | 387,5 | 14455,9 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 413,5 | 1014,8 | 489,5 | 40,0 | 387,5 | 2345,3 | |||||||||
| ГАЭС | 18,9 | 18,9 | |||||||||||||
| ТЭС | 130,0 | 3436,0 | 4448,9 | 4016,8 | 190,0 | 12091,7 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 20,0 | 179,3 | 420,9 | 311,8 | 16,0 | 36,5 | 964,5 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 38,5 | 103,0 | 53,0 | 4,0 | 36,5 | 235,0 | |||||||||
| ГАЭС | 3,0 | 3,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 20,0 | 140,8 | 314,9 | 258,8 | 12,0 | 726,5 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Приморский край | АО «ДГК» | Артемовская ТЭЦ | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 5 | КТ-115-8,8-2 | Уголь, мазут | 100,0 | 100,0 | ||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 6 | КТ-115-8,8-2 | Уголь, мазут | 100,0 | 100,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 7 | К-100-90-6 | Уголь | 100,0 | 100,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 8 | К-100-90-6 | Уголь | 100,0 | 100,0 | |||||||||
| ПАО «РусГидро» | Партизанская ГРЭС | Ввод мощности | ТЭС | 4 | К-140-12,8 | Уголь, мазут | 140,0 | 140,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 5 | К-140-12,8 | Уголь, мазут | 140,0 | 140,0 | |||||||||
| ПАО «РусГидро» | Артемовская ТЭЦ-2 (Шкотовская ТЭЦ) | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ПГУ | Газ | 220,0 | 220,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ПГУ | Газ | 220,0 | 220,0 | |||||||||
| ПАО «РусГидро» | Владивостокская ТЭЦ-2 | До модернизации | ТЭС | 2 | Т-98-115 | Газ, мазут | 98,0 | 98,0 | |||||||
| После модернизации | ТЭС | Т-120/130-12,8 | 120,0 | 120,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 22,0 | 22,0 | ||||||||||||
| До модернизации | ТЭС | 3 | Т-105-115 | Газ, мазут | 105,0 | 105,0 | |||||||||
| После модернизации | ТЭС | Т-120/130-12,8 | 120,0 | 120,0 | |||||||||||
| Изменение мощности | ТЭС | 15,0 | 15,0 | ||||||||||||
| АО «НЗМУ» | Шепаловская ТЭС | Ввод мощности | ТЭС | 1 — 4 | ГТУ | Газ | 30,0 | 30,0 | |||||||
| Итого по Приморскому краю | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 400,0 | 400,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 400,0 | 400,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 30,0 | 720,0 | 750,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 30,0 | 720,0 | 750,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 98,0 | 105,0 | 203,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 98,0 | 105,0 | 203,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 120,0 | 120,0 | 240,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 120,0 | 120,0 | 240,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 22,0 | 15,0 | 37,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 22,0 | 15,0 | 37,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Хабаровский край | АО «ДГК» | Комсомольская ТЭЦ-2 | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 5 | Т-27,5-90 | Уголь (газ) | 27,5 | 27,5 | ||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 6 | ПТ-60-90/13 | Уголь (газ) | 60,0 | 60,0 | |||||||||
| Хабаровская ТЭЦ-1 | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 1 | ПР-25/30-90 | Уголь (газ)/мазут | 25,0 | 25,0 | ||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 2 | ПТ-25/30-90 | Уголь (газ)/мазут | 30,0 | 30,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 3 | ПР-25/30-90 | Уголь (газ)/мазут | 25,0 | 25,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 6 | ПТ-50-90 | Уголь (газ)/мазут | 50,0 | 50,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 7 | Т-100-130 | Уголь (газ)/мазут | 100,0 | 100,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 8 | Т-100-130 | Уголь (газ)/мазут | 100,0 | 100,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 9 | Т-100/120-130 | Уголь (газ)/мазут | 105,0 | 105,0 | |||||||||
| ПАО «РусГидро» | Хабаровская ТЭЦ-4 (Южная ТЭЦ) | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ПГУ | Газ | 205,0 | 205,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ПГУ | Газ | 205,0 | 205,0 | |||||||||
| Итого по Хабаровскому краю | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 522,5 | 522,5 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 522,5 | 522,5 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 410,0 | 410,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 410,0 | 410,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Республика Саха (Якутия) | АО «ДГК» | Чульманская ТЭЦ | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 3 | ПТ-12-35 | Уголь | 12,0 | |||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 7 | ПТ-12-35/10М | Уголь | 12,0 | 12,0 | |||||||||
| ПАО «Якутскэнерго» | Якутская ГРЭС | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 2 | ГТЭ-45-3 | Газ, дизель | 41,4 | 41,4 | |||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 3 | ГТЭ-45-3 | Газ, дизель | 41,1 | 41,1 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 4 | ГТЭ-45-3 | Газ, дизель | 43,0 | 43,0 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 7 | ГТ-35-770 | Газ, дизель | 22,3 | 22,3 | |||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 8 | ГТ-35-770 | Газ, дизель | 22,2 | 22,2 | |||||||||
| ПАО «РусГидро» | Нерюнгринская ГРЭС | Ввод мощности | ТЭС | 4 | К-225-12,8 | Уголь | 225,0 | 225,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 5 | К-225-12,8 | Уголь | 225,0 | 225,0 | |||||||||
| АО «Интер РАО — Электрогенерация» | Новоленская ТЭС | Ввод мощности | ТЭС | 1 — 3 | ПСУ | Газ | 550,0 | 550,0 | |||||||
| ПАО «РусГидро» | Якутская ГРЭС-2 (2-я очередь) (Туймаада ТЭЦ) | Ввод мощности | ТЭС | 1 | ПСУ | Газ | 80,0 | 80,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 2 | ПСУ | Газ | 80,0 | 80,0 | |||||||||
| ООО «Газпромэнергохолдинг» | Южно-Якутская ТЭС | Ввод мощности | ТЭС | 1 — 2 | ГТУ | Газ | 220,0 | 220,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 3 | ПТУ | Газ | 110,0 | 110,0 | |||||||||
| АО «Вилюйская ГЭС-3» | Светлинская ГЭС | Ввод мощности | ГЭС | 4 | ГА | - | 104,0 | 104,0 | |||||||
| АО «Якутская ГРЭС-2» | Якутская ГРЭС Новая | Вывод из эксплуатации | ТЭС | 2 | ГТУ LM 6000 | Газ | 40,4 | 40,4 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 5 | ЭГЭС-25ПА | Газ | 25,0 | 25,0 | |||||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 6 | ЭГЭС-25ПА | Газ | 25,0 | 25,0 | |||||||||
| ООО «Якутская генерирующая компания» | ГПЭС Вилюйск | Ввод мощности | ТЭС | - | ГПУ | Газ | 33,0 | 33,0 | |||||||
| Итого по Республике Саха (Якутия) | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 12,0 | 40,4 | 12,0 | 170,1 | 222,5 | |||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 12,0 | 40,4 | 12,0 | 170,1 | 222,5 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 83,0 | 300,0 | 744,0 | 550,0 | 1677,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 104,0 | 104,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 83,0 | 300,0 | 640,0 | 550,0 | 1573,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Амурская область | ООО «Свободненская ТЭС» | Свободненская ТЭС | Ввод мощности | ТЭС | - | ПГУ | Газ | 450,0 | 450,0 | ||||||
| Итого по Амурской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 450,0 | 450,0 | |||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 450,0 | 450,0 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| ОЭС Востока | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 12,0 | 40,4 | 12,0 | 1092,6 | 1145,0 | |||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 12,0 | 40,4 | 12,0 | 1092,6 | 1145,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 113,0 | 300,0 | 1874,0 | 1000,0 | 3287,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 104,0 | 104,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 113,0 | 300,0 | 1770,0 | 1000,0 | 3183,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 98,0 | 105,0 | 203,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 98,0 | 105,0 | 203,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 120,0 | 120,0 | 240,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 120,0 | 120,0 | 240,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 22,0 | 15,0 | 37,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 22,0 | 15,0 | 37,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Итого по 2-й синхронной зоне ЕЭС России | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 12,0 | 40,4 | 12,0 | 1092,6 | 1145,0 | |||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 12,0 | 40,4 | 12,0 | 1092,6 | 1145,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 113,0 | 300,0 | 1874,0 | 1000,0 | 3287,0 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 104,0 | 104,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 113,0 | 300,0 | 1770,0 | 1000,0 | 3183,0 | ||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 98,0 | 105,0 | 203,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 98,0 | 105,0 | 203,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 120,0 | 120,0 | 240,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 120,0 | 120,0 | 240,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 22,0 | 15,0 | 37,0 | ||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 22,0 | 15,0 | 37,0 | ||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Итого по ЕЭС России | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 271,0 | 217,4 | 106,0 | 1944,0 | 833,0 | 2000,0 | 5100,4 | |
| АЭС | 2000,0 | 2000,0 | |||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 271,0 | 217,4 | 106,0 | 1944,0 | 833,0 | 3100,4 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 1337,3 | 3972,5 | 965,9 | 4025,9 | 5224,9 | 2002,3 | 1150,0 | 17341,4 | |||
| АЭС | 1200,0 | 1200,0 | 300,0 | 1150,0 | 3850,0 | ||||||||||
| ГЭС | 8,1 | 33,4 | 16,5 | 104,0 | 47,7 | 49,8 | 251,4 | ||||||||
| ГАЭС | 840,0 | 840,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 783,6 | 1183,9 | 356,9 | 1925,0 | 3130,4 | 1280,0 | 7876,2 | ||||||||
| ВЭС | 252,0 | 901,5 | 171,5 | 506,2 | 686,5 | 672,5 | 2938,2 | ||||||||
| СЭС | 293,6 | 653,7 | 421,0 | 290,6 | 220,3 | 1585,6 | |||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 110,0 | 3768,2 | 5061,7 | 4194,5 | 319,0 | 351,0 | 13694,4 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 375,0 | 911,8 | 436,5 | 36,0 | 351,0 | 2110,3 | |||||||||
| ГАЭС | 15,9 | 15,9 | |||||||||||||
| ТЭС | 110,0 | 3393,2 | 4134,0 | 3758,0 | 283,0 | 11568,2 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 130,0 | 3969,5 | 5482,6 | 4506,3 | 350,0 | 387,5 | 14695,9 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 413,5 | 1014,8 | 489,5 | 40,0 | 387,5 | 2345,3 | |||||||||
| ГАЭС | 18,9 | 18,9 | |||||||||||||
| ТЭС | 130,0 | 3556,0 | 4448,9 | 4016,8 | 310,0 | 12331,7 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 20,0 | 201,3 | 420,9 | 311,8 | 31,0 | 36,5 | 1001,5 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 38,5 | 103,0 | 53,0 | 4,0 | 36,5 | 235,0 | |||||||||
| ГАЭС | 3,0 | 3,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 20,0 | 162,8 | 314,9 | 258,8 | 27,0 | 763,5 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Чукотский автономный округ | АО «Концерн Росэнергоатом» | Билибинская АЭС | Вывод из эксплуатации | АЭС | 2 — 4 | ЭПГ-6 | Ядерное топливо | 36,0 | 36,0 | ||||||
| Администрация Чукотского АО | Энергоцентр г. Билибино (Билибинская ДЭС) | Ввод мощности | ТЭС | - | ДЭС | Дизель | 25,0 | ||||||||
| Итого по Чукотскому автономному округу | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 36,0 | 36,0 | ||||||
| АЭС | 36,0 | 36,0 | |||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 25,0 | ||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ГАЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 25,0 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Сахалинская область | ПАО «Сахалинэнерго» | Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | Ввод мощности | ТЭС | 9 | ЭГЭС-25ПА | Газ | 25,0 | |||||||
| Ввод мощности | ТЭС | 10 | ЭГЭС-25ПА | Газ | 25,0 | ||||||||||
| Вывод из эксплуатации | ТЭС | 5 | LM6000 PF Sprint | Газ | 45,6 | 45,6 | |||||||||
| Итого по Сахалинской области | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 45,6 | 45,6 | ||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 45,6 | 45,6 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 50,0 | ||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ГАЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 50,0 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Итого по технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 81,6 | 81,6 | ||||||
| АЭС | 36,0 | 36,0 | |||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 45,6 | 45,6 | |||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 75,0 | ||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ГАЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 75,0 | ||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | |||||||||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | |||||||||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Итого по электроэнергетическим системам России | - | - | Вывод из эксплуатации | Всего | - | - | - | 271,0 | 299,0 | 106,0 | 1944,0 | 833,0 | 2000,0 | 5182,0 | |
| АЭС | 36,0 | 2000,0 | 2036,0 | ||||||||||||
| ГЭС | |||||||||||||||
| ТЭС | 271,0 | 263,0 | 106,0 | 1944,0 | 833,0 | 3146,0 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Ввод мощности | Всего | - | - | - | 1412,3 | 3972,5 | 965,9 | 4025,9 | 5224,9 | 2002,3 | 1150,0 | 17341,4 | |||
| АЭС | 1200,0 | 1200,0 | 300,0 | 1150,0 | 3850,0 | ||||||||||
| ГЭС | 8,1 | 33,4 | 16,5 | 104,0 | 47,7 | 49,8 | 251,4 | ||||||||
| ГАЭС | 840,0 | 840,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 858,6 | 1183,9 | 356,9 | 1925,0 | 3130,4 | 1280,0 | 7876,2 | ||||||||
| ВЭС | 252,0 | 901,5 | 171,5 | 506,2 | 686,5 | 672,5 | 2938,2 | ||||||||
| СЭС | 293,6 | 653,7 | 421,0 | 290,6 | 220,3 | 1585,6 | |||||||||
| До модернизации | Всего | - | - | - | 110,0 | 3768,2 | 5061,7 | 4194,5 | 319,0 | 351,0 | 13694,4 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 375,0 | 911,8 | 436,5 | 36,0 | 351,0 | 2110,3 | |||||||||
| ГАЭС | 15,9 | 15,9 | |||||||||||||
| ТЭС | 110,0 | 3393,2 | 4134,0 | 3758,0 | 283,0 | 11568,2 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| После модернизации | Всего | - | - | - | 130,0 | 3969,5 | 5482,6 | 4506,3 | 350,0 | 387,5 | 14695,9 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 413,5 | 1014,8 | 489,5 | 40,0 | 387,5 | 2345,3 | |||||||||
| ГАЭС | 18,9 | 18,9 | |||||||||||||
| ТЭС | 130,0 | 3556,0 | 4448,9 | 4016,8 | 310,0 | 12331,7 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС | |||||||||||||||
| Изменение мощности | Всего | - | - | - | 20,0 | 201,3 | 420,9 | 311,8 | 31,0 | 36,5 | 1001,5 | ||||
| АЭС | |||||||||||||||
| ГЭС | 38,5 | 103,0 | 53,0 | 4,0 | 36,5 | 235,0 | |||||||||
| ГАЭС | 3,0 | 3,0 | |||||||||||||
| ТЭС | 20,0 | 162,8 | 314,9 | 258,8 | 27,0 | 763,5 | |||||||||
| ВЭС | |||||||||||||||
| СЭС |
Примечание — <1> В соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 № 1172, поставщики мощности по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, заключенным по результатам отбора проектов, вправе изменить планируемое местонахождение генерирующего объекта. В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 20.05.2022 № 912 поставщик мощности по указанным договорам вправе до наступления даты начала поставки мощности осуществить отсрочку начала периода поставки мощности.
Приложение № 3 к схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы
ПЕРЕЧЕНЬ И ОПИСАНИЕ ТЕРРИТОРИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ НЕОБХОДИМОЙ ГЕНЕРАЦИИ, НА КОТОРЫХ ОПРЕДЕЛЕНО НАЛИЧИЕ В НОРМАЛЬНОЙ ИЛИ ЕДИНИЧНОЙ РЕМОНТНОЙ СХЕМЕ ДЕФИЦИТА АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, НЕ ПОКРЫВАЕМОГО С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОБЪЕКТОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
1. Иркутско-Черемховский и Тулуно-Зиминский районы Иркутской области, Западный, Юго-Восточный и Читинский районы Забайкальского края, Южная часть Республики Бурятия
Иркутско-Черемховский и Тулуно-Зиминский районы Иркутской области, Западный, Юго-Восточный и Читинский районы Забайкальского края, Южная часть Республики Бурятия включают в себя территорию следующих субъектов Российской Федерации и отдельных их территорий:
- территория Иркутской области, включающая Аларский, Балаганский, Баяндаевский, Боханский, Жигаловский, Заларинский, Зиминский, Иркутский, Качугский, Куйтунский, Нижнеудинский, Нукутский, Ольхонский, Осинский, Слюдянский, Тулунский, Усольский, Усть-Удинский, Черемховский, Шелеховский и Эхирит-Булагатский муниципальные районы, Ангарский городской округ, г. Ангарск, г. Зима, г. Иркутск, г. Нижнеудинск, г. Саянск, г. Свирск, г. Тулун, г. Усолье-Сибирское, г. Черемхово, г. Шелехов;
- территория Республики Бурятия, включающая Баргузинский, Баунтовский эвенкийский, Бичурский, Джидинский, Еравнинский, Заиграевский, Закаменский, Иволгинский, Кабанский, Кижингинский, Курумканский, Кяхтинский, Мухоршибирский, Окинский, Прибайкальский, Селенгинский, Тарбагатайский, Тункинский и Хоринский муниципальные районы и г. Улан-Удэ;
- территория Забайкальского края, включающая Агинский, Балейский, Борзинский, Дульдургинский, Забайкальский, Карымский, Краснокаменский, Красночикойский, Кыринский, Могойтуйский, Нерчинский, Оловяннинский, Петровск-Забайкальский, Сретенский, Улётовский, Хилокский, Чернышевский, Читинский, Шелопугинский и Шилкинский муниципальные районы, Акшинский, Александрово-Заводский, Газимуро-Заводский, Калганский, Могочинский, Нерчинско-Заводский, Ононский и Приаргунский муниципальные округа, г. Краснокаменск, г. Чита, п. Агинское, г. Петровск-Забайкальский, закрытое административно-территориальное образование п. Горный.
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей в Иркутско-Черемховском и Тулуно-Зиминском энергорайонах энергосистемы Иркутской области, а также южной части Республики Бурятия и Забайкальского края (далее — юго-восточная часть объединенной энергетической системы (далее — ОЭС) Сибири) выполнен анализ режимно-балансовой ситуации за контролируемым сечением (далее — КС) «Братск — Иркутск», включающим в себя ВЛ 500 кВ Братский ПП — Ново-Зиминская, ВЛ 500 кВ Братская ГЭС — Тулун № 1, ВЛ 500 кВ Братская ГЭС — Тулун № 2, а также с учетом пропускной способности ВЛ 220 кВ Тулун — Покосное, ВЛ 110 кВ Замзор — Тайшет с отпайками, ВЛ 110 кВ Силикатная — Тайшет с отпайкой на ПС Облепиха.
Основные показатели баланса мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 1. При формировании потребности в дополнительной мощности учитывается резервирование в размере 5% от собственного максимума потребления мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск».
Баланс мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
| Наименование | 2025 г. | 2026 г. | 2027 г. | 2028 г. | 2029 г. | 2030 г. |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Максимум потребления мощности | 8607 | 9037 | 9426 | 9528 | 10071 | 10111 |
| в том числе потребление центров обработки данных (по укрупненной оценке) | 850 | 850 | 850 | 850 | 850 | 850 |
| Дополнительная мощность для резервирования в размере 5% | 430 | 452 | 471 | 476 | 504 | 506 |
| Потребность в мощности | 9382 | 9834 | 10242 | 10349 | 10920 | 10962 |
| в том числе экспорт в Монголию | 345 | 345 | 345 | 345 | 345 | 345 |
| Располагаемая мощность электростанций | 6274 | 6274 | 6274 | 6274 | 7579 | 7579 <1> |
| Аварийность максимальная | 1358 | 1358 | 1358 | 1358 | 1358 | 1358 |
| Аварийность среднестатистическая | 1021 | 1021 | 1021 | 1021 | 1021 | 1021 |
| Доступная для покрытия максимума потребления мощность электростанций с учетом аварийности максимальной <2> | 4916 | 4916 | 4916 | 4916 | 6221 | 6221 <1> |
| Переток из ОЭС Востока | 64 | 64 | 64 | 64 | 64 | 64 |
| Пропускная способность электропередачи Братск — Иркутск в нормальной схеме | 2197 | 2197 | 2197 | 2197 | 2197 | 2197 |
| Пропускная способность электропередачи Братск — Иркутск в единичной ремонтной схеме | 1792 | 1792 | 1792 | 1792 | 1792 | 1792 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в нормальной схеме с учетом аварийности максимальной | -2205 | -2657 | -3065 | -3172 | -2438 | -2480 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в единичной ремонтной схеме с учетом аварийности максимальной | -2610 | -3062 | -3470 | -3577 | -2843 | -2885 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в единичной ремонтной схеме с учетом аварийности среднестатистической | -2273 | -2725 | -3133 | -3240 | -2506 | -2548 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в единичной ремонтной схеме без учета резервирования и аварийности | -822 | -1252 | -1641 | -1743 | -981 | -1021 |
1 <1> С учетом мощности отобранных генерирующих объектов по итогам проведенных конкурентных отборов мощности новых генерирующих объектов, в том числе Улан-Удэнская ТЭЦ-2 (155 МВт), Иркутская ТЭЦ-11 (690 МВт), Харанорская ГРЭС (460 МВт).
2 <2> Под доступной для покрытия максимума потребления мощности электростанций понимается располагаемая мощность электростанций рассматриваемого энергорайона, уменьшенная на величину учитываемой аварийности генерирующего оборудования, которая в расчетах принималась как наибольшая величина аварийно остановленного генерирующего оборудования в период прохождения соответствующего максимума нагрузки (зимнего или летнего) электроэнергетической системы или ее отдельного энергорайона, с учетом планов собственников указанного генерирующего оборудования по его реконструкции или модернизации. При этом максимальная величина аварийности снижалась в рассматриваемых энергорайонах при условии завершения плановой модернизации или замены генерирующего оборудования, которое находилось в аварийном ремонте в период прохождения максимума нагрузок в ретроспективном периоде.
Анализ баланса мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» показывает, что непокрываемый дефицит мощности составит 2480 МВт в нормальной схеме существующей сети в 2030 году, 2885 МВт — в единичной ремонтной схеме существующей сети в 2030 году.
В случае неучета фактора аварийности генерирующего оборудования, а также резервирования потребления мощности в размере 5%, величина дефицита мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» составит 1021 МВт в единичной ремонтной схеме существующей сети в 2030 году.
Основные показатели баланса мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Иркутск — Бурятия» для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 2. При формировании потребности в дополнительной мощности учитывается резервирование в размере 5% от собственного максимума потребления мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Иркутск — Бурятия».
Баланс мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Иркутск — Бурятия» для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
| Наименование | 2025 г. | 2026 г. | 2027 г. | 2028 г. | 2029 г. | 2030 г. |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Максимум потребления мощности | 2736 | 2962 | 3180 | 3213 | 3660 | 3714 |
| Дополнительная мощность для резервирования в размере 5% | 137 | 148 | 159 | 161 | 183 | 186 |
| Потребность в мощности | 3218 | 3455 | 3684 | 3719 | 4188 | 4245 |
| в том числе экспорт в Монголию | 345 | 345 | 345 | 345 | 345 | 345 |
| Располагаемая мощность электростанций | 2887 | 2887 | 2887 | 2887 | 3502 | 3502 <1> |
| Аварийность максимальная | 1078 | 1078 | 1078 | 1078 | 1078 | 1078 |
| Аварийность среднестатистическая | 850 | 850 | 850 | 850 | 850 | 850 |
| Доступная для покрытия максимума потребления мощность электростанций с учетом аварийности максимальной | 1809 | 1809 | 1809 | 1809 | 2424 | 2424 <1> |
| Переток из ОЭС Востока | 64 | 64 | 64 | 64 | 64 | 64 |
| Пропускная способность КС «Иркутск — Бурятия» в нормальной схеме | 650 | 650 | 650 | 650 | 650 | 650 |
| Пропускная способность КС «Иркутск — Бурятия» в единичной ремонтной схеме | 295 | 295 | 295 | 295 | 295 | 295 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в нормальной схеме с учетом аварийности максимальной | -695 | -932 | -1161 | -1196 | -1050 | -1107 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в единичной ремонтной схеме с учетом аварийности максимальной | -1050 | -1287 | -1516 | -1551 | -1405 | -1462 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в единичной ремонтной схеме с учетом аварийности среднестатистической | -822 | -1059 | -1288 | -1323 | -1177 | -1234 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в единичной ремонтной схеме без учета резервирования и аварийности | 165 | -61 | -279 | -312 | -144 | -198 |
Примечание - <1> с учетом мощности отобранных генерирующих объектов по итогам проведенных конкурентных отборов мощности новых генерирующих объектов, в том числе Улан-Удэнская ТЭЦ-2 (155 МВт), Харанорская ГРЭС (460 МВт).
Анализ баланса мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Иркутск — Бурятия» показывает, что непокрываемый дефицит мощности в южных частях энергосистем Забайкальского края и Республики Бурятия составит 1107 МВт в нормальной схеме существующей сети в 2030 году, 1462 МВт — в единичной ремонтной схеме существующей сети в 2030 году.
В случае неучета фактора аварийности генерирующего оборудования, а также резервирования потребления мощности в размере 5%, величина дефицита мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Иркутск — Бурятия» составит 198 МВт в единичной ремонтной схеме существующей сети в 2030 году.
Основные показатели баланса мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Бурятия — Чита» для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 3. При формировании потребности в дополнительной мощности учитывается резервирование в размере 5% от собственного максимума потребления мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Бурятия — Чита».
Баланс мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Бурятия — Чита» для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
| Наименование | 2025 г. | 2026 г. | 2027 г. | 2028 г. | 2029 г. | 2030 г. |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Максимум потребления мощности | 1453 | 1628 | 1788 | 1813 | 1931 | 1936 |
| Дополнительная мощность для резервирования в размере 5% | 73 | 81 | 89 | 91 | 97 | 97 |
| Потребность в мощности | 1526 | 1709 | 1877 | 1904 | 2028 | 2033 |
| Располагаемая мощность электростанций | 1468 | 1468 | 1468 | 1468 | 1928 | 1928 <1> |
| Аварийность максимальная | 385 | 385 | 385 | 385 | 385 | 385 |
| Доступная для покрытия максимума потребления мощность электростанций с учетом аварийности максимальной | 1083 | 1083 | 1083 | 1083 | 1543 | 1543 <1> |
| Переток из ОЭС Востока | 64 | 64 | 64 | 64 | 64 | 64 |
| Пропускная способность КС «Бурятия — Чита» в нормальной схеме | 342 | 342 | 342 | 342 | 342 | 342 |
| Пропускная способность КС «Бурятия — Чита» в единичной ремонтной схеме | 210 | 210 | 210 | 210 | 210 | 210 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в нормальной схеме с учетом аварийности максимальной | -37 | -220 | -388 | -415 | -79 | -84 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в единичной ремонтной схеме с учетом аварийности максимальной | -169 | -352 | -520 | -547 | -211 | -216 |
| Дефицит (-)/избыток (+) в единичной ремонтной схеме без учета резервирования и аварийности | 216 | 33 | -135 | -162 | 174 | 169 |
Примечание - <1> с учетом мощности отобранных генерирующих объектов по итогам проведенных конкурентных отборов мощности новых генерирующих объектов, в том числе Харанорская ГРЭС (460 МВт).
Анализ баланса мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Бурятия — Чита» показывает, что непокрываемый дефицит мощности в южной части энергосистемы Забайкальского края составит 84 МВт в нормальной схеме существующей сети в 2030 году, 216 МВт — в единичной ремонтной схеме существующей сети в 2030 году.
В случае неучета фактора аварийности генерирующего оборудования, а также резервирования потребления мощности в размере 5%, дефицит мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Бурятия — Чита» в единичной ремонтной схеме существующей сети в 2030 году отсутствует.
Перечень мероприятий, необходимых для исключения возникновения непокрываемого дефицита электрической энергии и мощности.
Исходя из анализа перспективных режимов работы юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» с учетом:
- планов по набору нагрузки существующими и перспективными потребителями в рамках действующих договоров об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям, учтенных при разработке прогноза потребления электрической мощности на рассматриваемый перспективный период;
- существующей динамики развития рассматриваемого региона, роста валового регионального продукта и промышленного производства, появления новых точек роста экономики и соответствующего роста инвестиционного интереса к региону;
- величины прогнозируемого непокрываемого дефицита мощности, определенной в том числе по результатам многокритериальной оценки новых инвестиционных проектов;
- величины прогнозируемого дефицита электрической энергии в ОЭС Сибири и ее восточной части в средневодный и маловодный годы;
- необходимости повышения уровня балансовой надежности;
- необходимости покрытия дефицитов активной мощности в отдельных энергорайонах юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск»,
для покрытия прогнозируемого дефицита мощности в юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» в объеме 2885 МВт целесообразно рассматривать комбинированный вариант развития со строительством дополнительных объектов генерации в юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» совместно с использованием мощности существующих и вновь сооружаемых генерирующих объектов в других частях ЕЭС России с передачей в дефицитный энергорайон за КС «Братск — Иркутск» путем сооружения ЛЭП с использованием технологии постоянного тока, как наиболее эффективной для передачи значительных объемов мощности на большие расстояния.
Для обеспечения покрытия части прогнозируемого дефицита мощности в юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» предлагается строительство двухполюсной передачи постоянного тока (далее — ППТ) из центральной части ОЭС Сибири (со строительством преобразовательной ПС 500 кВ в районе ПС 1150 кВ Итатская (ПС 500 кВ Камала-1)) в юго-восточную часть ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» пропускной способностью порядка 1500 МВт с установкой преобразовательного оборудования. Места размещения преобразовательных подстанций подлежат определению в рамках разработки отдельной проектной документации.
Реализация ППТ позволит обеспечить экономию затрат на сооружение альтернативных технических решений по строительству протяженных ЛЭП переменного тока напряжением 500 кВ, возможность управления потоками мощности с максимальной эффективностью использования пропускной способности электрической сети, возможность масштабировать реализованный проект с увеличением его пропускной способности.
При этом для покрытия дефицитов активной мощности в отдельных энергорайонах юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» объем генерирующих объектов, подлежащих строительству, должен составлять не менее 1462 МВт установленной мощности объектов генерации, обеспечивающих техническую возможность выработки электрической энергии с числом часов использования установленной мощности не менее 6500 часов в году без наличия сезонных ограничений (далее — Гарантированная генерация) в южных частях энергосистем Забайкальского края и Республики Бурятия, в том числе не менее 216 МВт — в южной части энергосистемы Забайкальского края.
При этом с учетом статистически подтвержденного аварийного снижения генерирующей мощности, определяемого на основании функции распределения вероятного объема снижения мощности генерирующего оборудования, формируемой в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 года № 1172, с применением метода математического моделирования случайных величин на основе характеристик, сформированных на основании статистических данных об определенных в соответствии с указанными правилами объемах неплановых снижений мощности генерирующего оборудования электростанций, расположенных в рассматриваемом энергорайоне, для нормативного значения, соответствующего одному событию в рабочие дни 10 последних сезонных периодов года (далее — среднестатистическая аварийность) в юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск», величиной 1021 МВт, дефицит мощности в юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск — Иркутск» может быть снижен до величины 2548 МВт.
С учетом среднестатистической аварийности генерирующего оборудования в южных частях энергосистем Забайкальского края и Республики Бурятия величиной 850 МВт дефицит мощности в южных частях энергосистем Забайкальского края и Республики Бурятия может быть снижен до величины 1234 МВт, в том числе не менее 216 МВт — в южной части энергосистемы Забайкальского края. При этом требуется создание механизма, направленного на выполнение собственниками объектов по производству электрической энергии необходимых мероприятий по приведению состояния оборудования в нормальное техническое состояние, обеспечивающее непревышение среднестатистической аварийности.
Генерирующие объекты, подлежащие строительству, должны быть отобраны по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов.
Мероприятия по обеспечению схемы выдачи мощности генерирующих объектов подлежат определению в рамках отдельного проектирования.
ОЭС Востока включает в себя территорию следующих субъектов Российской Федерации и отдельных их территорий:
- Амурская область;
- Приморский край;
- территория Хабаровского края, включающая Амурский, Бикинский, Ванинский, Верхнебуреинский, Вяземский, Комсомольский, Нанайский, Советско-Гаванский, Солнечный, Хабаровский муниципальные районы, городской округ «Город Хабаровск», городской округ «Город Комсомольск-на-Амуре»;
- Еврейская автономная область;
- территория Республики Саха (Якутия), включающая Алданский, Амгинский, Верхоянский, Верхневилюйский, Горный, Мегино-Кангаласский, Ленский, Мирнинский, Намский, Нерюнгринский, Нюрбинский, Олекминский, Сунтарский, Таттинский, Томпонский, Усть-Алданский, Усть-Майский, Хангаласский и Чурапчинский муниципальные районы, городской округ «Город Якутск» (г. Якутск), городской округ «Жатай» (п. Жатай).
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей в ОЭС Востока сформированы балансы электрической энергии.
Основные показатели баланса электрической энергии ОЭС Востока для условий средневодного года представлены в таблице 4.
Баланс электрической энергии ОЭС Востока для условий средневодного года, млн кВт·ч
| Наименование | 2025 г. | 2026 г. | 2027 г. | 2028 г. | 2029 г. | 2030 г. |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Потребление электрической энергии | 51006 | 55667 | 59984 | 63425 | 63963 | 64086 |
| Экспорт электрической энергии | 4500 | 4500 | 4500 | 4500 | 4500 | 4500 |
| Потребность в электрической энергии | 55506 | 60167 | 64484 | 67925 | 68463 | 68586 |
| Производство электрической энергии | 46860 | 50655 | 54646 | 59426 | 62357 | 62358 <1> |
| ГЭС | 16316 | 16316 | 16316 | 16316 | 16316 | 16316 |
| ТЭС | 30544 | 34339 | 38330 | 43110 | 46041 | 46042 |
| Дефицит (-)/избыток (+) | -8646 | -9512 | -9838 | -8499 | -6106 | -6228 |
| Сальдо перетоков электрической энергии в смежные энергосистемы (выдача «-»; прием «+») | -1027 | -1399 | -1549 | -1549 | -1549 | -1549 |
| Дефицит (-)/избыток (+) с учетом сальдо перетоков электрической энергии в смежные энергосистемы | -9672 | -10911 | -11387 | -10048 | -7655 | -7777 |
Примечание - <1> с учетом реализации мероприятий по вводу мощности на Партизанской ГРЭС (280 МВт), Артемовской ТЭЦ-2 (Шкотовской ТЭЦ) (440 МВт), Владивостокской ТЭЦ-2 (37 МВт), Хабаровской ТЭЦ-4 (Южной ТЭЦ) (410 МВт), Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт), Якутской ГРЭС-2 (2-я очередь) (Туймаада ТЭЦ) (160 МВт), Южно-Якутской ТЭС (330 МВт), Якутской ГРЭС Новая (50 МВт), ГПЭС Вилюйск (33 МВт), Свободненской ТЭС (450 МВт).
Баланс электрической энергии при среднемноголетней величине выработки электрической энергии ГЭС к 2030 году с учетом рисков останова генерирующего оборудования иностранного производства складывается с дефицитом 7777 млн кВт·ч, что эквивалентно не менее 1197 МВт максимальной установленной мощности Гарантированной генерации.
Основные показатели баланса мощности энергорайона ОЭС Востока, ограниченного КС «Районная — Городская» и КС «Нерюнгринская ГРЭС — НПС-18», для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 5.
Баланс мощности энергорайона ОЭС Востока, ограниченного КС «Районная — Городская» и КС «Нерюнгринская ГРЭС — НПС-18», для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
Основные показатели баланса мощности энергорайона ОЭС Востока, ограниченного КС «Хабаровск — Комсомольск», для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 6.
Баланс мощности энергорайона ОЭС Востока, ограниченного КС «Хабаровск — Комсомольск», для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
Основные показатели баланса мощности энергорайона ОЭС Востока за КС «Переход через Амур» для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 7.
Баланс мощности энергорайона ОЭС Востока за КС «Переход через Амур» для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
Основные показатели баланса мощности энергорайона ОЭС Востока за КС «ПримГРЭС — Юг» для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 8.
Баланс мощности энергорайона ОЭС Востока за КС «ПримГРЭС — Юг» для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
При формировании балансов мощности отдельных энергорайонов ОЭС Востока учтено аварийное снижение мощности генерирующего оборудования, соответствующее среднестатистической аварийности, достигаемой за счет реализации запланированной реконструкции (модернизации) генерирующего оборудования в рамках принятых решений. При формировании потребности в дополнительной мощности в качестве резервирования учитывается возможность снижения величины экспорта.
В случае неучета фактора аварийности генерирующего оборудования, в 2030 году дефицит мощности в северной части энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области и за КС «Переход через Амур» отсутствует, а величина дефицита мощности в остальных энергорайонах в 2030 году составит:
- не менее 208 МВт в энергорайоне ОЭС Востока, ограниченном КС «Районная — Городская» и КС «Нерюнгринская ГРЭС — НПС-18», в том числе не менее 139 МВт в Центральном районе энергосистемы Республики Саха (Якутия);
- не менее 122 МВт в южной части энергосистемы Приморского края.
Перечень мероприятий, необходимых для исключения возникновения непокрываемого дефицита электрической энергии и локальных дефицитов мощности.
При определении минимально необходимой для покрытия дефицитов активной мощности в отдельных энергорайонах ОЭС Востока величины генерирующей мощности должны учитываться следующие факторы:
- планы по набору нагрузки существующими и перспективными потребителями на рассматриваемый перспективный период;
- необходимость повышения уровня балансовой надежности;
- необходимость покрытия дефицитов активной мощности в отдельных энергорайонах ОЭС Востока;
- исключение строительства дополнительных протяженных электрических связей для передачи мощности вновь сооружаемых электростанций к узлам нагрузок.
Для покрытия дефицитов активной мощности в отдельных энергорайонах ОЭС Востока целесообразно рассматривать комбинированный вариант развития со строительством дополнительных объектов генерации совместно с развитием электрической сети. Исходя из анализа перспективных режимов работы ОЭС Востока для покрытия дефицитов активной мощности в отдельных энергорайонах ОЭС Востока рассматривается следующий объем мероприятий:
- в Центральном районе энергосистемы Республики Саха (Якутия) сооружение Гарантированной генерации установленной мощностью не менее 233 МВт;
- в энергорайоне за КС «Переход через Амур» сооружение Гарантированной генерации установленной мощностью не менее 445 МВт, в том числе не менее 242 МВт — в южной части энергосистемы Приморского края. При этом в случае отсутствия возможности размещения новой генерации в объеме 242 МВт в южной части энергосистемы Приморского края дефицит мощности может быть покрыт путем строительства Гарантированной генерации в объеме не менее 445 МВт в энергорайоне, ограниченном КС «Переход через Амур» и КС «ПримГРЭС — Юг», со строительством второй ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Варяг;
- строительство ВЛ 500 кВ Хабаровская — Комсомольская с реконструкцией ПС 500 кВ Комсомольская с установкой второго автотрансформатора 500/220 кВ мощностью 501 МВА для покрытия дефицита мощности в северной части энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области.
При этом оставшаяся часть дефицита электрической энергии, эквивалентная 519 МВт Гарантированной генерации, может быть покрыта путем строительства на территории ОЭС Востока солнечных электростанций (далее — СЭС) и ветроэлектрических станций (далее — ВЭС) суммарной установленной мощностью порядка 1700 МВт.
Генерирующие объекты, подлежащие строительству, должны быть отобраны по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов.
Мероприятия по обеспечению схемы выдачи мощности генерирующих объектов подлежат определению в рамках отдельного проектирования.
3. ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов»
ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» включает в себя территорию следующих субъектов Российской Федерации и отдельных их территорий:
- Республика Калмыкия;
- Ростовская область;
- Краснодарский край;
- Ставропольский край;
- Республика Адыгея;
- Карачаево-Черкесская Республика;
- Кабардино-Балкарская Республика;
- Республика Северная Осетия — Алания;
- Республика Ингушетия;
- Чеченская Республика;
- Республика Дагестан;
- Республика Крым;
- город федерального значения Севастополь;
- Херсонская область;
- Запорожская область;
- Донецкая Народная Республика;
- Луганская Народная Республика.
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» выполнен анализ режимно-балансовой ситуации за КС «Волгоград — Ростов», включающим в себя ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС — Георгиевская, ВЛ 500 кВ Фроловская — Шахты, ВЛ 220 кВ Андреановская — Вешенская-2, ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС — Котельниково, ВЛ 220 кВ Волгодонск — ГОК.
Основные показатели баланса мощности ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» для периода экстремально высоких температур приведены в таблице 9. При формировании потребности в дополнительной мощности учитывается резервирование в размере 5% от собственного максимума потребления мощности ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов».
Баланс мощности ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» для периода экстремально высоких температур, МВт
Анализ баланса мощности ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» показывает, что с учетом увеличения потребления электрической мощности потребителями, реализации рисков останова генерирующего оборудования иностранного производства на электростанциях ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» в связи с невозможностью обеспечения его обслуживания, а также с учетом планов развития транспортной инфраструктуры в рассматриваемом регионе в период 2025 — 2030 годов прогнозируется непокрываемый дефицит мощности в нормальной и единичной ремонтной схемах 1030 — 2103 МВт и 1790 — 2863 МВт соответственно.
В случае неучета фактора аварийности генерирующего оборудования, а также резервирования потребления мощности в размере 5%, дефицит мощности ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» отсутствует.
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей Юго-Западной части ОЭС Юга, включающей в себя энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края, Республики Крым и г. Севастополя, Запорожской области, Херсонской области, выполнен анализ режимно-балансовой ситуации за КС «ОЭС — Кубань», включающим в себя ВЛ 500 кВ Кубанская — Тихорецк, ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС — Центральная, ВЛ 500 кВ Ростовская — Тамань, ВЛ 220 кВ Центральная — Ветропарк, ВЛ 220 кВ Армавир — Черемушки, ВЛ 220 кВ Брюховецкая — Каневская, ВЛ 220 кВ Тихорецк — Брюховецкая, ВЛ 220 кВ Тихорецк — Витаминкомбинат, ВЛ 220 кВ Тихорецк — Ново-Лабинская.
Основные показатели баланса мощности Юго-Западной части ОЭС Юга за КС «ОЭС — Кубань» для периода экстремально высоких температур приведены в таблице 10. При формировании потребности в дополнительной мощности учитывается резервирование в размере 5% от собственного максимума потребления мощности Юго-Западной части ОЭС Юга за КС «ОЭС — Кубань».
Баланс мощности Юго-Западной части ОЭС Юга за КС «ОЭС — Кубань» для периода экстремально высоких температур, МВт
Анализ баланса мощности Юго-Западной части ОЭС Юга за КС «ОЭС — Кубань» без учета строительства ВЛ 500 кВ Тамань — Тихорецк показывает, что с учетом увеличения потребления электрической мощности потребителями, реализации рисков останова генерирующего оборудования иностранного производства на электростанциях Юго-Западной части ОЭС Юга в связи с невозможностью обеспечения его обслуживания, а также с учетом планов развития транспортной инфраструктуры в рассматриваемом регионе в период 2025 — 2030 годов прогнозируется непокрываемый дефицит мощности в нормальной и единичной ремонтной схемах 1108 — 1873 МВт и 1664 — 2429 МВт соответственно.
Строительство ВЛ 500 кВ Тамань — Тихорецк снизит дефицит мощности за КС «ОЭС — Кубань» в ремонтной схеме до 2135 МВт в 2030 году.
В случае неучета фактора аварийности генерирующего оборудования, а также резервирования потребления мощности в размере 5%, величина дефицита мощности Юго-Западной части ОЭС Юга за КС «ОЭС — Кубань» с учетом строительства ВЛ 500 кВ Тамань — Тихорецк составит 1348 МВт в единичной ремонтной схеме в 2030 году.
Кроме того, в целях оптимизации решений по развитию электрических сетей с исключением строительства (реконструкции) дополнительных межсистемных связей 220 кВ (строительство ВЛ 220 кВ Тихорецк — Ново-Лабинская, реконструкция ВЛ 220 кВ Ново-Лабинская — Усть-Лабинск) целесообразно обеспечить покрытие части дефицита мощности за КС «ОЭС — Кубань» за счет размещения Гарантированной генерации в объеме не менее 260 МВт располагаемой мощности на территории северной части Центрального энергорайона энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края, ограниченного электрическими сетями 110 — 220 кВ, прилегающими к ПС 220 кВ Витаминкомбинат, ПС 220 кВ НПС-7, ПС 110 кВ Кореновская, ПС 110 кВ Динская, ПС 110 кВ Журавская (далее — энергорайон «Северная часть Центральной Кубани»).
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей Юго-Западной части ОЭС Юга в Сочинском энергорайоне энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края выполнен анализ режимно-балансовой ситуации за КС «Шепси — Дагомыс», включающим в себя КВЛ 220 кВ Центральная — Дагомыс, КВЛ 220 кВ Шепси — Дагомыс, ВЛ 110 кВ Шепси — Аше, ВЛ 110 кВ Шепси — Магри тяговая.
Основные показатели баланса мощности Сочинского энергорайона за КС «Шепси — Дагомыс» для периода экстремально высоких температур приведены в таблице 11. При формировании потребности в дополнительной мощности учитывается резервирование в размере 5% от собственного максимума потребления мощности Сочинского энергорайона за КС «Шепси — Дагомыс».
Баланс мощности Сочинского энергорайона ОЭС Юга за КС «Шепси — Дагомыс» для периода экстремально высоких температур, МВт
Анализ баланса мощности Сочинского энергорайона энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края за КС «Шепси — Дагомыс» показывает, что в период 2025 — 2030 годов прогнозируется непокрываемый дефицит мощности в нормальной и единичной ремонтной схемах 95 — 217 МВт и 438 — 560 МВт соответственно.
В случае неучета фактора аварийности генерирующего оборудования, а также резервирования потребления мощности в размере 5%, величина дефицита мощности Сочинского энергорайона ОЭС Юга за КС «Шепси — Дагомыс» составит 431 МВт в единичной ремонтной схеме существующей сети в 2030 году.
При оценке территорий размещения дополнительных генерирующих мощностей также проведен анализ баланса мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя на период 2025 — 2030 годов для периода зимних максимальных нагрузок, учитывая, что собственный максимум потребления мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя наблюдается в зимний период.
Основные показатели баланса мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 12. При формировании потребности в дополнительной мощности учитывается резервирование в размере 5% от собственного максимума потребления мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.
Баланс мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
Анализ баланса мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя в период собственного максимума нагрузки энергосистемы показывает, что с учетом передачи мощности в энергосистемы Херсонской и Запорожской областей и использования мощности мобильных ГТЭС на уровне располагаемой мощности, в случае отключения одного из наиболее крупных энергоблоков энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя (энергоблока Балаклавской ТЭС мощностью 251,5 МВт) с 2025 года возникает превышение перетоком мощности величины максимально допустимого значения в КС «ОЭС Юга — Крым». Таким образом, в период 2025 — 2030 годов прогнозируется непокрываемый дефицит мощности в нормальной и единичной ремонтной схемах 18 — 176 МВт и 291 — 488 МВт соответственно.
В случае неучета фактора аварийности генерирующего оборудования, а также резервирования потребления мощности в размере 5%, величина дефицита мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя составит 350 МВт в единичной ремонтной схеме существующей сети в 2030 году.
Перечень мероприятий, необходимых для исключения возникновения непокрываемого дефицита электрической энергии и мощности.
Исходя из анализа перспективных режимов работы ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» с учетом:
- планов по набору нагрузки существующими и перспективными потребителями на рассматриваемый перспективный период;
- существующей динамики развития рассматриваемого региона, появления новых точек роста экономики и соответствующего роста инвестиционного интереса к региону;
- рисков останова генерирующего оборудования иностранного производства на электростанциях ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» в связи с невозможностью обеспечения его обслуживания;
- выявленного дефицита мощности за КС «ОЭС — Кубань», а также в энергосистеме Республики Крым и г. Севастополя;
- исключения строительства протяженных ЛЭП 500 кВ из соседних энергосистем до центров нагрузок за КС «ОЭС — Кубань» в условиях высокой стоимости реализации и трудностей отвода земли;
- необходимости повышения уровня балансовой надежности,
наиболее целесообразным является строительство Гарантированной генерации суммарной располагаемой мощностью не менее 2863 МВт (при температуре наружного воздуха +35 °C) в ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов». При этом с учетом среднестатистической аварийности генерирующего оборудования в ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов», включающей в себя энергосистемы ОЭС Юга, за исключением Волгоградской и Астраханской областей, величиной 2100 МВт, суммарный дефицит мощности в ОЭС Юга за КС «Волгоград — Ростов» может быть снижен до величины 1325 МВт. При этом требуется создание механизма, направленного на выполнение собственниками объектов по производству электрической энергии необходимых мероприятий по приведению состояния оборудования в нормальное техническое состояние, обеспечивающее непревышение средней аварийности.
С учетом непокрываемого дефицита в Юго-Западной части ОЭС Юга за КС «ОЭС — Кубань» необходимо строительство Гарантированной генерации суммарной установленной мощностью не менее 2426 МВт (не менее 2135 МВт располагаемой мощности при температуре наружного воздуха +35 °C) в Юго-Западной части ОЭС Юга.
В соответствии с протоколом заседания Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики под председательством Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации А.В. Новака от 22.05.2024 № 4пр было принято решение об определении единственным исполнителем — поставщиком мощности новых генерирующих объектов на Таврической ТЭС в объеме не более 250 МВт установленной мощности или не более 220 МВт располагаемой мощности (при температуре наружного воздуха +35 °C), а также на Ударной ТЭС не более 250 МВт установленной мощности или не более 220 МВт располагаемой мощности (при температуре наружного воздуха +35 °C).
В соответствии с решениями совещания у Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации А.В. Новака для покрытия оставшегося дефицита мощности в объеме 1926 МВт необходима реализация следующих мероприятий:
- строительство одного энергоблока ПГУ установленной мощностью 480 МВт на Сочинской ТЭС в 2029 году;
- строительство одного энергоблока ПГУ установленной мощностью 470 МВт в энергорайоне «Северная часть Центральной Кубани» в 2029 году;
- строительство двух энергоблоков ПГУ установленной мощностью по 170 МВт каждый на Ударной ТЭС в 2029 году (суммарно 340 МВт);
- обеспечение возможности продолжения эксплуатации существующего генерирующего оборудования на Сочинской ТЭС, установленной мощностью 161 МВт.
Кроме того, в целях покрытия дефицита мощности в период 2025 — 2026 годов необходимо размещение мобильных газотурбинных установок суммарной установленной мощностью 500 МВт в энергосистеме Республики Адыгея и Краснодарского края за КС «ОЭС — Кубань» и в энергосистеме Республики Крым и г. Севастополя.
Мероприятия по обеспечению схемы выдачи мощности генерирующих объектов подлежат определению в рамках отдельного проектирования.
4. Энергосистема г. Москвы и Московской области
Энергосистема г. Москвы и Московской области включает в себя территорию следующих субъектов Российской Федерации и отдельных их территорий:
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей энергосистемы г. Москвы и Московской области выполнен анализ режимно-балансовой ситуации.
Основные показатели баланса мощности энергосистемы г. Москвы и Московской области для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 13. С учетом решений Протокола совещания у Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации А.В. Новака от 29.10.2024 № АН-П51-115пр (далее — Протокол от 29.10.2024) при формировании потребности в дополнительной мощности учитывается резервирование в размере 15% от собственного максимума потребления мощности энергосистемы Москвы и Московской области.
Баланс мощности энергосистемы г. Москвы и Московской области для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
Анализ баланса мощности энергосистемы г. Москвы и Московской области показывает, что с учетом увеличения потребления электрической мощности в период 2025 — 2030 годов потребность в мощности в энергосистеме г. Москвы и Московской области составит 3079 МВт в 2030 году.
Согласно плану мероприятий («дорожная карта») по повышению надежности и развитию сетевой инфраструктуры и объектов генерации энергосистемы г. Москвы и Московской области планируется реализация следующих мероприятий:
- реконструкция ПС 500 кВ Михайловская с перезаводом ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС — Михайловская, ВЛ 500 кВ Михайловская — Чагино с отпайкой на ПС Калужская, ВЛ 500 кВ Михайловская — Новокаширская (в 2025 году);
- строительство заходов КВЛ 500 кВ Ногинск — Бескудниково на ПС 500 кВ Трубино (в 2028 году);
- строительство ВЛ 220 кВ Дорохово — Созвездие (в 2028 году);
- строительство ПС 500 кВ на границе Московской и Тульской областей с автотрансформаторами 500/220 кВ с заходами ЛЭП 220 кВ и заходами ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС — Михайловская (в 2029 году).
Реализация вышеуказанных мероприятий снижает потребность в мощности в энергосистеме г. Москвы и Московской области до 1879 МВт в 2030 году.
В случае неучета фактора аварийности генерирующего оборудования, а также резервирования потребления мощности в размере 15% потребность в мощности в энергосистеме г. Москвы и Московской области в 2030 году отсутствует.
С учетом анализа режимно-балансовой ситуации за сечением, отделяющим южный энергорайон г. Москвы и Московской области от остальной энергосистемы г. Москвы и Московской области, а также от энергосистемы Калужской области, энергосистемы Рязанской области и энергосистемы Тульской области (далее — сечение Южного энергорайона) реализацию мероприятий по покрытию потребности в мощности в энергосистеме г. Москвы и Московской области целесообразно выполнять в южной части энергосистемы г. Москвы и Московской области.
Сечение Южного энергорайона включает в себя ВЛ 500 кВ Белый Раст — Западная, ВЛ 500 кВ Ногинск — Каскадная, ВЛ 500 кВ Михайловская — Чагино с отпайкой на ПС Калужская, ВЛ 500 кВ Михайловская — Новокаширская, ВЛ 220 кВ Дорохово — Кедрово, КВЛ 220 кВ Западная — Слобода I, II цепи, КВЛ 220 кВ Западная — Радищево, КВЛ 220 кВ Западная — Куркино, КВЛ 220 кВ Куркино — Герцево, КЛ 220 кВ Яшино — Новобратцево № 1, № 2, КЛ 220 кВ Гражданская — Ваганьковская № 1, № 2, КЛ 220 кВ Белорусская — Бутырки № 1, № 2, КЛ 220 кВ Абрамово — Горьковская № 1, № 2, КВЛ 220 кВ Перерва — Баскаково, КВЛ 220 кВ Борисово — Баскаково, ВЛ 220 кВ Жулебино — Восточная, КЛ 220 кВ Красносельская — Кожевническая № 1, № 2, ЛЭП 220 кВ Каскадная — Руднево 1, 2, КВЛ 220 кВ ЦАГИ — Ногинск, ВЛ 220 кВ Шибаново — Нежино, ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС — Нежино I, II цепи, ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС — Пески, ВЛ 220 кВ Шатурская ГРЭС — Крона, ВЛ 220 кВ Михайловская — Осетр, ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС — Каширская ГРЭС, ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС — Химическая, КВЛ 220 кВ Приокская — Бугры, ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ — Ока, ВЛ 220 кВ Шипово — Ока, ВЛ 220 кВ Метзавод — Кедрово, ВЛ 220 кВ Метзавод — Латышская, АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Новобратцево, АТ-1, АТ-2 на ПС 220 кВ Ивановская (после реконструкции ПС 110 кВ Ивановская с переводом на напряжение 220 кВ), АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Гражданская, ШСЭВ 220 кВ ПС 220 кВ Центральная, а также электрические связи 110 кВ.
Перечень мероприятий, необходимых для исключения возникновения непокрываемого дефицита электрической энергии и мощности.
Исходя из анализа перспективных режимов работы энергосистемы г. Москвы и Московской области и южной части энергосистемы г. Москвы и Московской области с учетом:
- планов по набору нагрузки существующими и перспективными потребителями в рамках действующих договоров об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям, учтенных при разработке прогноза потребления электрической мощности на рассматриваемый перспективный период;
- существующей динамики развития рассматриваемого региона, появления новых точек роста экономики и соответствующего роста инвестиционного интереса к региону,
в соответствии с пунктом 2 Протокола от 29.10.2024 для покрытия потребности в мощности в энергосистеме г. Москвы и Московской области за основу принят следующий сценарий развития электрических сетей:
- строительство двух линий электропередачи переменного тока 750 кВ «Грибово — Москва» и «Курская АЭС — Москва» в 2030 году;
- реконструкция и строительство объектов электросетевого хозяйства 220 — 500 кВ в период с 2025 по 2030 год.
Дополнительно для обеспечения покрытия потребления мощности на период до 2036 года предусматривается строительство одной линии электропередачи постоянного тока «Нововоронежская АЭС — Москва» в 2032 году.
В части развития генерирующих мощностей в соответствии с решениями совещания у Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации А.В. Новака необходимо обеспечить строительство одного энергоблока установленной мощностью 450 МВт на Каширской ГРЭС и двух энергоблоков на ТЭЦ-25 и ТЭЦ-26 установленной мощностью по 250 МВт на каждой ТЭЦ (суммарно 950 МВт).
Мероприятия по обеспечению схемы выдачи мощности генерирующих объектов подлежат определению в рамках отдельного проектирования.
5. Анадырский энергорайон электроэнергетической системы Чукотского автономного округа
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей в Анадырском энергорайоне электроэнергетической системы Чукотского автономного округа выполнен анализ режимно-балансовой ситуации.
Основные показатели баланса мощности Анадырского энергорайона для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 14.
Баланс мощности Анадырского энергорайона электроэнергетической системы Чукотского автономного округа для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
Анализ баланса мощности Анадырского энергорайона электроэнергетической системы Чукотского автономного округа показывает, что с учетом останова 2-х единиц генерирующего оборудования с наибольшей располагаемой мощностью прогнозируется непокрываемый дефицит мощности 7,8 МВт.
Перечень мероприятий, необходимых для исключения возникновения непокрываемого дефицита электрической мощности.
При определении минимально необходимой для покрытия дефицитов активной мощности Анадырского энергорайона электроэнергетической системы Чукотского автономного округа величины генерирующей мощности должны учитываться следующие факторы:
- планы по набору нагрузки существующими и перспективными потребителями на рассматриваемый перспективный период.
Для обеспечения резервирования при останове 2-й единицы генерирующего оборудования потребуется дополнительное сооружение резервных генерирующих мощностей (ДЭС, ГПА и другие) не менее 7,8 МВт. Запас топлива для таких мощностей должен обеспечивать их работу полной установленной мощностью в течение не менее чем 700 часов.
6. Чаун-Билибинский энергорайон электроэнергетической системы Чукотского автономного округа
Чаун-Билибинский энергорайон электроэнергетической системы Чукотского автономного округа включает в себя территорию следующих субъектов Российской Федерации и отдельных их территорий:
- территория Чукотского автономного округа, включающая Билибинский муниципальный район и городской округ Певек (г. Певек).
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей в Чаун-Билибинском энергорайоне электроэнергетической системы Чукотского автономного округа выполнен анализ режимно-балансовой ситуации.
Основные показатели баланса мощности Чаун-Билибинского энергорайона для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 15.
Баланс мощности Чаун-Билибинского энергорайона электроэнергетической системы Чукотского автономного округа для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
Анализ баланса мощности Чаун-Билибинского энергорайона показывает, что при увеличении потребления электрической мощности потребителями в период 2025 — 2030 годов, а также с учетом останова 2-х единиц генерирующего оборудования с наибольшей располагаемой мощностью прогнозируется непокрываемый дефицит мощности 47 — 58 МВт.
Перечень мероприятий, необходимых для исключения возникновения непокрываемого дефицита электрической мощности.
При определении минимально необходимой для покрытия дефицитов активной мощности в Чаун-Билибинском энергорайоне электроэнергетической системы Чукотского автономного округа величины генерирующей мощности должны учитываться следующие факторы:
- планы по набору нагрузки существующими и перспективными потребителями на рассматриваемый перспективный период.
Исходя из анализа перспективных режимов работы Чаун-Билибинского энергорайона, наиболее целесообразным является строительство Гарантированной генерации суммарной мощностью не менее 23 МВт.
Для обеспечения резервирования при останове 2-й единицы генерирующего оборудования потребуется дополнительное сооружение резервных генерирующих мощностей (ДЭС, ГПА и другие) не менее 35 МВт. Запас топлива для таких мощностей должен обеспечивать их работу полной установленной мощностью в течение не менее чем 700 часов.
В составе мероприятий, направленных на снижение (исключение) дефицита активной мощности, может быть рассмотрено строительство Арктической ТЭС с двумя энергоблоками установленной мощностью 25 МВт каждый.
7. Центральный энергорайон электроэнергетической системы Сахалинской области
Центральный энергорайон электроэнергетической системы Сахалинской области включает в себя территорию следующих субъектов Российской Федерации и отдельных их территорий:
- территория Сахалинской области, включающая городской округ «Город Южно-Сахалинск», городской округ «Александровск-Сахалинский район», Анивский, Долинский, Корсаковский, Макаровский, Невельский, Ногликский, Поронайский, Смирныховский; Томаринский, Тымовский, Углегорский, Холмский городские округа.
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей в центральном энергорайоне электроэнергетической системы Сахалинской области выполнен анализ режимно-балансовой ситуации для двух сценариев:
- сценарий 1 — с учетом генерирующего оборудования иностранного производства;
- сценарий 2 — с учетом реализации рисков останова генерирующего оборудования иностранного производства.
Основные показатели баланса мощности электроэнергетической системы Сахалинской области для двух сценариев для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблицах 16, 17.
Баланс мощности электроэнергетической системы Сахалинской области для периода зимних максимальных нагрузок для сценария 1, МВт
Баланс мощности электроэнергетической системы Сахалинской области для периода зимних максимальных нагрузок для сценария 2, МВт
Анализ баланса мощности центрального энергорайона электроэнергетической системы Сахалинской области показывает, что при увеличении потребления электрической мощности потребителями в период 2025 — 2030 годов, а также с учетом останова 2-х единиц генерирующего оборудования с наибольшей располагаемой мощностью прогнозируется непокрываемый дефицит мощности 143 — 179 МВт. С учетом реализации рисков останова генерирующего оборудования иностранного производства дефицит мощности увеличится до 327 — 363 МВт.
Перечень мероприятий, необходимых для исключения возникновения непокрываемого дефицита электрической мощности.
При определении минимально необходимой для покрытия дефицитов активной мощности в центральном энергорайоне электроэнергетической системы Сахалинской области величины генерирующей мощности должны учитываться следующие факторы:
- планы по набору нагрузки существующими и перспективными потребителями на рассматриваемый перспективный период;
- необходимость повышения уровня балансовой надежности.
Исходя из анализа перспективных режимов работы центрального энергорайона электроэнергетической системы Сахалинской области, наиболее целесообразным является строительство Гарантированной генерации суммарной мощностью не менее 119 МВт. С учетом реализации рисков останова генерирующего оборудования иностранного производства на электростанциях электроэнергетической системы Сахалинской области в связи с невозможностью обеспечения его обслуживания и планов развития транспортной инфраструктуры в рассматриваемом регионе, объем необходимой Гарантированной генерации увеличится до 303 МВт.
Для обеспечения резервирования при останове 2-й единицы генерирующего оборудования потребуется дополнительное сооружение резервных генерирующих мощностей (ДЭС, ГПА и другие) не менее 60 МВт. Запас топлива для таких мощностей должен обеспечивать их работу полной установленной мощностью в течение не менее чем 700 часов.
В составе мероприятий, направленных на снижение (исключение) дефицита активной мощности, могут быть рассмотрены следующие мероприятия:
- строительство второй очереди Сахалинской ГРЭС-2;
- ввод в работу на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 пяти газотурбинных установок ЭГЭС-25 ПА установленной мощностью 25 МВт каждый.
8. Центральный энергорайон электроэнергетической системы Камчатского края
Центральный энергорайон электроэнергетической системы Камчатского края включает в себя территорию следующих субъектов Российской Федерации и отдельных их территорий:
- территория Камчатского края, включающая Елизовский, Усть-Большерецкий муниципальные районы, Мильковский муниципальный округ, Петропавловск-Камчатский и Вилючинский городские округа.
Для оценки возможности электроснабжения перспективных потребителей в центральном энергорайоне электроэнергетической системы Камчатского края выполнен анализ режимно-балансовой ситуации.
Основные показатели баланса мощности центрального энергорайона электроэнергетической системы Камчатского края для периода зимних максимальных нагрузок приведены в таблице 18.
Баланс мощности центрального энергорайона электроэнергетической системы Камчатского края для периода зимних максимальных нагрузок, МВт
Анализ баланса мощности центрального энергорайона электроэнергетической системы Камчатского края показывает, что с учетом останова 2-х единиц генерирующего оборудования с наибольшей располагаемой мощностью прогнозируется непокрываемый дефицит мощности 26 — 31 МВт.
Перечень мероприятий, необходимых для исключения возникновения непокрываемого дефицита электрической мощности.
При определении минимально необходимой для покрытия дефицитов активной мощности центрального энергорайона электроэнергетической системы Камчатского края величины генерирующей мощности должны учитываться следующие факторы:
- планы по набору нагрузки существующими и перспективными потребителями на рассматриваемый перспективный период.
Для обеспечения резервирования при останове 2-й единицы генерирующего оборудования потребуется дополнительное сооружение резервных генерирующих мощностей (ДЭС, ГПА и другие) не менее 31 МВт. Запас топлива для таких мощностей должен обеспечивать их работу полной установленной мощностью в течение не менее чем 700 часов.
В составе мероприятий, направленных на снижение (исключение) дефицита активной мощности, могут быть рассмотрены следующие мероприятия:
- строительство бинарного энергоблока на Мутновской ГеоЭС-1 мощностью 16,5 МВт;
- строительство Мутновской ГеоЭС-2 с бинарным энергоблоком общей мощностью 66,5 МВт.
Приложение № 4 к схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ, ВКЛЮЧАЮЩИЙ РЕАЛИЗУЕМЫЕ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 кВ И ВЫШЕ В ЕЭС РОССИИ И 35 кВ И ВЫШЕ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫХ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
| Идентификатор | Энергосистема | Субъект Российской Федерации | Наименование | Тип (ПС, ЛЭП, РЗА) | Ответственная организация | Класс напряжения, кВ | Единица измерения | Необходимый год реализации <1> | Планируемый год реализации <2> | Основание | |||||||
| 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | 2024 — 2030 | ||||||||||
| 1-я синхронная зона ЕЭС России | |||||||||||||||||
| ОЭС Северо-Запада | |||||||||||||||||
| 25.11.1.1 | Архангельской области и Ненецкого автономного округа | Архангельская область | Реконструкция ПС 110 кВ № 1 с заменой трансформаторов 3Т 110/10 кВ и 4Т 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.40.1.3 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | г. Санкт-Петербург | Строительство ПС 110 кВ Заречье (ПС 33А) с двумя трансформаторами 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.40.1.4 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | г. Санкт-Петербург | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Дубровская ТЭЦ — Металлострой с отпайками на ПС 110 кВ Заречье (ПС 33А) ориентировочной протяженностью 0,3 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | км | 2 x 0,3 | - | - | - | - | - | - | 0,6 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.40.1.2 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | г. Санкт-Петербург | Реконструкция ПС 110 кВ Зеленогорская (ПС 41) с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.41.1.3 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Строительство заходов ВЛ 330 кВ Копорская — Кингисеппская на ПС 330 кВ Нарва ориентировочной протяженностью 15,951 км и 16,124 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 330 | км | 15,951 16,124 | - | - | - | - | - | - | 32,075 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.41.1.4 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Строительство второй ВЛ 330 кВ Кингисеппская — Нарва ориентировочной протяженностью 34,202 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 330 | км | 34,202 | - | - | - | - | - | - | 34,202 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.41.1.7 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Гостилицы (ПС 344) с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.41.1.5 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Сосновская (ПС 547) с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2026 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций (с учетом демонтажа ММПС). 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.41.1.6 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Гарболовская (ПС 43) с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.41.1.7 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Шум (ПС 377) с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.41.1.3 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Батово (ПС 142) с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | - | 2 x 25 | - | - | - | - | - | 50 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.41.1.4 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Большевик (ПС 395) с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.41.1.5 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Волхов (ПС 393) с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.41.1.6 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ КС-2 (ПС 345) с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.41.1.7 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Лепсари (ПС 325) с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | - | 2 x 25 | - | - | - | - | - | 50 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.41.1.8 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Войсковицы (ПС 366) с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | - | 1 x 10 | - | - | - | - | - | 10 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 24.40:41.1.8 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | г. Санкт-Петербург, Ленинградская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Ломоносовская — Петродворец на ПС 330 кВ Менделеевская ориентировочной протяженностью 3,517 км и 3,291 км | ЛЭП | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | км | 3,517 3,291 | - | - | - | - | - | - | 6,808 | 2024 | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.40:41.1.9 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | г. Санкт-Петербург, Ленинградская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Ломоносовская — Большевик на ПС 330 кВ Менделеевская ориентировочной протяженностью 3,458 км и 3,332 км | ЛЭП | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | км | 3,458 3,332 | - | - | - | - | - | - | 6,79 | 2024 | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.40:41.1.10 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | г. Санкт-Петербург, Ленинградская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Ломоносовская — Русско-Высоцкая на ПС 330 кВ Менделеевская ориентировочной протяженностью 0,533 км и 0,548 км | ЛЭП | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | км | 0,533 0,548 | - | - | - | - | - | - | 1,081 | 2024 | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.40:41.1.11 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | г. Санкт-Петербург, Ленинградская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Мартышкино — Встреча на ПС 330 кВ Менделеевская ориентировочной протяженностью 0,584 км и 0,459 км | ЛЭП | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | км | 0,584 0,459 | - | - | - | - | - | - | 1,043 | 2024 | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.41.1.12 | г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Строительство ПС 110 кВ Касимово с двумя трансформаторами 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области | Ленинградская область | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Зеленогорск — Сертолово с отпайкой на ПС Дюны (ВЛ 110 кВ Северная-4) и ВЛ 110 кВ Зеленогорск — Лупполово с отпайкой на ПС Дюны (ВЛ 110 кВ Рощинская-3) до ПС 110 кВ Касимово ориентировочной протяженностью 3,65 км каждая | ЛЭП | ПАО «Россети Ленэнерго» | 110 | км | 2 x 3,65 | - | - | - | - | - | - | 7,3 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности | |
| 23.27.1.9 | Калининградской области | Калининградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Космодемьянская с заменой трансформатора Т-1 110/15/10 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/15/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | АО «Россети Янтарь» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.27.1.12 | Калининградской области | Калининградская область | Реконструкция ПС 110 кВ О-24 Гурьевск с заменой трансформаторов Т-1 110/15 кВ и Т-2 110/15 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/15 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Россети Янтарь» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.27.1.17 | Калининградской области | Калининградская область | Реконструкция ПС 110 кВ Промышленная с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Региональная энергетическая компания» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | 2025 <3> | Реновация основных фондов |
| 23.47.1.18 | Мурманской области | Мурманская область | Подключение ВЛ 330 кВ Мончегорск — Выходной (Л-406) в собственные ячейки на ПС 330 кВ Мончегорск и ПС 330 кВ Выходной с образованием второй цепи 330 кВ | ЛЭП | ПАО «Россети» | 330 | км | 4,2 | - | - | - | - | - | - | 4,2 | 2026 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.47.2.20 | Мурманской области | Мурманская область | Создание на ПС 330 кВ Титан устройств: - АОПО ВЛ 150 кВ Титан — Главная № 1 (Л-207); - АОПО ВЛ 150 кВ Титан — Главная № 2 (Л-208) | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.58.1.9 | Псковской области | Псковская область | Реконструкция ПС 110 кВ Полна (ПС 146) с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 4 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | МВА | - | 2 x 4 | - | - | - | - | - | 8 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 24.86.1.14 | Республики Карелия | Республика Карелия | Реконструкция ПС 330 кВ Петрозаводск с заменой автотрансформаторов АТ-1 330/220/35 кВ и АТ-2 330/220/35 кВ мощностью 240 МВА каждый на два автотрансформатора 330/220/35 кВ мощностью 250 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 330 | МВА | - | - | - | 2 x 250 | - | - | - | 500 | 2027 | Реновация основных фондов |
| 23.86.1.21 | Республики Карелия | Республика Карелия | Реконструкция ПС 220 кВ Древлянка с разделением несекционированной системы шин 220 кВ | ПС | ПАО «Россети» | 220 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.86.1.10 | Республики Карелия | Республика Карелия | Реконструкция ПС 110 кВ Прибрежная (ПС 70) с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.86.1.11 | Республики Карелия | Республика Карелия | Реконструкция ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС 34) с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | МВА | - | 2 x 16 | - | - | - | - | - | 32 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.86.1.12 | Республики Карелия | Республика Карелия | Строительство ПС 110 кВ Гранит с двумя трансформаторами 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.86.1.13 | Республики Карелия | Республика Карелия | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Петрозаводская ТЭЦ — Пряжа (Л-173) на ПС 110 кВ Гранит, ориентировочной протяженностью 0,9 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | км | 2 x 0,9 | - | - | - | - | - | - | 1,8 | 2025 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.86.1.15 | Республики Карелия | Республика Карелия | Реконструкция ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС 39) с заменой ТТ ячейки ВЛ 110 кВ Ведлозеро — Пряжа (Л-166) с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.86.1.16 | Республики Карелия | Республика Карелия | Реконструкция ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС 39) с заменой ТТ ячейки ВЛ 110 кВ Ведлозеро — Суоярви (Л-124) с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.86.1.17 | Республики Карелия | Республика Карелия | Реконструкция ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС 39) с заменой ТТ ячейки секционного выключателя с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.86.1.18 | Республики Карелия | Республика Карелия | Реконструкция ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС 39) с заменой ТТ ячейки обходного выключателя с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.86.1.19 | Республики Карелия | Республика Карелия | Реконструкция ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) с заменой ТТ ячейки секционного выключателя с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Северо-Запад» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.87.1.26 | Республики Коми | Республика Коми | Реконструкция ПС 220 кВ Усинская с заменой трансформаторов Т-1 220/35/6 кВ и Т-2 220/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 220/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | 2 x 63 | - | - | - | 126 | - | Реновация основных фондов |
| ОЭС Центра | |||||||||||||||||
| 23.14.1.28 | Белгородской области | Белгородская область | Реконструкция ПС 110 кВ Короча с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ, Т-2 110/35/10 кВ и Т-3 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 32 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | МВА | - | 2 x 32 | - | - | - | - | - | 64 | - <3> | Реновация основных фондов |
| 25.14.1.14 | Белгородской области | Белгородская область | Реконструкция ПС 110 кВ Западная с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.14.2.15 | Белгородской области | Белгородская область | Создание на ПС 330 кВ Белгород устройства АПНУ | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.15.1.20 | Брянской области | Брянская область | Реконструкция ПС 220 кВ Найтоповичи с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ мощностью 15 МВА и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | 2 x 16 | - | - | - | - | - | 32 | 2025 | Реновация основных фондов |
| 25.17.1.16 | Владимирской области | Владимирская область | Реконструкция ПС 110 кВ Арсаки с перемещением резервного трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА с ПС 110 кВ Меленки на ПС 110 кВ Арсаки взамен Т-1 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА и с заменой трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | - | 1 x 10 | - | - | - | - | - | 10 | - | |||||
| 25.17.1.17 | Владимирской области | Владимирская область | Реконструкция ПС 110 кВ Борисовская с заменой трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.20.1.22 | Воронежской области | Воронежская область | Строительство ПС 110 кВ Задонская с двумя трансформаторами 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.20.1.23 | Воронежской области | Воронежская область | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Краснолесное — Рамонь-2 с отпайкой на ПС Ступино (N 47) и ВЛ 110 кВ Краснолесное — Рамонь-2 с отпайкой на ПС Ступино (N 48) до ПС 110 кВ Задонская ориентировочной протяженностью 14,174 км каждая | ЛЭП | ПАО «Россети Центр» | 110 | км | 2 x 14,174 | - | - | - | - | - | - | 28,348 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.20.1.24 | Воронежской области | Воронежская область | Реконструкция ПС 220 кВ Южная с заменой двух трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-3 110/6 кВ мощностью 20 МВА каждый на два трансформатора 110/6 (10) кВ мощностью 40 МВА каждый, с заменой трансформатора Т-2 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА на трансформатор 110/35 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | - | - | 2 x 40 | - | - | - | 80 | 2027 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | - | - | 1 x 10 | - | - | - | 10 | 2027 | |||||
| 23.45.1.36 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 500 кВ Очаково с установкой ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар | ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | - | - | - | 1 x 180 | - | - | - | 180 | - | Исключение повышения уровня напряжений в электрической сети 500 кВ выше допустимых значений |
| 23.45.1.37 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 500 кВ Бескудниково с установкой двух линейных ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар каждый в КВЛ 500 кВ Белый Раст — Бескудниково и КВЛ 500 кВ Трубино — Бескудниково | ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | - | - | - | 2 x 180 | - | - | - | 360 | 2027 | Исключение повышения уровня напряжений в электрической сети 500 кВ выше допустимых значений |
| 25.45.1.18 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Строительство новой ПС 750 кВ в южной части энергосистемы г. Москвы и Московской области с двумя автотрансформаторами 750/500 кВ мощностью 1251 МВА каждый (три однофазных автотрансформатора мощностью 417 МВА каждый) и двумя автотрансформаторами 500/220 кВ мощностью 501 МВА каждый (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) | ПС | ПАО «Россети» | 750 | МВА | - | - | - | - | - | - | 2 x 3 x 417 | 2502 | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | - | - | - | - | - | - | 2 x 3 x 167 | 1002 | - | |||||
| 25.45:46.1.19 | г. Москвы и Московской области | Московская область, г. Москва | Строительство ЛЭП 750 кВ Грибово — новая ПС 750 кВ ориентировочной протяженностью 135 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 750 | км | - | - | - | - | - | - | 135 | 135 | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.45.1.20 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Строительство заходов ЛЭП 220 — 500 кВ на новую ПС 750 кВ | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | x | - | - | - | - | - | - | x | x | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | x | - | - | - | - | - | - | x | x | - | |||||
| 25.45:38.1.21 | Курской области, Орловской области, Тульской области, Калужской области, г. Москвы и Московской области | Курская область, Орловская область, Тульская область, Калужская область, г. Москва | Строительство ЛЭП 750 кВ Курская АЭС — новая ПС 750 кВ ориентировочной протяженностью 500 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 750 | км | - | - | - | - | - | - | 500 | 500 | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.45.1.25 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Строительство ПС 220 кВ Береговая с двумя трансформаторами мощностью 100 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | МВА | - | - | - | 2 x 100 | - | - | - | 200 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.45.1.26 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Кедрово — Лесная на ПС 220 кВ Береговая ориентировочной протяженностью 15 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | км | - | - | - | 2 x 15 | - | - | - | 30 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.45.1.27 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Строительство ПС 220 кВ Красная с двумя трансформаторами 220/20/20 кВ мощностью 100 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | МВА | - | - | 2 x 100 | - | - | - | - | 200 | 2024 <3> | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.45.1.28 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Встреча — Лесная на ПС 220 кВ Красная ориентировочной протяженностью 2,9 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | км | - | - | 2 x 2,9 | - | - | - | - | 5,8 | 2024 <3> | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.45.1.22 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 500 кВ Очаково с заменой кабельной ошиновки ячеек 220 кВ и 110 кВ АТ-5 220/110/20 кВ с увеличением пропускной способности <6> | ПС | ПАО «Россети» | 220 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | |||||
| 24.45.1.30 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Строительство заходов ВЛ 220 кВ ЦАГИ — Руднево и КВЛ 220 кВ Ногинск — Руднево на ПС 500 кВ Каскадная ориентировочной протяженностью 0,73 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | км | 4 x 0,73 | - | - | - | - | - | - | 2,92 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.45.1.23 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Строительство ПС 220 кВ Ильино с двумя трансформаторами 220/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | МВА | - | - | - | 2 x 25 | - | - | - | 50 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.45.1.24 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Строительство заходов КВЛ 220 кВ Котово — Бугры на ПС 220 кВ Ильино ориентировочной протяженностью 0,2 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | км | - | - | - | 2 x 0,2 | - | - | - | 0,4 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.45.1.25 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 220 кВ Владыкино с заменой трансформаторов Т-1 220/10/10 кВ и Т-2 220/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый на два трансформатора 220/10/10 кВ мощностью 100 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | МВА | - | 2 x 100 | - | - | - | - | - | 200 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.45.1.39 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 110 кВ Лебедево с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.45.1.40 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 110 кВ Черкизово с заменой четырех трансформаторов 110/10/6 кВ мощностью 40,5 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый и два трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | - | - | 2 x 63 | - | - | - | 126 | 2027 <3> | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | - | - | 2 x 25 | - | - | - | 50 | 2027 <3> | |||||
| 25.45.1.26 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 110 кВ Десна с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | - <3> | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.45.1.27 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 110 кВ Зюзино с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 80 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | - | 2 x 80 | - | - | - | - | 160 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.45.1.28 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 110 кВ Красные Горки с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 40,5 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.45.1.29 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 110 кВ Мазилово с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 40,5 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | 2 x 63 | - | - | - | - | - | 126 | - <3> | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.45.1.30 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 110 кВ Солнцево с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 40,5 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | 2 x 63 | - | - | - | - | - | 126 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.45.1.31 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 110 кВ Сырово с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | 2 x 63 | - | - | - | - | - | 126 | 2025 <3> | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.45.1.32 | г. Москвы и Московской области | г. Москва | Реконструкция ПС 110 кВ Трикотажная с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.41 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 750 кВ Белый Раст с установкой ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар | ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | 1 x 180 | - | - | - | - | - | - | 180 | 2025 | Исключение повышения уровня напряжений в электрической сети 500 кВ выше допустимых значений |
| 23.46.1.42 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 500 кВ Западная с установкой двух линейных ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар каждый в КВЛ 500 кВ Западная — Очаково и ВЛ 500 кВ Белый Раст — Западная | ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | 1 x 180 | - | - | - | - | - | - | 180 | 2025 | Исключение повышения уровня напряжений в электрической сети 500 кВ выше допустимых значений |
| ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | - | - | - | 1 x 180 | - | - | - | 180 | - | |||||
| 25.46.1.33 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство заходов КВЛ 500 кВ Ногинск — Бескудниково на ПС 500 кВ Трубино ориентировочной протяженностью 5 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | - | 2 x 5 | - | - | 10 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.34 | г. Москвы и Московской области, Калужской области | Московская область, Калужская область | Строительство ВЛ 220 кВ Дорохово — Созвездие ориентировочной протяженностью 90 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | 90 | - | - | 90 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.46.1.44 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 220 кВ Луч с заменой автотрансформаторов АТ-1 220/110/10 кВ и АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый и установкой двух трансформаторов 220/10/10 кВ мощностью 125 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | 2 x 200 | - | - | - | - | 400 | 2026 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | 2 x 125 | - | - | - | - | 250 | ||||||
| 23.46.1.45 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 500 кВ Ногинск с заменой трансформаторов Т-3 220/110 кВ и Т-4 220/110 кВ мощностью 180 МВА каждый (три однофазных трансформатора мощностью 60 МВА каждый) на два автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 250 МВА каждый и установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 100 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | 2 x 250 | - | - | - | - | - | 500 | 2025 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | 2 x 100 | - | - | - | - | - | 200 | ||||||
| 25.46.1.35 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Ивановская со строительством КРУЭН 220 кВ и установкой двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью 200 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | МВА | - | - | 2 x 200 | - | - | - | - | 400 | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.47 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство заходов КВЛ 220 кВ Дорохово — Слобода I цепь на ПС 220 кВ Ивановская ориентировочной протяженностью 1,4 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | км | - | - | 2 x 1,4 | - | - | - | - | 2,8 | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.36 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство ПС 220 кВ Чехов с двумя автотрансформаторами 220/110/35 кВ мощностью 125 МВА каждый с заходами ЛЭП 110 кВ | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | МВА | - | - | 2 x 125 | - | - | - | - | 250 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.37 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство заходов КВЛ 220 кВ Бугры — ГТЭС Коломенское на ПС 220 кВ Чехов ориентировочной протяженностью 1,62 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | км | - | - | 2 x 1,62 | - | - | - | - | 3,24 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.38 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство ПС 220 кВ Дементьево с двумя трансформаторами 220/20/20 кВ мощностью 125 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | МВА | - | - | 2 x 125 | - | - | - | - | 250 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.39 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство двухцепных заходов ВЛ 220 кВ ЦАГИ — Нежино II цепь на ПС 220 кВ Дементьево ориентировочной протяженностью 4,5 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | км | - | - | 2 x 4,5 | - | - | - | - | 9 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.40 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство ПС 220 кВ Данилово с двумя автотрансформаторами 220/110/35 кВ мощностью 125 МВА каждый с заходами ЛЭП 110 кВ | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | МВА | - | - | 2 x 125 | - | - | - | - | 250 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.41 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство заходов КВЛ 220 кВ Пахра — Ступино на ПС 220 кВ Данилово ориентировочной протяженностью 0,2 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | км | - | - | 2 x 0,2 | - | - | - | - | 0,4 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.42 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство ПС 220 кВ Ромашково (в Одинцовском г.о.) с двумя трансформаторами 220/20 кВ мощностью 63 МВА каждый <6> | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | МВА | - | - | - | 2 x 63 | - | - | - | 126 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.43 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство заходов КВЛ 220 кВ Очаково — Красногорская на ПС 220 кВ Ромашково ориентировочной протяженностью 1 км каждый <6> | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 220 | км | - | - | - | 2 x 1 | - | - | - | 2 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.46.1.49 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство РП 110 кВ Восход с заходами (в месте спетления ВЛ 110 кВ Кубинка — Ивановская II цепь с отпайками и кабельных заходов 110 кВ на ПС 110 кВ Звенигород) КВЛ 110 кВ Звенигород — Ивановская, КВЛ 110 кВ Кубинка — Звенигород с отпайками и ВЛ 110 кВ Кубинка — Ивановская с отпайками | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | |||||
| 23.46.1.50 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Кубинка — Ивановская I, II цепь с отпайками на участке от ПС 220 кВ Ивановская до РП 110 кВ Восход ориентировочной протяженностью 9 км каждый с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | км | - | - | 2 x 9 | - | - | - | - | 18 | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.51 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Кубинка — Ивановская II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Звенигород ориентировочной протяженностью 4 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | км | 2 x 4 | - | - | - | - | - | - | 8 | 2026 | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.52 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция КВЛ 35 кВ Голицыно — Успенская с переводом на напряжение 110 кВ и образованием КВЛ 110 кВ Голицыно — Успенская ориентировочной протяженностью 13,336 км | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | км | - | 13,336 | - | - | - | - | - | 13,336 | 2024 <3> | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.53 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство второй ВЛ 110 кВ Гулево — Весенняя ориентировочной протяженностью 5,9 км | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | км | 5,9 | - | - | - | - | - | - | 5,9 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений. 2. Обеспечение вывода из эксплуатации генерирующего оборудования ТЭЦ-17 |
| 23.46.1.55 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство ВЛ 110 кВ Луч — Ядрошино ориентировочной протяженностью 18,5 км | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | км | 18,5 | - | - | - | - | - | - | 18,5 | 2024 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.46.1.56 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 220 кВ Луч с расширением РУ 110 кВ на одну ячейку для подключения ВЛ 110 кВ Луч — Ядрошино | ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.46.1.57 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство второй ВЛ 110 кВ Лаговская — Весенняя ориентировочной протяженностью 10 км | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | км | - | 10 | - | - | - | - | - | 10 | 2025 <3> | Обеспечение вывода из эксплуатации генерирующего оборудования ТЭЦ-17 |
| 23.46.1.58 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Гжель с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.60 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Солнечногорск с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА каждый на трансформаторы 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА и 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | |||||
| 23.46.1.62 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Роса с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.63 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Алабушево с заменой трансформатора Т-1 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.64 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Луговая с заменой трансформаторов Т-3 110/35/6 кВ и Т-4 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 80 МВА каждый и заменой трансформатора Т-2 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 80 | - | - | - | - | - | - | 160 | 2027 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организации. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | - | |||||
| 23.46.1.65 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Речная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.66 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Мамонтовская с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.67 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Тополь с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.68 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Время с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.69 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Кварц с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2027 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.70 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Молоково с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.71 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Раменская с заменой трансформаторов Т-1 110/6/6 кВ и Т-2 110/6/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/6/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.72 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Лаговская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.73 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Лопасня с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 31,5 МВА на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.74 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Нащекино с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.76 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Кучино с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2027 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.77 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Звенигород с установкой двух трансформаторов 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2024 <3> | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.78 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Павшино с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 40,5 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.79 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Малаховка с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.80 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Сидорово с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 31,5 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.83 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Минеральная с заменой трансформатора Т-3 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.85 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Кудиново с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2024 <3> | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.87 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Нахабино с заменой трансформаторов Т-3 110/10/10 кВ и Т-4 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.91 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Клин с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 100 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 100 | - | - | - | - | - | - | 200 | 2027 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.92 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Прудная с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.93 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Ям с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.95 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Прогресс с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | 2027 | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.46.1.96 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Пущино с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 20 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.46.1.98 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Долгопрудная с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.46.1.31 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Волоколамск с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.46.1.32 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Пушкино с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 40,5 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.46.1.33 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Климовская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.46.1.35 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Аксаково с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | 2 x 25 | - | - | - | - | - | 50 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.46.1.44 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Туменская с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.45 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Соловьево с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | 2026 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.46 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Бронницы с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.47 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Сухарево с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.48 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Голицыно с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.49 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Новые Подлипки с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 31,5 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | 1 x 40 | - | - | - | - | - | 40 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.46.1.50 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Успенская с заменой трансформаторов Т-1 35/6 кВ и Т-3 35/6 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | 2 x 25 | - | - | - | - | - | 50 | 2025 <3> | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.46.1.51 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Можайск с заменой трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 20 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.52 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Гальцово с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.53 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Гребнево с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 10/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | 2 x 63 | - | - | - | - | - | 126 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.46.1.54 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Шаховская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.55 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Бруски с заменой трансформатора Т-2 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.56 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Руза с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | - | - | 2 x 40 | - | - | - | 80 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.46.1.57 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Лидино с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.58 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Верея с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.59 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Стрелецкая с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.60 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Загорново с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.61 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Венюково с заменой трансформаторов Т-1 110/6/6 кВ и Т-2 110/6/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/6/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.62 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Рыболово с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.63 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Гришенки с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.46.1.64 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство новой ПС 110 кВ в районе д. Першутино с двумя трансформаторами 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 2 x 6,3 | - | - | - | - | - | - | 12,6 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.46.1.65 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Решетниково — Клин I (II) цепь на новую ПС 110 кВ ориентировочной протяженностью 0,05 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | км | 2 x 0,05 | - | - | - | - | - | - | 0,1 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.46.1.66 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Реконструкция ПС 110 кВ Добрыниха с установкой трансформатора Т-4 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.46.1.67 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство ПС 110 кВ Наукоград (в г.о. Дубна) с двумя трансформаторами 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый <6> | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | МВА | - | - | - | 2 x 25 | - | - | - | 50 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.68 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство заходов КВЛ 110 кВ Иваньковская ГЭС — Темпы I (II) цепь с отпайками на ПС 110 кВ Наукоград ориентировочной протяженностью 0,5 км каждый <6> | ПС | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | км | - | - | - | 2 x 0,5 | - | - | - | 1 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.46.1.69 | г. Москвы и Московской области | Московская область | Строительство заходов ЛЭП 110 кВ на ПС 500 кВ Дорохово | ЛЭП | ПАО «Россети Московский регион» | 110 | x | - | - | - | x | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.29.1.99 | Калужской области | Калужская область | Реконструкция ПС 110 кВ Радищево с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2025 | |||||
| 23.29.1.100 | Калужской области | Калужская область | Реконструкция ПС 110 кВ Белоусово, ПС 110 кВ Ахлебинино с перемещением трансформаторов Т-1 110/10 кВ, Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый с ПС 110 кВ Белоусово на ПС 110 кВ Ахлебинино и Т-1 110/10 кВ, Т-2 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый с ПС 110 кВ Ахлебинино на ПС 110 кВ Белоусово | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 <3> | |||||
| 23.29.1.102 | Калужской области | Калужская область | Реконструкция ПС 110 кВ Денисово с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2026 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.29.1.70 | Калужской области | Калужская область | Реконструкция ПС 110 кВ Перемышль с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.29.1.71 | Калужской области | Калужская область | Реконструкция ПС 110 кВ Белкино с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.38.1.105 | Курской области | Курская область | Строительство ПП 330 кВ Мирный (Суджа) с реконструкцией ВЛ 330 кВ Курская АЭС — Белгород с отпайкой на ПС Сумы Северная с образованием ВЛ 330 кВ Курская АЭС — Мирный, ВЛ 330 кВ Мирный — Сумы Северная и ВЛ 330 кВ Белгород — Мирный | ПС | ПАО «Россети» | 330 | x | - | - | - | - | x | - | - | x | - | Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р |
| 23.14:38.1.106 | Белгородской области, Курской области | Белгородская область, Курская область | Строительство участка ВЛ 330 кВ от ВЛ 330 кВ Курская АЭС — Сумы Северная до ПС 330 кВ Белгород с образованием ВЛ 330 кВ Курская АЭС — Белгород с отпайкой на ПС Сумы Северная ориентировочной протяженностью 148,087 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 330 | км | 148,087 | - | - | - | - | - | - | 148,087 | 2025 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.38.1.72 | Курской области | Курская область | Реконструкция ПС 110 кВ Камыши с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.42.1.73 | Липецкой области | Липецкая область | Реконструкция ПС 110 кВ Химическая с установкой третьего трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.42.1.74 | Липецкой области | Липецкая область | Реконструкция участка двухцепной ВЛ 110 кВ ЛТП Левая, ЛТП Правая от опоры № 1 до опоры № 12 протяженностью 1,634 км с заменой провода АС-70/11 на АС-120/19 | ЛЭП | ПАО «Россети Центр» | 110 | км | - | - | 2 x 1,634 | - | - | - | - | 3,268 | - | Реновация основных фондов |
| 24.54.1.36 | Орловской области | Орловская область | Реконструкция ПС 110 кВ Володарская, ПС 110 кВ Речица с перемещением трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА с ПС 110 кВ Володарская на ПС 110 кВ Речица и трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА с ПС 110 кВ Речица на ПС 110 кВ Володарская | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | 2026 <3> | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | 2026 <3> | |||||
| 25.46.1.75 | Рязанской области | Рязанская область | Реконструкция ПС 500 кВ Михайловская с перезаводом ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС — Михайловская, ВЛ 500 кВ Михайловская — Чагино с отпайкой на ПС Калужская, ВЛ 500 кВ Михайловская — Новокаширская ориентировочной протяженностью 3,3 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | 3,3 | - | - | - | - | - | 3,3 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.66.1.37 | Смоленской области | Смоленская область | Реконструкция ПС 220 кВ Смоленск 1 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 40,5 МВА на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | - | 2 x 63 | - | - | - | - | 126 | 2026 | Реновация основных фондов |
| 25.28.1.76 | Тверской области | Тверская область | Реконструкция ПС 110 кВ Луч с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.70:46.1.77 | Тульской области, г. Москвы и Московской области | Тульская область, Московская область | Строительство ПС 500 кВ с двумя автотрансформаторами 500/220 кВ мощностью 501 МВА каждый (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) с заходами ЛЭП 220 кВ <6> | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | - | - | - | - | - | 2 x 3 x 167 | - | 1002 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.70:46.1.78 | Тульской области, г. Москвы и Московской области | Тульская область, Московская область | Строительство заходов ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС — Михайловская на ПС 500 кВ ориентировочной протяженностью 10 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | - | - | 2 x 10 | - | 20 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.78.1.114 | Ярославской области | Ярославская область | Реконструкция ПС 110 кВ Переславль с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | МВА | 1 x 40 | 1 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | 2027 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.78.1.79 | Ярославской области | Ярославская область | Реконструкция ПС 110 кВ Техникум с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.78.1.80 | Ярославской области | Ярославская область | Строительство ПС 110 кВ Лесные Поляны с двумя трансформаторами 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | км | - | - | - | 2 x 16 | - | - | - | 32 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.78.1.81 | Ярославской области | Ярославская область | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Тверицкая — Путятино и ВЛ 110 кВ Тверицкая — Уткино до ПС 110 кВ Лесные Поляны ориентировочной протяженностью 3,5 км каждая | ПС | ПАО «Россети Центр» | 110 | км | - | - | - | 2 x 3,5 | - | - | - | 7 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| ОЭС Юга | |||||||||||||||||
| 25.12.1.82 | Астраханской области, Волгоградской области | Астраханская область, Волгоградская область | Строительство ВЛ 500 кВ Астрахань — Трубная ориентировочной протяженностью 420 км <5> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | 420 | - | - | - | 420 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.12.1.116 | Астраханской области | Астраханская область | Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой автотрансформаторов АТ-3 220/110/35 кВ и АТ-4 220/110/35 кВ мощностью 63 МВА каждый на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый, заменой трансформаторов Т-1 110/6/6 кВ и Т-2 110/6/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый и установкой БСК 110 кВ мощностью 27,3 Мвар | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | - | 2 x 125 | - | - | 250 | 2028 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | - | - | - | 2 x 25 | - | - | 50 | ||||||
| ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | 1,3 | - | - | 1,3 | ||||||
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | Мвар | - | - | - | - | 1 x 27,3 | - | - | 27,3 | ||||||
| 25.12.1.83 | Астраханской области | Астраханская область | Реконструкция ПС 110 кВ Окрасочная с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 10 МВА каждый на два новых трансформатора 110/6 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.12.1.84 | Астраханской области | Астраханская область | Реконструкция ПС 110 кВ Красный Яр с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | - | 2 x 16 | - | - | - | - | - | 32 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.18.1.117 | Волгоградской области | Волгоградская область | Реконструкция ПС 220 кВ Алюминиевая с заменой автотрансформаторов АТ-5 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА и АТ-6 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА каждый, заменой пяти однофазных трансформаторов 220/10/10 кВ мощностью 66,6 МВА каждый и четырех трансформаторов 220/10/10 кВ мощностью 60 МВА каждый на три трансформатора 220/10/10 кВ мощностью 200 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | 2 x 250 | - | - | - | - | - | 500 | 2025 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | 3 x 200 | - | - | - | - | - | 600 | ||||||
| 24.18.1.38 | Волгоградской области | Волгоградская область | Строительство ЛЭП 220 кВ Трубная — Прокат I, II цепь ориентировочной протяженностью 10,737 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 2 x 10,737 | - | - | - | - | - | - | 21,474 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.18.1.39 | Волгоградской области | Волгоградская область | Строительство ЛЭП 220 кВ Трубная — Сталь ориентировочной протяженностью 8,949 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 8,949 | - | - | - | - | - | - | 8,949 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.18.1.118 | Волгоградской области | Волгоградская область | Реконструкция межгосударственной ВЛ 110 кВ Кайсацкая — Джаныбек с отпайками путем строительства участка ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Кайсацкая до ПС 110 кВ Приозерная ориентировочной протяженностью 50 км с переподключением отпайки на ПС 110 кВ Светлана на новую ВЛ 110 кВ | ЛЭП | ПАО «Россети» | 110 | км | - | 50 | - | - | - | - | - | 50 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.83.1.119 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Чегем-2 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.83.1.120 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Баксан-110 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.83.1.121 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Малка с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.83.1.122 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Нарткала с заменой трансформатора Т-1 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.83.1.123 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Кахун с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.83.1.124 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Прохладная-1 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.83.1.125 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Майская с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.83.1.126 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ ПТФ с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА и Т-2 110/6 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.83.1.127 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Водозабор с заменой трансформатора Т-1 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | 2028 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.83.1.85 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Кызбурун-110 с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.83.1.128 | Кабардино-Балкарской Республики | Кабардино-Балкарская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Долинск с заменой трансформаторов Т-1 110/6/6 кВ, Т-2 110/10/6 кВ, Т-3 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.129 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 500 кВ Тихорецк с установкой третьего автотрансформатора 500/220 кВ мощностью 501 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | 3 x 167 | - | - | - | - | - | - | 501 | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.130 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 500 кВ Тихорецк с подключением автотрансформаторов АТ-2 330/220/6 кВ и АТ-3 330/220/35 кВ мощностью 240 МВА каждый к КРУЭ 220 кВ с вводом в работу КРУЭ 220 кВ по проектной схеме | ПС | ПАО «Россети» | 330 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.131 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Строительство ВЛ 500 кВ Тамань — Тихорецк ориентировочной протяженностью 340 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | 340 | - | - | - | - | - | - | 340 | 2028 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.132 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 330 кВ Армавир в части разделения автотрансформаторов АТ-1 330/115/10,5, АТ-2 330/115/10,5 с установкой одной дополнительной ячейки 110 кВ для подключения автотрансформатора АТ-2, подключением автотрансформатора АТ-1 к 1 СШ 330 кВ, автотрансформатора АТ-2 ко 2 СШ 330 кВ и переподключением автотрансформатора АТ-5 330/115/10,5 по стороне 330 кВ в полуторную цепочку 330 кВ совместно с ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС — Армавир I цепь или ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС — Армавир с установкой нового выключателя 330 кВ | ПС | ПАО «Россети» | 330 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3.1.86 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 330 кВ Армавир с установкой третьего автотрансформатора 330/220/10 кВ мощностью 240 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 330 | МВА | - | - | - | - | - | 1 x 240 | - | 240 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3:79.1.87 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея, Краснодарский край | Реконструкция ВЛ 220 кВ Армавир — Черемушки ориентировочной протяженностью 130,48 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | - | 130,48 | - | 130,48 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.79.1.88 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с заменой провода ошиновки ячеек ВЛ 220 кВ Армавир — Черемушки с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 220 | x | - | - | - | - | - | x | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3.1.89 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 330 кВ Армавир с заменой провода ошиновки ячеек ВЛ 220 кВ Армавир — Черемушки с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 220 | x | - | - | - | - | - | x | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3:79.1.90 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея, Краснодарский край | Реконструкция ВЛ 220 кВ Армавир — Ветропарк ориентировочной протяженностью 102,647 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | - | 102,647 | - | 102,647 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.79.1.91 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ПС 220 кВ Ветропарк с заменой провода ошиновки ячеек ВЛ 220 кВ Армавир — Ветропарк с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 220 | x | - | - | - | - | - | x | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.79.1.92 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ВЛ 220 кВ Центральная — Ветропарк ориентировочной протяженностью 68,643 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | - | 68,643 | - | 68,643 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.79.1.93 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ПС 220 кВ Ветропарк с заменой провода ошиновки ячеек ВЛ 220 кВ Центральная — Ветропарк с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 220 | x | - | - | - | - | - | x | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3:79.1.133 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея, Краснодарский край | Строительство ПС 220 кВ Елизаветинская (Новая) с одним автотрансформатором 220/110 кВ мощностью 125 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | 1 x 125 | - | - | - | - | - | - | 125 | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3:79.1.134 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея, Краснодарский край | Строительство КВЛ 220 кВ Яблоновская — Елизаветинская (Новая) ориентировочной протяженностью 21 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 21 | - | - | - | - | - | - | 21 | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3:79.1.135 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея, Краснодарский край | Строительство двухцепной КВЛ 110 кВ Елизаветинская (Новая) — Западная-2 с отпайками на ПС Тургеневская ориентировочной протяженностью 5,33 км | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 110 | км | 2 x 5,33 | - | - | - | - | - | - | 10,66 | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.136 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Строительство ВЛ 110 кВ Бужора — Джемете № 2 ориентировочной протяженностью 16,5 км | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 110 | км | 16,5 | - | - | - | - | - | - | 16,5 | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.137 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 220 кВ Бужора с расширением РУ 110 кВ на одну ячейку 110 кВ для подключения ВЛ 110 кВ Бужора — Джемете № 2 | ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.140 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 220 кВ Ново-Лабинская со строительством РУ 35 кВ для перевода части нагрузки с ПС 220 кВ Усть-Лабинск на электроснабжение от трансформаторов Т-3 110/35/10 кВ, Т-4 110/35/10 кВ ПС 220 кВ Ново-Лабинская | ПС | ПАО «Россети» | 35 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.141 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская (УЦ) — Откормбаза, ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская-220 — Сельхозтехника, ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская 2 — Усть-Лабинская-220 для перевода части нагрузки 35 кВ ПС 220 кВ Усть-Лабинск на ПС 220 Ново-Лабинская | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 35 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.79.1.146 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ПС 110 кВ Шовгеновская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.79.1.147 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ПС 110 кВ Октябрьская с заменой трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.79.1.148 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ПС 110 кВ Термнефть с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.79.1.149 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ПС 110 кВ Водохранилище с заменой трансформаторов Т-3 110/35/10 кВ и Т-4 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.79.1.150 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ПС 110 кВ Водохранилище с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.153 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Армавирская ТЭЦ с заменой провода ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Армавир — Армавирская ТЭЦ I, II цепь с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.154 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ АПК с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.155 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Новониколаевская с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 4 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 4 | - | - | - | - | - | - | 8 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.156 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Очистные сооружения с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.157 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Промзона с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.158 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Апшеронская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.159 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Гулькевичи с установкой третьего трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.160 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Дивная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.161 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Армавирская ТЭЦ с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА и установкой третьего трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.3.1.162 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Ладожская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.163 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Кореновская с установкой третьего трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.165 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Выселки с установкой третьего трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.166 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Водозабор (Сочинские электрические сети) с заменой трансформатора Т-1 110/6 кВ мощностью 3,2 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 6,3 | - | - | - | - | - | - | 6,3 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.167 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Волконка с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ мощностью 25 МВА и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА на два трансформатора 110/10 кВ и 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.168 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Головинка с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.169 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Джубга с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.170 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Каменка с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.172 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Новомихайловская с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.173 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Южная (Сочинские электрические сети) с установкой третьего трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.174 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Ленинградская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.175 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Ейск-2 с заменой трансформатора Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.176 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Моревская с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.177 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Старощербиновская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.178 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Кущевская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 31,5 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.179 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Забойская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.180 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Красноармейская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.181 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Старотитаровская с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.182 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Темрюк с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.183 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Ханьковская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ мощностью 15 МВА и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.184 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.185 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Лабинск-1 с заменой трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.186 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Лабинск-2 с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.187 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Андреедмитриевская с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.188 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Родниковская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.189 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ ДСК с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/6 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.190 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Северо-Западная с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.191 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Широкая Балка с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.192 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Солнечная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.193 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Раевская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.194 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Береговая с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.195 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Дивноморская с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ и 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.196 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Холмская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 15 МВА на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2027 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.197 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Абинская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.198 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Крымская ПТФ с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.199 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Водозабор (Краснодарские электрические сети) с заменой трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.200 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Восточная с установкой третьего трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.201 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ ВНИИрис с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.202 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Западная-2 с установкой третьего трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.204 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Парфюмерная с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.205 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ РИП с установкой третьего трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.206 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Юго-Восточная с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ мощностью 10 МВА и Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2026 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.3.1.207 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Динская с установкой третьего трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.208 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Мартанская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.209 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Ильская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.210 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Северская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.211 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Пашковская с установкой третьего трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.212 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Приморско-Ахтарская с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.213 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Свинокомплекс с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.214 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Тимашевская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 15 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.215 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Мясокомбинат с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА каждый на два новых трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.216 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Дальняя с заменой трансформатора Т-2 110/6 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2028 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.3.1.218 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Речная с установкой четвертого трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.219 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Старокорсунская с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | 2028 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.222 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Славянская с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.224 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Тепличная с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 10 МВА на новый трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.3.1.225 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Сукко с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.226 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Ейск с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-3 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.227 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Вышестеблиевская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2028 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.229 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Южная (Краснодарские электрические сети) с заменой трансформатора Т-3 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.230 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Джемете с заменой трансформаторов Т-2 110/35/6 кВ и Т-3 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ и 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.232 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Туапсе с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2028 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.233 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Южная (Юго-Западные электрические сети) с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый и установкой третьего трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 6,3 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 6,3 | - | - | - | - | - | - | 6,3 | ||||||
| 23.3.1.234 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Бойко-Понура с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на новый трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.235 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ ПТФ с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два новых трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.79.1.40 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Республика Адыгея | Реконструкция ПС 110 кВ ИКЕА с установкой третьего и четвертого трансформаторов 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.3.1.41 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Анапская с установкой четвертого трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.3.1.238 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Спрямление ВЛ 110 кВ Армавир — ЗТВС и ВЛ 110 кВ Армавирская ТЭЦ — ЗТВС с образованием ВЛ 110 кВ Армавир — Армавирская ТЭЦ № 3 с отпайкой на ПС ЗТВС | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 110 | км | 0,533 | - | - | - | - | - | - | 0,533 | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.241 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Строительство ВЛ 110 кВ Афипская — Холмская с отпайкой на ПС Северская тяговая ориентировочной протяженностью 39 км | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 110 | км | 39 | - | - | - | - | - | - | 39 | 2027 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.3.1.44 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Строительство КВЛ 110 кВ Староминская — Ейск III цепь ориентировочной протяженностью 69,9 км | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 110 | км | 69,9 | - | - | - | - | - | - | 69,9 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 24.3.1.45 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 220 кВ Староминская с расширением РУ 110 кВ на одну линейную ячейку для подключения новой КВЛ 110 кВ Староминская — Ейск III цепь | ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.3.1.244 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Строительство ВЛ 110 кВ Ново-Лабинская — Кореновская ориентировочной протяженностью 44,4084 км | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 110 | км | 44,4084 | - | - | - | - | - | - | 44,4084 | 2026 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.245 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Строительство участка ЛЭП 110 кВ от существующей ВЛ 110 кВ Славянская — Славянская-110 с отпайкой на ПС Протока тяговая до ВЛ 110 кВ Красноармейская — Центральная с образованием ВЛ 110 кВ Славянская — Красноармейская с отпайками ориентировочной протяженностью 17 км | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 110 | км | 17 | - | - | - | - | - | - | 17 | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.246 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Строительство ВЛ 110 кВ Советская — Лабинск-2 ориентировочной протяженностью 50,64 км | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 110 | км | 50,64 | - | - | - | - | - | - | 50,64 | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.3.1.250 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 35 кВ Толстый Мыс с переводом на напряжение 110 кВ со строительством РУ 110 кВ и установкой двух трансформаторов 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.3.1.251 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Геленджик — Дивноморская и ВЛ 110 кВ Геленджик — Прасковеевка до ПС 110 кВ Толстый Мыс ориентировочной протяженностью 5,5 км каждая | ЛЭП | ПАО «Россети Кубань» | 110 | км | 2 x 5,5 | - | - | - | - | - | - | 11 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.3.1.46 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Тонкий Мыс с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.3.1.94 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Отрадная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.3.1.95 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ ЖБШ с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.3.1.96 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Пионерская с установкой третьего трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.3.1.97 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.3.1.98 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 220 кВ Витаминкомбинат с заменой ВЧЗ-110 КВЛ 110 кВ Витаминкомбинат — Лорис с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3.1.99 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Лорис с заменой выключателя, разъединителей, ТТ-110, ВЧЗ-110 КВЛ 110 кВ Витаминкомбинат — Лорис с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3.1.100 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 220 кВ Восточная промзона с заменой ВЧЗ-110 ВЛ 110 кВ Восточная промзона — Лорис с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3.1.101 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 110 кВ Лорис с заменой выключателя, разъединителей, ТТ-110, ВЧЗ-110 ВЛ 110 кВ Восточная промзона — Лорис с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Кубань» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3.2.102 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Создание на ПС 330 кВ Армавир АОПО ВЛ 110 кВ Армавир — Армавирская ТЭЦ I цепь (II цепь) | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3.1.103 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 220 кВ Славянская с установкой третьего автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | 1 x 125 | - | - | - | - | - | - | 125 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3.1.104 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 220 кВ Бужора с установкой третьего автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | 1 x 125 | - | - | - | - | - | - | 125 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.3.1.105 | Республики Адыгея и Краснодарского края | Краснодарский край | Реконструкция ПС 330 кВ Кропоткин с установкой второго автотрансформатора 330/110/10 кВ мощностью 200 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 330 | МВА | 1 x 200 | - | - | - | - | - | - | 200 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.82.1.283 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Ярыксу с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | - | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 16.08.2022 № 2264-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.48 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Ярыксу с установкой третьего трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.82.1.106 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Новая с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.49 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Строительство ПС 110 кВ Новая-2 с одним трансформатором 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.50 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Новая — Восточная (ВЛ-110-171) на ПС 110 кВ Новая-2 ориентировочной протяженностью 2 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 2 x 2 | - | - | - | - | - | - | 4 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.82.1.107 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Строительство ПС 110 кВ Семендер с двумя трансформаторами 110/35/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый и заходами ЛЭП 110 кВ | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | - | - | - | - | 2 x 40 | - | - | 80 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 (в случае включения мероприятия в программу повышения надежности электросетевого комплекса Республики Дагестан) |
| 25.82.1.108 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Строительство ПС 110 кВ Ипподром с двумя трансформаторами 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый и заходами ЛЭП 110 кВ | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | - | - | - | 2 x 40 | - | - | - | 80 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 (в случае включения мероприятия в программу повышения надежности электросетевого комплекса Республики Дагестан) |
| 23.82.1.295 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Махачкала-110 с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | 2024 <3> | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 16.08.2022 № 2264-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.51 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Махачкала-110 с установкой третьего трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.52 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Строительство ПС 110 кВ ГПП-2 с двумя трансформаторами 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.53 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Строительство заходов ВЛ 110 кВ ГПП — Шамхал (ВЛ-110-129) на ПС 110 кВ ГПП-2 ориентировочной протяженностью 2 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 2 x 2 | - | - | - | - | - | - | 4 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.252 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Акуша с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.253 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Анцух с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.254 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Ботлих с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.255 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Гуниб с заменой трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2024 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 16.08.2022 № 2264-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.54 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Гуниб с установкой третьего трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.257 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Леваши с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.258 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Тлох с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.260 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Цудахар с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.261 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Шамильское с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.263 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Ахты с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.265 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Агабалаева с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ мощностью 22 МВА и Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.267 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Касумкент с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.270 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Мамедкала с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.271 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Огни с заменой трансформатора Т-2 110/6 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.275 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Кизляр-1 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.276 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Кизляр-2 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.277 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Терекли-Мектеб с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.55 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Акташ с установкой третьего трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.279 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Бабаюрт с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.280 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Дылым с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.281 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ ЗФС с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.282 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Кизилюртовская с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.284 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Буйнакск-1 с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 16.08.2022 № 2264-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.56 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Буйнакск-1 с установкой третьего трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.285 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ ГПП с заменой трансформатора Т-1 110/6 кВ мощностью 31,5 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.286 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Изберг-Северная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.287 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Компас с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два новых трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2027 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.289 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Очистные сооружения с заменой трансформатора Т-1 110/6 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.290 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Приморская с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/10 кВ мощностью 40 МВА на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2027 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.292 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ ЦПП с заменой трансформаторов Т-1 110/10/6 кВ и Т-2 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.293 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Юго-Восточная с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.82.1.294 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ ЗТМ с заменой трансформатора Т-1 110/6 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | 2027 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.296 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Шамхал с заменой трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 16.08.2022 № 2264-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 3. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.57 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Шамхал с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.82.1.58 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Белиджи с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.297 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Геджух с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 6,3 | - | - | - | - | - | - | 6,3 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.82.1.299 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 330 кВ Дербент с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.109 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Куруш с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 5,6 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.82.1.110 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Ирганай ГПП с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ООО «Каспийэнергосервис» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.82.1.302 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ВЛ 110 кВ Махачкала — Каспийская ТЭЦ I цепь с отпайками ориентировочной протяженностью 1,1 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 1,1 | - | - | - | - | - | - | 1,1 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.82.1.304 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ВЛ 110 кВ Махачкала — Каспийская ТЭЦ II цепь с отпайками ориентировочной протяженностью 3,5 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 3,5 | - | - | - | - | - | - | 3,5 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.82.1.306 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ВЛ 110 кВ Белиджи — Советская (ВЛ-110-108) ориентировочной протяженностью 17 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 17 | - | - | - | - | - | - | 17 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.82.1.307 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ВЛ 110 кВ Касумкент — Советская (ВЛ-110-178) ориентировочной протяженностью 12,5 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 12,5 | - | - | - | - | - | - | 12,5 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.111 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ВЛ 110 кВ Магарамкент — Тагиркент с отпайкой на ПС Морская (ВЛ-110-179) ориентировочной протяженностью 2,2 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 2,2 | - | - | - | - | - | - | 2,2 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.112 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Белиджи с заменой ТТ ячейки ВЛ 110 кВ Белиджи — Оружба с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.113 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ВЛ 110 Гергебиль — Цудахар (ВЛ-110-133) ориентировочной протяженностью 21,5 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 21,5 | - | - | - | - | - | - | 21,5 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.114 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Цудахар с заменой ошиновки ВЛ 110 кВ Гергебиль — Цудахар (ВЛ-110-133) и провода шин 110 кВ с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.115 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ВЛ 110 кВ Изберг-Северная — Сергокала (ВЛ-110-177) ориентировочной протяженностью 35,6 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 35,6 | - | - | - | - | - | - | 35,6 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.116 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Леваши с установкой двух БСК 10 кВ мощностью 4 Мвар каждая | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | Мвар | 2 x 4 | - | - | - | - | - | - | 8 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.117 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Тлох с установкой БСК 110 кВ мощностью 34 Мвар | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | Мвар | 1 x 34 | - | - | - | - | - | - | 34 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.118 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Тлох с заменой провода шин 110 кВ с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.119 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ВЛ 110 кВ Дербент — Белиджи I цепь с отпайками (ВЛ-110-107) ориентировочной протяженностью 37,4 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 37,4 | - | - | - | - | - | - | 37,4 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.120 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ВЛ 110 кВ Дербент — Белиджи II цепь с отпайками (ВЛ-110-122) ориентировочной протяженностью 26,78 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 26,78 | - | - | - | - | - | - | 26,78 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.121 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 330 кВ Дербент с заменой ошиновки ВЛ 110 кВ Дербент — Белиджи I цепь с отпайками (ВЛ-110-107), ВЛ 110 кВ Дербент — Белиджи II цепь с отпайками (ВЛ-110-122) с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.122 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Реконструкция ПС 110 кВ Белиджи с заменой ошиновки ВЛ 110 кВ Дербент — Белиджи I цепь с отпайками (ВЛ-110-107), ВЛ 110 кВ Дербент — Белиджи II цепь с отпайками (ВЛ-110-122) и шин 110 кВ с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.82.1.310 | Республики Дагестан | Республика Дагестан | Строительство заходов ВЛ 35 кВ Шамхал — Алмало на ПС 110 кВ Стекольная ориентировочной протяженностью 0,75 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 35 | км | 2 x 0,75 | - | - | - | - | - | - | 1,5 | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.82.1.123 | Республики Ингушетия | Республика Ингушетия | Реконструкция ПС 110 кВ Назрань с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.82.1.124 | Республики Ингушетия | Республика Ингушетия | Реконструкция ПС 110 кВ Вознесеновская-2 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.85.1.60 | Республики Калмыкия | Республика Калмыкия | Реконструкция ПС 220 кВ Элиста Северная с заменой автотрансформаторов АТ-1 220/110/10 кВ и АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый, заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 25 МВА, заменой Т-2 110/10-10 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | - | - | 2 x 125 | - | 250 | 2029 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | - | - | - | - | 2 x 25 | - | 50 | 2029 | |||||
| 23.85.1.311 | Республики Калмыкия | Республика Калмыкия | Реконструкция ПС 110 кВ Элиста Западная с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.85.1.312 | Республики Калмыкия | Республика Калмыкия | Реконструкция ПС 110 кВ Элиста Восточная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.314 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 220 кВ Марьяновка с заменой трансформаторов Т-2 220/35/10 кВ и Т-4 220/35/10 кВ мощностью 20 МВА каждый на один трансформатор 220/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.35.1.61 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ПС 220 кВ Газовая с одним автотрансформатором 220/110 кВ мощностью 125 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | 1 x 125 | - | - | - | 125 | - | Распоряжение Правительства Российской Федерации от 24.06.2023 № 1653-р |
| 24.35.1.62 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство заходов КВЛ 220 кВ Тамань — Кафа № 3 на ПС 220 кВ Газовая ориентировочной протяженностью 2 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | 2 x 2 | - | - | - | 4 | - | Распоряжение Правительства Российской Федерации от 24.06.2023 № 1653-р |
| 24.35.1.63 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Керченская — Ленино с отпайкой на ПС Компрессорная на ПС 220 кВ Газовая ориентировочной протяженностью 0,6 км каждый | ЛЭП | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | км | - | - | - | 2 x 0,6 | - | - | - | 1,2 | 2027 | Распоряжение Правительства Российской Федерации от 24.06.2023 № 1653-р |
| 24.35.1.64 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ВЛ 110 кВ Керченская — Ленино с отпайкой на ПС Компрессорная с выполнением перезавода на ПС 220 кВ Газовая с ориентировочным увеличением протяженности ВЛ на 0,5 км и образованием ВЛ 110 кВ Газовая — Компрессорная | ЛЭП | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | км | - | - | - | 0,5 | - | - | - | 0,5 | 2027 | Распоряжение Правительства Российской Федерации от 24.06.2023 № 1653-р |
| 23.35.1.316 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 220 кВ Феодосийская с заменой трансформатора Т-2 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35:67.1.318 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым, г. Севастополь | Строительство ЛЭП 110 кВ Севастополь — Заря с отпайкой на ПС ПС-10 и ЛЭП 110 кВ Севастополь — Алупка с отпайкой на ПС ПС-10 на участке от ПС 330 кВ Севастополь до ПС 110 кВ ПС 10 с реконструкцией ПС 330 кВ Севастополь для подключения новых ЛЭП 110 кВ (без вывода из работы существующих ВЛ 110 кВ Заря — ПС-10 и ВЛ 110 кВ Севастополь — ПС-10) | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 23,23 | - | - | - | - | - | - | 46,46 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35:67.1.319 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым, г. Севастополь | Строительство ЛЭП 110 кВ Севастополь — Заря с отпайкой на ПС ПС-10 с заходом на ПС 110 кВ Заря и ЛЭП 110 кВ Севастополь — Алупка с отпайкой на ПС ПС-10 на участке от ПС 110 кВ ПС-10 до ПС 110 кВ Заря с переводом электроснабжения ПС 110 кВ ПС-10 от ВЛ 110 кВ Севастополь — Заря с отпайкой на ПС-10 и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Заря-ПС-10 | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 25,525 | - | - | - | - | - | - | 51,05 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 0,204 | - | - | - | - | - | - | 0,408 | ||||||
| 23.35:67.1.320 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым, г. Севастополь | Строительство ЛЭП 110 кВ Севастополь — Алупка с отпайкой на ПС ПС-10 с заходом на ПС 110 кВ Алупка и ЛЭП 110 кВ Гаспра — Заря на участке от ПС 110 кВ Заря до ПС 110 кВ Алупка с заходами на ПС 110 кВ Заря с переводом электроснабжения ПС 110 кВ ПС-10 от ВЛ 110 кВ Севастополь — Алупка с отпайкой на ПС 110 кВ ПС-10, демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Алупка — Заря и выводом из работы существующей ВЛ 110 кВ Севастополь — ПС-10 | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 10,705 | - | - | - | - | - | - | 21,41 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.321 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Гаспра с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «Крымэнерго» | 110 | МВА | - | 2 x 25 | - | - | - | - | - | 50 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.35.1.322 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ЛЭП 110 кВ Гаспра — Заря с заходом на ПС 110 кВ Гаспра и ЛЭП 110 кВ Алупка — Ялта на участке от ПС 110 кВ Алупка до ПС 110 кВ Гаспра с заходом на ПС 110 кВ Алупка и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Гаспра — Алупка | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 7,45 | - | - | - | - | - | - | 14,9 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.323 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Ялта с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.324 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ЛЭП 110 кВ Алупка — Ялта с заходом на ПС 110 кВ Ялта и ЛЭП 110 кВ Гаспра — Дарсан на участке от ПС 110 кВ Гаспра до ПС 110 кВ Ялта с заходом на ПС 110 кВ Гаспра и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Ялта — Гаспра | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 8,73 | - | - | - | - | - | - | 8,73 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 7,49 | - | - | - | - | - | - | 7,49 | ||||||
| 23.35.1.325 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Дарсан с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.326 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ВЛ 110 кВ Симферопольская — Ялта с заходом на ПС 110 кВ Дарсан с образованием ВЛ 110 кВ Симферопольская — Дарсан и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Симферопольская — Ялта на участке от ПС 110 кВ Дарсан до ПС 110 кВ Ялта | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 0,3 | - | - | - | - | - | - | 0,3 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.327 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ЛЭП 110 кВ Гаспра — Дарсан с заходом на ПС 110 кВ Дарсан и ЛЭП 110 кВ Дарсан — Ялта с заходами на ПС 110 кВ Ялта и ПС 110 кВ Дарсан и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Ялта — Дарсан | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 5,255 | - | - | - | - | - | - | 5,255 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 3,205 | - | - | - | - | - | - | 3,205 | ||||||
| 23.35.1.328 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Массандра с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ мощностью 10 МВА и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.329 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ЛЭП 110 кВ Дарсан — Массандра с заходом на ПС 110 кВ Дарсан и ПС 110 кВ Массандра и ЛЭП 110 кВ Гурзуф — Дарсан на участке от ПС 110 кВ Дарсан до ПС 110 кВ Массандра с заходом на ПС 110 кВ Дарсан и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Массандра — Дарсан | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 7,655 | - | - | - | - | - | - | 15,31 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.330 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Гурзуф с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «Крымэнерго» | 110 | МВА | - | 2 x 16 | - | - | - | - | - | 32 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.35.1.331 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ЛЭП 110 кВ Гурзуф — Дарсан с заходом на ПС 110 кВ Гурзуф и ЛЭП 110 кВ Артек — Массандра на участке от ПС 110 кВ Массандра до ПС 110 кВ Гурзуф с заходом на ПС 110 кВ Массандра и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Гурзуф — Массандра | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 9,506 | - | - | - | - | - | - | 19,012 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.332 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Артек с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.35.1.333 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ЛЭП 110 кВ Артек — Массандра с заходом на ПС 110 кВ Артек и ЛЭП 110 кВ Гурзуф — Шарха на участке от ПС 110 кВ Гурзуф до ПС 110 кВ Артек с заходом на ПС 110 кВ Гурзуф и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Артек — Гурзуф | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 3,505 | - | - | - | - | - | - | 3,505 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 3,288 | - | - | - | - | - | - | 3,288 | ||||||
| 23.35.1.334 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Шарха с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.335 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ЛЭП 110 кВ Гурзуф — Шарха с заходом на ПС 110 кВ Шарха и ЛЭП 110 кВ Алушта — Артек на участке от ПС 110 кВ Артек до ПС 110 кВ Шарха с заходом на ПС 110 кВ Артек и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Шарха — Артек | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 8,02 | - | - | - | - | - | - | 16,04 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.336 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Алушта с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.337 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ЛЭП 110 кВ Алушта — Артек с заходом на ПС 110 кВ Алушта и ЛЭП 110 кВ Лучистое — Шарха на участке от ПС 110 кВ Шарха до ПС 110 кВ Алушта с заходом на ПС 110 кВ Шарха и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Алушта — Шарха | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 10,746 | - | - | - | - | - | - | 10,746 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 8,108 | - | - | - | - | - | - | 8,108 | ||||||
| 23.35.1.338 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Лучистое с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ мощностью 10 МВА и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.339 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ВЛ 110 кВ Алушта — Аянская с отпайкой на ПС Перевальное с устройством захода данной ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Лучистое и строительство ЛЭП 110 кВ Лучистое — Шарха на участке от ПС 110 кВ Алушта до ПС 110 кВ Лучистое с заходом на ПС 110 кВ Лучистое | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 5,653 | - | - | - | - | - | - | 5,653 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 8,269 | - | - | - | - | - | - | 8,269 | ||||||
| 23.35.1.340 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство ЛЭП 110 кВ Алушта — Лучистое с демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Алушта — Лучистое | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 10,287 | - | - | - | - | - | - | 10,287 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.341 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Феодосийская — Старый Крым с отпайками на ПС 220 кВ Кафа ориентировочной протяженностью 6,5 км каждый | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 6,5 | - | - | - | - | - | - | 13 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.342 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Феодосийская — Восход с отпайками на ПС 220 кВ Кафа ориентировочной протяженностью 6,3 км каждый | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 6,3 | - | - | - | - | - | - | 12,6 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.343 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ВЛ 110 кВ Феодосийская — Старый Крым с отпайками ориентировочной протяженностью 22,335 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 22,335 | - | - | - | - | - | - | 22,335 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.344 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ВЛ 110 кВ Феодосийская — Восход с отпайками ориентировочной протяженностью 4,135 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | АО «Крымэнерго» | 110 | км | 4,135 | - | - | - | - | - | - | 4,135 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.35.1.345 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 35 кВ Вилино с переводом на напряжение 110 кВ со строительством РУ 110 кВ, заменой трансформаторов Т-1 35/10 кВ и Т-2 35/10 кВ мощностью 4 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.346 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Жаворонки — Николаевская до ПС 110 кВ Вилино ориентировочной протяженностью 17 км | ЛЭП | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | км | 17 | - | - | - | - | - | - | 17 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.347 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 35 кВ Тарханкут с переводом на напряжение 110 кВ со строительством РУ 110 кВ, заменой трансформаторов Т-1 35/10 кВ и Т-2 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | - | 2 x 16 | - | - | - | - | - | 32 | - <3> | 1. Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.348 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Зимино — Нива до ПС 110 кВ Тарханкут ориентировочной протяженностью 47 км | ЛЭП | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | км | - | 47 | - | - | - | - | - | 47 | - <3> | 1. Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.349 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 35 кВ Трудовое с переводом на напряжение 110 кВ со строительством РУ 110 кВ, заменой трансформаторов Т-1 35/10 кВ и Т-2 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.350 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Симферопольская — Белогорск на ПС 110 кВ Трудовое ориентировочной протяженностью 2 км каждый | ЛЭП | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | км | 2 x 2 | - | - | - | - | - | - | 4 | - <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.351 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Белогорск с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.354 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Завокзальная с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.355 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Капсель с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.356 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Малореченское с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | - | 2 x 10 | - | - | - | - | - | 20 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.35.1.358 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Митридат с заменой трансформатора Т-2 110/6 кВ мощностью 15 МВА на трансформатор 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.360 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Морское с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 4 МВА | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | - | 1 x 4 | - | - | - | - | - | 4 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.35.1.361 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Набережная с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.362 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ НС-16 с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.363 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Перевальное с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.364 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Саки с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.365 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Соляная с заменой трансформатора Т-2 110/35/6 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.366 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 40,5 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.35.1.367 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Южная с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.35.1.65 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Веселое с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | - | 1 x 2,5 | - | - | - | - | - | 2,5 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 24.35.1.67 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Кубанская с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.35.1.68 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Родниковое с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.35.1.70 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Реконструкция ПС 110 кВ Судак с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ГУП РК «Крымэнерго» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.35.2.125 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Создание на ПС 330 кВ Симферопольская устройств: - АОПО КВЛ 110 кВ Симферопольская — Южная с отпайками; - АОПО КВЛ 110 кВ Симферопольская — Центральная с отпайками | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2026 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.35.2.126 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Модернизация на ПС 330 кВ Симферопольская устройства ЛАПНУ | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.35.2.127 | Республики Крым и г. Севастополя | Республика Крым | Модернизация на Симферопольской ТЭЦ устройства АОПО ВЛ 110 кВ Симферопольская ТЭЦ — Северная с отпайкой на ПС Завокзальная | РЗА | АО «КРЫМТЭЦ» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.67.1.368 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Строительство ПС 330 кВ Нахимовская с двумя автотрансформаторами 330/110 кВ мощностью 200 МВА каждый и двумя трансформаторами 110/35 кВ мощностью 40 МВА каждый и заходами ЛЭП 100 кВ | ПС | ПАО «Россети» | 330 | МВА | 1 x 200 | - | - | - | - | - | - | 200 | 2027 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ПС | ПАО «Россети» | 330 | МВА | - | - | - | 1 x 200 | - | - | - | 200 | 2027 | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности | ||||
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | - | - | 2 x 40 | - | - | - | 80 | 2027 | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности | ||||
| 23.67.1.369 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Строительство заходов КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС — Западно-Крымская на ПС 330 кВ Нахимовская ориентировочной протяженностью 6,9 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети» | 330 | км | 2 x 6,9 | - | - | - | - | - | - | 13,8 | 2027 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.67.1.128 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Строительство двухцепной ЛЭП 110 кВ ориентировочной протяженностью 21,7 км с подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь — ПС-4 правая, ВЛ 110 кВ Севастополь — ПС-4 левая; подключение одной цепи строящейся двухцепной ВЛ 110 кВ к ПС 110 кВ ПС-11 и второй цепи — отпайкой к ВЛ 110 кВ ПС-5 — ПС-6 с отпайками | ЛЭП | ООО «Севастополь-энерго» | 110 | км | 21,7 | - | - | - | - | - | - | 21,7 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.67.1.375 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Реконструкция ПС 110 кВ ПС-11 с установкой секционного выключателя 110 кВ | ПС | ООО «Севастополь-энерго» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.67.1.376 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Реконструкция ПС 110 кВ ПС-10 с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ООО «Севастополь-энерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | 2026 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.67.1.377 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Реконструкция ПС 110 кВ ПС-11 с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ООО «Севастополь-энерго» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.67.1.129 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Реконструкция ПС 110 кВ ПС-17 с заменой трансформатора Т-1 110/6 кВ мощностью 15 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ООО «Севастополь-энерго» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2027 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.67.2.379 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Создание на ПС 110 кВ ПС-12 устройств РЗ (основных защит): - ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ — ПС-12 с отпайкой на ПС-2; - ВЛ 110 кВ ПС-12 — Мекензиевы Горы; - ВЛ 110 кВ Севастополь — ПС-12 с отпайкой на ПС-2 | РЗА | ООО «Севастополь-энерго» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.67.2.380 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Создание на ПС 330 кВ Севастополь устройств РЗ (основных защит) ВЛ 110 кВ Севастополь — ПС-12 с отпайкой на ПС-2 | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2026 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.67.2.381 | Республики Крым и г. Севастополя | г. Севастополь | Создание на Севастопольской ТЭЦ устройств РЗ (основных защит) ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ — ПС-12 с отпайкой на ПС-2 | РЗА | ГУПС «Севтеплоэнерго» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.90.1.385 | Республики Северная Осетия — Алания | Республика Северная Осетия — Алания | Реконструкция ПС 110 кВ Ардон-110 с заменой трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.60.1.130 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 500 кВ Ростовская с установкой второго автотрансформатора 500/220 кВ мощностью 501 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) <5> | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | 3 x 167 | - | - | - | - | - | - | 501 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.1.131 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 500 кВ Шахты с установкой третьего автотрансформатора 500/220 кВ мощностью 501 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) <5> | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | 3 x 167 | - | - | - | - | - | - | 501 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.1.132 | Ростовской области | Ростовская область | Строительство ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС — Р-4 № 3 ориентировочной протяженностью 39 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 39 | - | - | - | - | - | - | 39 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.2.133 | Ростовской области | Ростовская область | Создание на ПС 220 кВ Р-4 устройств: - АОПО ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС — Р-4 I цепь; - АОПО ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС — Р-4 II цепь; - АОПО ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС — Р-4 № 3 | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | - | - | - | - | x | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.1.134 | Ростовской области | Ростовская область | Строительство ПС 220 кВ Левенцовская с двумя автотрансформаторами 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | 2 x 125 | - | - | - | - | - | - | 250 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.1.135 | Ростовской области | Ростовская область | Строительство двух ЛЭП 220 кВ Ростовская — Левенцовская ориентировочной протяженностью 30 км каждая | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 2 x 30 | - | - | - | - | - | - | 60 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.1.136 | Ростовской области | Ростовская область | Строительство двух ЛЭП 110 кВ Левенцовская — Р19 ориентировочной протяженностью 7 км каждая | ЛЭП | ПАО «Россети Юг» | 110 | км | 2 x 7 | - | - | - | - | - | - | 14 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.60.1.391 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 110 кВ АС12 с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2028 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.60.1.392 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 110 кВ Чалтырь с заменой трансформаторов Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА и Т-3 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | |||||
| 23.60.1.393 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 110 кВ АС1 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.60.1.396 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 110 кВ БТ1 с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.60.1.72 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 7,5 МВА на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.60.1.137 | Ростовской области | Ростовская область | Строительство ЛЭП 110 кВ Р-20 — Р29 № 2 ориентировочной протяженностью 3 км | ЛЭП | ПАО «Россети Юг» | 110 | км | 3 | - | - | - | - | - | - | 3 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.1.138 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Р1 — Р12 с отпайками ориентировочной протяженностью 1,79 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Юг» | 110 | км | 1,79 | - | - | - | - | - | - | 1,79 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.1.139 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 110 кВ Т11 с заменой ошиновки ВЛ 110 кВ Т-10 — Т11 с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.1.140 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 110 кВ Т25 с заменой ошиновки ВЛ 110 кВ Т-15 — Т25 с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.60.1.141 | Ростовской области | Ростовская область | Реконструкция ПС 35 кВ АС8 с переводом на напряжение 110 кВ со строительством РУ 110 кВ, заменой трансформаторов Т-1 35/6 кВ и Т-2 35/6 кВ мощностью 7,5 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Юг» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.60.1.142 | Ростовской области | Ростовская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ АС15 — АС6 на ПС 110 кВ АС8 ориентировочной протяженностью 2 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Юг» | 110 | км | 2 x 2 | - | - | - | - | - | - | 4 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.7.1.398 | Ставропольского края | Ставропольский край | Реконструкция ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 с переводом на напряжение 110 кВ (ПС 110 кВ Джинал) со строительством РУ 110 кВ, заменой трансформаторов Тр31 35/10 кВ и Тр32 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.7.1.399 | Ставропольского края | Ставропольский край | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 — Ясная Поляна-2 с отпайкой на ПС Тяговая 39-й км (Л-110) на ПС 110 кВ Джинал ориентировочной протяженностью 2,4 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | км | 2 x 2,4 | - | - | - | - | - | - | 4,8 | - <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.7.1.400 | Ставропольского края | Ставропольский край | Реконструкция ПС 110 кВ Ачикулак с заменой трансформатора Тр2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.7.1.402 | Ставропольского края | Ставропольский край | Реконструкция ПС 110 кВ Мин-Воды-2 с заменой трансформатора Тр1 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.7.1.403 | Ставропольского края | Ставропольский край | Реконструкция ПС 110 кВ Левокумская с заменой трансформаторов Тр1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА и Тр2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Северный Кавказ» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.96.1.143 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Строительство ПС 330 кВ Сунжа с двумя автотрансформаторами 330/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый и заходами ЛЭП 110 кВ | ПС | ПАО «Россети» | 330 | МВА | 2 x 125 | - | - | - | - | - | - | 250 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.96.1.144 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Строительство заходов КВЛ 330 кВ Алания — Артем на ПС 330 кВ Сунжа ориентировочной протяженностью 22 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети» | 330 | км | 2 x 22 | - | - | - | - | - | - | 44 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.96.1.405 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Самашки с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Чеченэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.96.1.406 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Гудермес с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Чеченэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.96.1.407 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Горец с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Чеченэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.96.1.408 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Ищерская с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | АО «Чеченэнерго» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.96.1.409 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Ойсунгур с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Чеченэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.96.1.411 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Шали с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Чеченэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.96.1.74 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Южная с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | АО «Чеченэнерго» | 110 | МВА | - | 1 x 25 | - | - | - | - | - | 25 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 24.96.1.75 | Чеченской Республики | Чеченская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ № 84 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «Чеченэнерго» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ОЭС Средней Волги | |||||||||||||||||
| 23.22.1.415 | Нижегородской области | Нижегородская область | Реконструкция ПС 110 кВ Богородская с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 15 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2025 <3> | |||||
| 23.22.1.416 | Нижегородской области | Нижегородская область | Реконструкция ПС 110 кВ Павлово с заменой трансформатора Т-1 110/35/6 кВ мощностью 20 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 32 МВА | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | - | 1 x 32 | - | - | - | - | - | 32 | 2024 <3> | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 24.22.1.76 | Нижегородской области | Нижегородская область | Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлино с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.22.1.145 | Нижегородской области | Нижегородская область | Реконструкция ПС 110 кВ Приокская с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 31,5 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.22.1.146 | Нижегородской области | Нижегородская область | Реконструкция ПС 110 кВ Молитовская с заменой трансформатора Т-3 110/6/6 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/6/6 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.22.1.147 | Нижегородской области | Нижегородская область | Реконструкция ПС 110 кВ Митино с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | - | 2 x 25 | - | - | - | - | - | 50 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.22.1.148 | Нижегородской области | Нижегородская область | Строительство ПС 110 кВ Васильев с двумя трансформаторами 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.22.1.149 | Нижегородской области | Нижегородская область | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Нагорная — Мыза с отпайками (ВЛ Мызинская) до ПС 110 кВ Васильев ориентировочной протяженностью 4 км | ЛЭП | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | км | - | 4 | - | - | - | - | - | 4 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.22.1.150 | Нижегородской области | Нижегородская область | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Нагорная — Ольгино с отпайками (ВЛ Ольгино) до ПС 110 кВ Васильев ориентировочной протяженностью 0,5 км | ЛЭП | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | км | - | 0,5 | - | - | - | - | - | 0,5 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.22.1.151 | Нижегородской области | Нижегородская область | Строительство ПС 110 кВ Иванов с двумя трансформаторами 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.22.1.152 | Нижегородской области | Нижегородская область | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Нагорная — Импульс с отпайками (ВЛ 147) до ПС 110 кВ Иванов ориентировочной протяженностью 4 км | ЛЭП | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | км | - | 4 | - | - | - | - | - | 4 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.22.1.153 | Нижегородской области | Нижегородская область | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Нагорная — Митино с отпайками (ВЛ Митино) до ПС 110 кВ Иванов ориентировочной протяженностью 0,8 км | ЛЭП | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | км | - | 0,8 | - | - | - | - | - | 0,8 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.22.1.154 | Нижегородской области | Нижегородская область | Реконструкция участка ВЛ 220 кВ Нагорная — Борская № 2 ориентировочной протяженностью 3,083 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 3,083 | - | - | - | - | 3,083 | - | Реновация основных фондов |
| 23.92.1.417 | Республики Татарстан | Республика Татарстан | Строительство ПС 110 кВ Сокуры с двумя трансформаторами 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | АО «Сетевая компания» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.92.1.418 | Республики Татарстан | Республика Татарстан | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Пестрецы — Аэропорт на ПС 110 кВ Сокуры ориентировочной протяженностью 2,7 км каждый | ЛЭП | АО «Сетевая компания» | 110 | км | 2 x 2,7 | - | - | - | - | - | - | 5,4 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.92.1.77 | Республики Татарстан | Республика Татарстан | Реконструкция ПС 110 кВ Северная с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Сетевая компания» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.92.1.155 | Республики Татарстан | Республика Татарстан | Реконструкция ПС 110 кВ Каракашлы с заменой трансформатора Т-2 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | АО «Сетевая компания» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.92.1.156 | Республики Татарстан | Республика Татарстан | Реконструкция ПС 110 кВ Константиновка с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «Сетевая компания» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.92.1.157 | Республики Татарстан | Республика Татарстан | Реконструкция ПС 110 кВ Высокая гора с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый, ранее установленные на ПС 110 кВ Чекалда | ПС | АО «Сетевая компания» | 110 | МВА | - | 2 x 25 | - | - | - | - | - | 50 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.92.1.158 | Республики Татарстан | Республика Татарстан | Реконструкция ПС 110 кВ Шигалеево с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый, ранее установленные на ПС 110 кВ Высокая гора | ПС | АО «Сетевая компания» | 110 | МВА | - | 2 x 16 | - | - | - | - | - | 32 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| ОЭС Урала | |||||||||||||||||
| 23.33.1.425 | Кировской области | Кировская область | Реконструкция ПС 110 кВ Беляево с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2026 | |||||
| 23.33.1.426 | Кировской области | Кировская область | Строительство ПС 110 кВ Мурыгино с двумя трансформаторами 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый (взамен ПС 110 кВ Красный Курсант) | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | - | - | 1 x 16 | - | - | - | - | 16 | 2026 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | - | - | - | 1 x 16 | - | - | - | 16 | 2027 | |||||
| 25.37:71.1.159 | Курганской области, Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Курганская область, Тюменская область | Строительство ВЛ 500 кВ Курган — Новолокти ориентировочной протяженностью 258 км, включая участок существующей ВЛ 500 кВ Курган — Витязь ориентировочной протяженностью 153 км, с демонтажом участка существующей ВЛ 500 кВ Курган — Витязь ориентировочной протяженностью 25 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | - | 105 | - | - | 105 | - | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 23.37.1.428 | Курганской области | Курганская область | Реконструкция ПС 110 кВ Южная с заменой трансформатора Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | АО «СУЭНКО» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.53.1.160 | Оренбургской области | Оренбургская область | Реконструкция ПС 110 кВ Степная с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 25 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Волга» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.57.1.79 | Пермского края | Пермский край | Реконструкция Воткинской ГЭС с установкой двух фазоповоротных трансформаторов 220 кВ мощностью 501 МВА каждый | ПС | ПАО «РусГидро» | 220 | МВА | - | 2 x 501 | - | - | - | - | - | 1002 | 2027 <3> | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 23.57.1.429 | Пермского края | Пермский край | Реконструкция ПС 35 кВ Култаево с переводом на напряжение 110 кВ со строительством РУ 110 кВ, установкой одного трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.57.1.430 | Пермского края | Пермский край | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Пермская ТЭЦ-9 — Малиновская до ПС 110 кВ Култаево ориентировочной протяженностью 8 км | ЛЭП | ПАО «Россети Урал» | 110 | км | 8 | - | - | - | - | - | - | 8 | - | |
| 23.57.1.431 | Пермского края | Пермский край | Реконструкция ПС 110 кВ Северная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.65.1.81 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 220 кВ Салда с заменой автотрансформатора АТ2 220/110/10 кВ мощностью 240 МВА на автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | 1 x 250 | - | - | - | - | 250 | 2026 | Реновация основных фондов |
| 24.65.1.82 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 220 кВ Первоуральская с заменой автотрансформатора АТГ1 220/110/10 кВ мощностью 240 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 80 МВА каждый) на автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | 1 x 250 | - | - | - | - | 250 | 2026 | Реновация основных фондов |
| 24.65.1.83 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 220 кВ Качканар с заменой автотрансформаторов АТ-1 220/110/10 кВ, АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 120 МВА каждый, АТ-3 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на три автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | 3 x 125 | - | - | - | - | 375 | - | Реновация основных фондов |
| 23.65.1.436 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 110 кВ Тугулым с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.65.1.437 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 110 кВ Свобода с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА и установкой второго трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2026 | |||||
| 23.65.1.438 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 110 кВ Свердловская с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 31,5 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | 2024 | Реновация основных фондов |
| 23.65.1.439 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 110 кВ Алмазная с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «ЕЭСК» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.65.1.440 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 110 кВ Керамик с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «ЕЭСК» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.65.1.84 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 110 кВ Логиново с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.65.1.85 | Свердловской области | Свердловская область | Реконструкция ПС 110 кВ Монтажная с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.71.1.161 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Строительство ПП 500 кВ Новолокти | ПС | ПАО «Россети» | 500 | x | - | - | - | - | x | - | - | x | - | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 25.71:52.1.162 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, Омской области (ОЭС Сибири) | Тюменская область, Омская область | Строительство ВЛ 500 кВ Новолокти — Таврическая ориентировочной протяженностью 380 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | - | 380 | - | - | 380 | - | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 25.71.1.163 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Строительство ВЛ 500 кВ Беркут — Витязь ориентировочной протяженностью 245 км, включая участок существующей ВЛ 500 кВ Курган — Витязь ориентировочной протяженностью 114 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | - | 131 | - | - | 131 | - | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 25.71.1.164 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 500 кВ Тюмень с установкой одного автотрансформатора 500/110/10 кВ мощностью 405 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 135 МВА каждый) с резервной фазой мощностью 135 МВА <5> | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | - | 3 x 135 + 135 | - | - | - | - | - | 405 + 135 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.165 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 500 кВ Тюмень с изменением схемы присоединения ВЛ 500 кВ Тобол — Тюмень и ВЛ 500 кВ Тюмень — Беркут с их подключением через полуторную цепочку <5> | ПС | ПАО «Россети» | 500 | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.166 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 — Войновка с отпайками ориентировочной протяженностью 6,15 км с увеличением пропускной способности <5> | ЛЭП | АО «Россети Тюмень» | 110 | км | - | 6,15 | - | - | - | - | - | 6,15 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.167 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Войновка с заменой ТТ, ВЧЗ, выключателя, провода ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 — Войновка с отпайками с увеличением пропускной способности <5> | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.168 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция Тюменской ТЭЦ-1 с заменой провода ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 — Войновка с отпайками с увеличением пропускной способности <5> | ПС | ПАО «Форвард Энерго» | 110 | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.169 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция Тюменской ТЭЦ-1 с заменой ТТ, провода ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 — Граничная с отпайками с увеличением пропускной способности <5> | ПС | ПАО «Форвард Энерго» | 110 | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.170 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 — Граничная с отпайками ориентировочной протяженностью 5,3 км с увеличением пропускной способности <5> | ЛЭП | АО «Россети Тюмень» | 110 | км | - | 5,3 | - | - | - | - | - | 5,3 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.171 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Граничная с заменой ТТ, провода ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 — Граничная с отпайками с увеличением пропускной способности <5> | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.172 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Тюмень — Казарово ориентировочной протяженностью 4,98 км с увеличением пропускной способности <5> | ЛЭП | АО «Россети Тюмень» | 110 | км | - | 4,98 | - | - | - | - | - | 4,98 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.173 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Казарово с заменой провода ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Тюмень — Казарово с увеличением пропускной способности <5> | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.174 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 500 кВ Тюмень с заменой ВЧЗ ячейки ВЛ 110 кВ Тюмень — Казарово с увеличением пропускной способности <5> | ПС | ПАО «Россети» | 110 | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.175 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Тюмень — Березняки с отпайкой на ПС Чермет ориентировочной протяженностью 9,88 км с увеличением пропускной способности <5> | ЛЭП | АО «Россети Тюмень» | 110 | км | - | 9,88 | - | - | - | - | - | 9,88 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.176 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Березняки с заменой провода ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Тюмень — Березняки с отпайкой на ПС Чермет с увеличением пропускной способности <5> | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.2.177 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Модернизация на Тюменской ТЭЦ-1 устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 — Войновка с отпайками; - АОПО ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 — Граничная с отпайками <5> | РЗА | ПАО «Форвард Энерго» | - | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.2.178 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Модернизация на ПС 500 кВ Тюмень устройств: - АОПО ВЛ 220 кВ Тюмень — ТММЗ I, II цепь; - АОПО 1,2 АТГ ПС 500 кВ Тюмень <5> | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.2.179 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Создание на ПС 500 кВ Тюмень устройства АОПО АТГ 500/110/10 кВ мощностью 405 МВА <5> | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | - | x | - | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.180 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Строительство ПП 110 кВ Ушаковский | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.181 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 220 кВ Ожогино с расширением РУ 110 кВ на одну ячейку для подключения ВЛ 110 кВ Ожогино — Ушаковский | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.182 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Строительство ВЛ 110 кВ Ожогино — Ушаковский ориентировочной протяженностью 26 км | ЛЭП | АО «Россети Тюмень» | 110 | км | 26 | - | - | - | - | - | - | 26 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.183 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Молодежная — Перевалово с отпайками на ПП 110 кВ Ушаковский ориентировочной протяженностью 3 км каждый | ЛЭП | АО «Россети Тюмень» | 110 | км | 2 x 3 | - | - | - | - | - | - | 6 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.71.1.184 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Утяшево — Гужевое с отпайками на ПП 110 кВ Ушаковский ориентировочной протяженностью 3 км каждый | ЛЭП | АО «Россети Тюмень» | 110 | км | 2 x 3 | - | - | - | - | - | - | 6 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.71.1.447 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Утяшево с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.71.1.448 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Чикча с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.71.1.449 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Молчаново с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.71.1.86 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Казарово с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.71.1.87 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Горьковка с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.71.1.88 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Перевалово с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.71.1.450 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 500 кВ Демьянская с заменой автотрансформаторов 1 АТГ 500/220/10 кВ и 2 АТГ 500/220/10 кВ мощностью 501 МВА каждый (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) на два автотрансформатора мощностью 501 МВА каждый с резервной фазой мощностью 167 МВА, установкой двух ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар каждый с выполнением перезавода ВЛ 500 кВ с ориентировочным увеличением протяженности ВЛ на 6,4 км | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | - | - | - | - | 2 x 3 x 167 + 167 | - | - | 1002 + 167 | 2028 | Реновация основных фондов |
| ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | - | 6,4 | - | - | 6,4 | ||||||
| ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | - | - | - | - | 2 x 180 | - | - | 360 | ||||||
| Реконструкция ПС 500 кВ Демьянская с заменой автотрансформаторов 3АТ 220/110/6 кВ и 5АТ 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА каждый и автотрансформатора 4АТ 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый, с установкой УШР 220 кВ мощностью 100 Мвар с выполнением перезавода ВЛ 220 кВ с ориентировочным увеличением протяженности ВЛ на 4,3 км | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | - | 2 x 200 | - | - | 400 | |||||
| ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | 4,3 | - | - | 4,3 | ||||||
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | Мвар | - | - | - | - | 1 x 100 | - | - | 100 | ||||||
| Реконструкция ПС 500 кВ Демьянская с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый и двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый с выполнением перезавода ВЛ 110 кВ с ориентировочным увеличением протяженности ВЛ на 4,7 км | ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | - | - | - | 2 x 63 | - | - | 126 | |||||
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | - | - | - | 2 x 25 | - | - | 50 | ||||||
| ЛЭП | ПАО «Россети» | 110 | км | - | - | - | - | 4,7 | - | - | 4,7 | ||||||
| 25.71.1.185 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Тюменская область | Реконструкция ПС 110 кВ Кулаково с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.718.1.451 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Ханты-Мансийский автономный округ — Югра | Реконструкция ПС 110 кВ Юмас с заменой трансформаторов 1Т 110/35/10 кВ и 2Т 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «ЮРЭСК» | 110 | МВА | - | 2 x 25 | - | - | - | - | - | 50 | 2024 | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 24.718.1.90 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Ханты-Мансийский автономный округ — Югра | Реконструкция ПС 110 кВ Промысловая с заменой трансформаторов 1Т 110/35/6 кВ и 2Т 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.718.1.91 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Ханты-Мансийский автономный округ — Югра | Реконструкция ПС 110 кВ Дорожная с заменой трансформаторов 1Т 110/35/6 кВ и 2Т 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.718.1.92 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Ханты-Мансийский автономный округ — Югра | Реконструкция ПС 110 кВ Яун-Лор с заменой трансформаторов 1Т 110/35/6 кВ и 2Т 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.718.1.186 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Ханты-Мансийский автономный округ — Югра | Реконструкция ПС 110 кВ Элегаз с заменой трансформаторов 1Т 110/35/6 кВ и 2Т 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «Россети Тюмень» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.94.1.93 | Удмуртской Республики | Удмуртская Республика | Реконструкция ПС 110 кВ Игерман с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | 2024 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.94.1.95 | Удмуртской Республики | Удмуртская Республика | Строительство ПС 110 кВ Лудорвай с использованием имеющегося в эксплуатационном запасе трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.94.1.96 | Удмуртской Республики | Удмуртская Республика | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Никольская — Вараксино до ПС 110 кВ Лудорвай ориентировочной протяженностью 0,1 км | ЛЭП | ПАО «Россети Центр и Приволжье» | 110 | км | 0,1 | - | - | - | - | - | - | 0,1 | 2025 <3> | |
| 23.94.2.452 | Удмуртской Республики | Удмуртская Республика | Создание на ТПС 110 кВ Балезино устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Балезино — Пибаньшур; - АОПО ВЛ 110 кВ Балезино — Сегедур с отпайкой на ТПС Чепца | РЗА | ОАО «РЖД» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.75.1.187 | Челябинской области | Челябинская область | Реконструкция ПС 110 кВ Сатка с переводом на напряжение 220 кВ со строительством РУ 220 кВ и установкой одного автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 200 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | 1 x 200 | - | - | - | - | - | - | 200 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.75.1.188 | Челябинской области | Челябинская область | Строительство ВЛ 220 кВ Чебаркуль — Сатка ориентировочной протяженностью 110 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 110 | - | - | - | - | - | - | 110 | - | |
| 23.75.1.455 | Челябинской области | Челябинская область | Реконструкция ПС 110 кВ Есаулка с заменой трансформаторов Т1 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА и Т2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.75.1.100 | Челябинской области | Челябинская область | Реконструкция ПС 110 кВ Бакалинская с заменой трансформатора Т1 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.75.1.101 | Челябинской области | Челябинская область | Реконструкция ПС 110 кВ Харлуши с заменой трансформаторов Т1 110/10 кВ и Т2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.75.1.189 | Челябинской области | Челябинская область | Реконструкция ПС 110 кВ Лазурная с заменой трансформатора Т2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Урал» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.719.1.190 | Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | Ямало-Ненецкий автономный округ | Строительство ВЛ 220 кВ Арсенал — Исконная ориентировочной протяженностью 191 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 191 | - | - | - | - | 191 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ОЭС Сибири | |||||||||||||||||
| 23.76.1.459 | Забайкальского края | Забайкальский край | Строительство ВЛ 220 кВ Маккавеево — Чита ориентировочной протяженностью 118,2 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 118,2 | - | - | - | - | - | - | 118,2 | 2024 | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.76:10.1.460 | Забайкальского края, Амурской области (ОЭС Востока) | Забайкальский край, Амурская область | Строительство ВЛ 220 кВ Даурия — Могоча ориентировочной протяженностью 324 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | 324 | - | - | 324 | 2028 | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 23.76:81.1.462 | Забайкальского края, Республики Бурятия | Забайкальский край, Республика Бурятия | Строительство ВЛ 220 кВ Таксимо — Чара ориентировочной протяженностью 239 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | 239 | - | - | 239 | 2028 | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 25.76.1.191 | Забайкальского края | Забайкальский край | Реконструкция ПС 110 кВ Ново-Широкая с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.76.1.192 | Забайкальского края | Забайкальский край | Реконструкция ПС 110 кВ Третья с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.25.1.193 | Иркутской области, Забайкальского края, Республики Бурятия | Иркутская область, Забайкальский край, Республика Бурятия | Строительство преобразовательной ПС 500 кВ в юго-восточной части ОЭС Сибири | ПС | ПАО «Россети» | 500 | x | - | - | - | - | - | - | x | x | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.25.1.194 | Иркутской области, Забайкальского края, Республики Бурятия | Иркутская область, Забайкальский край, Республика Бурятия | Строительство заходов ЛЭП 220 — 500 кВ на преобразовательную ПС 500 кВ в юго-восточной части ОЭС Сибири | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | x | - | - | - | - | - | - | x | x | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 220 | x | - | - | - | - | - | - | x | x | - | |||||||
| 25.25:4.1.195 | Иркутской области, Красноярского края и Республики Тыва, Забайкальского края, Республики Бурятия | Иркутская область, Красноярский край, Забайкальский край, Республика Бурятия | Строительство двухполюсной передачи постоянного тока от преобразовательной ПС 500 кВ в районе ПС 1150 кВ Итатская (ПС 500 кВ Камала-1) в юго-восточную часть ОЭС Сибири ориентировочной протяженностью 1420 км с установкой преобразовательного оборудования на подстанциях | ЛЭП | ПАО «Россети» | +/- 400 | км | - | - | - | - | - | - | 1420 | 1420 | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.25.1.196 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 500 кВ Ново-Зиминская с заменой автотрансформаторов АТ-1 220/110/10 кВ и АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 220 | МВА | - | - | 2 x 200 | - | - | - | - | 400 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.197 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 500 кВ Ново-Зиминская с заменой ошиновки ячейки 110 кВ АТ-1 с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.198 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 500 кВ Ново-Зиминская с заменой ошиновки ячейки 110 кВ АТ-2 с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.472 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 500 кВ Тулун с заменой автотрансформатора АТ-1 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА | ПС | АО «ИЭСК» | 220 | МВА | 1 x 200 | - | - | - | - | - | - | 200 | 2024 | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.25.1.476 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство второй ВЛ 110 кВ Замзор — Тайшет ориентировочной протяженностью 80 км | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | 80 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.477 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Нижнеудинск с установкой БСК 110 кВ мощностью 25 Мвар | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | Мвар | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.25.1.105 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство ВЛ 110 кВ Замзор — Нижнеудинск ориентировочной протяженностью 68 км с расширением РУ 110 кВ ПС 110 кВ Замзор на одну ячейку и РУ 110 кВ ПС 110 кВ Нижнеудинск на одну ячейку для подключения ВЛ 110 кВ Замзор — Нижнеудинск | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | 68 | - | - | - | - | - | - | 68 | 2024 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | |||||
| 25.25.1.199 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Черемхово с заменой автотрансформаторов АТ-1 220/110/10 кВ и АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 220 | МВА | 2 x 200 | - | - | - | - | - | - | 400 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.2.200 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 220 кВ Черемхово устройств: - АОПО АТ-1; - АОПО АТ-2 | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2026 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.483 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Юрты с установкой двух БСК 110 кВ мощностью 29 Мвар каждая | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | Мвар | 2 x 29 | - | - | - | - | - | - | 58 | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.25.2.106 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Юрты устройства АОСН | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.484 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Тайшет-Запад с установкой двух БСК 110 кВ мощностью 20 Мвар каждая | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | Мвар | 2 x 20 | - | - | - | - | - | - | 40 | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.25.2.107 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Тайшет-Запад устройства АОСН | РЗА | ОАО «РЖД» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.485 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Черемхово — Свирск I цепь с отпайками с отсоединением отпайки на ПС 110 кВ Оса и подключение ее в отдельную ячейку на ПС 220 кВ Черемхово с образованием ВЛ 110 кВ Черемхово — Оса | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.201 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство второй ВЛ 110 кВ Черемхово — Оса ориентировочной протяженностью 87 км | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | 87 | - | - | - | - | - | - | 87 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.2.488 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Баяндай устройства АОСН | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.493 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Правобережная с заменой ВЧЗ ВЛ 110 кВ Правобережная — Урик I, II цепь с отпайками с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.494 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Усть-Орда с заменой ТТ ячейки ВЛ 110 кВ Усть-Орда — Баяндай I цепь с отпайками с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.202 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Баяндай с заменой ТТ ячейки ВЛ 110 кВ Усть-Орда — Баяндай I цепь с отпайками с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.203 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Баяндай с заменой ТТ ячейки ВЛ 110 кВ Усть-Орда — Баяндай II цепь с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.2.495 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Оса устройства АОСН | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.2.496 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Новая Уда устройства АОСН | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.2.204 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Жигалово устройства АОСН | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2026 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.2.205 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Качуг устройства АОСН | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2026 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.2.497 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Урик устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Урик — Усть-Орда I цепь с отпайкой на ПС Оёк; - АОПО ВЛ 110 кВ Урик — Усть-Орда II цепь с отпайкой на ПС Оёк | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.2.498 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 220 кВ Правобережная устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Правобережная — Урик I цепь; - АОПО ВЛ 110 кВ Правобережная — Урик II цепь | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.2.499 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Урик устройства АОПО ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 — Урик I цепь | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.2.206 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на Иркутской ТЭЦ-10 устройства АОПО ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 — Урик II цепь с отпайкой на ПС Никольск | РЗА | ООО «Байкальская энергетическая компания» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.503 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Рассоха — Подкаменная ориентировочной протяженностью 9,36409 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | 9,36409 | - | - | - | - | - | - | 9,36409 | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.504 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Большой Луг — Подкаменная ориентировочной протяженностью 16,14658 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | 16,14658 | - | - | - | - | - | - | 16,14658 | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.506 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Рассоха с заменой провода ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Шелехово — Рассоха с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.508 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Рассоха с заменой секционного выключателя с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.509 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Рассоха с заменой провода ошиновки ячейки секционного выключателя с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.510 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Рассоха с заменой ТТ ячейки ВЛ 110 кВ Шелехово — Рассоха с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.511 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Большой Луг с заменой провода ошиновки с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.25.1.514 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Подкаменная с заменой провода ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Рассоха — Подкаменная, провода СШ 110 кВ с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.516 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Подкаменная с заменой ТТ ячейки ВЛ 110 кВ Рассоха — Подкаменная с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.2.518 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 220 кВ Киренга устройств: - АОПО ВЛ 220 кВ Киренга — Улькан (КУ-30); - АОПО ВЛ 220 кВ Киренга — Кунерма (КК-31) | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.207 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Байкальская с заменой выключателя ячейки В-110 Нагорная А | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.208 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Байкальская с заменой выключателя ячейки В-110 Нагорная Б | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.209 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Байкальская с заменой выключателя ячейки В-110 Т-3 | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.210 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Южная с заменой выключателя ячейки В-110 Нагорная | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.211 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Южная с заменой ТТ ячейки В-110 ГЭС «Б» | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.2.212 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на Иркутской ГЭС устройства АОПО ВЛ 110 кВ Иркутская ГЭС — Южная II цепь | РЗА | ООО «ЕвроСибЭнергоГидрогенерация» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.2.213 | Иркутской области | Иркутская область | Создание на ПС 110 кВ Южная устройства АОПО ВЛ 110 кВ Байкальская — Нагорная I цепь с отпайками | РЗА | АО «ИЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.25.1.214 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Бытовая с заменой трансформаторов Т-1 220/10/10 кВ и Т-2 220/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый на два трансформатора 220/10/10 кВ мощностью 100 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 220 | МВА | 2 x 100 | - | - | - | - | - | - | 200 | - | 1. Исключение существующих и прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.108 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Киренга с установкой одного трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | 2026 <3> | 1. Исключение существующих и прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.25.1.215 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Левобережная с заменой трансформаторов Т-1 220/35 кВ и Т-2 220/35 кВ мощностью 63 МВА каждый на два трансформатора 220/35/35 кВ мощностью 125 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 220 | МВА | 2 x 125 | - | - | - | - | - | - | 250 | - | 1. Исключение существующих и прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.109 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Светлая с заменой трансформаторов Т-1 220/35/10 кВ и Т-2 220/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 220/35/10 кВ мощностью 100 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 220 | МВА | 2 x 100 | - | - | - | - | - | - | 200 | - | 1. Исключение существующих и прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.110 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Столбово с заменой трансформаторов Т-1 220/35/10 кВ и Т-2 220/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 220/35/10 кВ мощностью 80 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 220 | МВА | 2 x 80 | - | - | - | - | - | - | 160 | - | 1. Исключение существующих и прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.25.1.216 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство ПС 110 кВ Анисимово с двумя трансформаторами 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.25.1.217 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Иркутская ГЭС — Шелехово III цепь с отпайками и ВЛ 110 кВ Иркутская ГЭС — Шелехово IV цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Гончарово до ПС 110 кВ Анисимово ориентировочной протяженностью 0,1 км каждая | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | 2 x 0,1 | - | - | - | - | - | - | 0,2 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.111 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Березовая с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.25.1.519 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Бирюса с заменой трансформатора Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.112 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Вокзальная с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.25.1.520 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Жигалово с заменой трансформаторов Т-1 110/20/10 кВ мощностью 6,3 МВА и Т-2 110/20/10 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/20/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2026 <3> | |||||
| 23.25.1.521 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Изумрудная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | 2026 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.113 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Карлук с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | - | 2 x 63 | - | - | - | - | - | 126 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 24.25.1.114 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Летняя с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.25.1.524 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Черноруд с приведением РУ к проектной схеме, заменой трансформатора Т-2 35/10 кВ мощностью 4 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА, подключением ВЛ 35 кВ Еланцы — Хужир к ПС 110 кВ Черноруд | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2026 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.25.1.525 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ВЛ 35 кВ Еланцы — Хужир с переводом участка ВЛ от ПС 110 кВ Еланцы до ПС 110 кВ Черноруд на проектное напряжение 110 кВ | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.25.1.526 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Мараканская с заменой трансформатора Т-2 110/35/6 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА | ПС | АО «Витимэнерго» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.115 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Мельниково с заменой трансформаторов Т-3 110/10/6 кВ и Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.116 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Нагорная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.25.1.218 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Новая Лисиха с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.25.1.219 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Оса с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.118 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Пивзавод с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.119 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Сосновая с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.120 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Туристская с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.121 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Урик с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 80 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 1 x 80 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 1 x 80 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2026 <3> | |||||
| 24.25.1.122 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Усть-Орда с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.25.1.123 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Хомутово с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 1 x 40 | - | - | - | - | - | - | 40 | 2026 <3> | |||||
| 23.25.1.529 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Луговая с заменой трансформаторов Т-1 110/10/10 кВ и Т-2 110/10/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | МВА | 2 x 63 | - | - | - | - | - | - | 126 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.25.1.530 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство двух ВЛ 110 кВ Тулун — Нюра ориентировочной протяженностью 1,4 км каждая, демонтаж отпаек до ПС 110 кВ Нюра ВЛ 110 кВ Тулюшка — Тулун с отпайкой на ПС Нюра и ВЛ 110 кВ Куйтун — Тулун с отпайками | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | - | - | 2 x 1,4 | - | - | - | - | 2,8 | 2024 <3> | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.531 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Солерудник — Ново-Зиминская с отпайками с размыканием возле отпайки на ПС 110 кВ Зима с образованием ВЛ 110 кВ Солерудник — Зима и замыканием нормально разомкнутого выключателя на образованной ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Зима. Строительство участка ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Ново-Зиминская до ПС 110 кВ Зима с образованием третьей ВЛ 110 кВ Зима — Ново-Зиминская ориентировочной протяженностью 2,5 км | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | - | - | 2,5 | - | - | - | - | 2,5 | 2024 <3> | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.532 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ВЛ 110 кВ Ново-Ленино — ИАЗ I, II цепь ориентировочной протяженностью 2,6 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Корпорация „Иркут“» | 110 | км | 2 x 2,6 | - | - | - | - | - | - | 5,2 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.535 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Тайшет — Восточная с установкой БСК 110 кВ мощностью 40 Мвар | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | Мвар | - | - | 1 x 40 | - | - | - | - | 40 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.537 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Кежма — Видим на ПС 220 кВ Речушка ориентировочной протяженностью 1 км каждый | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | - | - | 2 x 1 | - | - | - | - | 2 | 2025 <3> | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.538 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Ручей с установкой БСК 110 кВ мощностью 15 Мвар | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | Мвар | - | - | 1 x 15 | - | - | - | - | 15 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.539 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство второй ВЛ 110 кВ Коршуниха — Хребтовая ориентировочной протяженностью 23 км | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 110 | км | - | - | 23 | - | - | - | - | 23 | 2025 <3> | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.540 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Хребтовая с приведением схемы РУ 110 кВ к схеме «Одна секционированная система шин» | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.541 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Кварцит тяговая с установкой секционного выключателя 110 кВ | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.542 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Турма с заменой провода ошиновки ВЛ 110 кВ Опорная — Турма с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.543 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 110 кВ Тайшет-Восточная с заменой провода ошиновки ВЛ 110 кВ Тайшет-Восточная — Тайшет с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.544 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 500 кВ Тайшет с заменой провода ошиновки ячеек ВЛ 110 кВ Новочунка — Тайшет с отпайкой на ПС Невельская и ВЛ 110 кВ Тайшет-Восточная — Тайшет с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ИЭСК» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | 2028 <3> | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.547 | Иркутской области | Иркутская область | Реконструкция ПС 220 кВ Ново-Ленино с заменой выключателей, разъединителей, ТТ и ошиновки ячеек ВЛ 110 кВ Ново-Ленино — ИАЗ I, II цепь с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Корпорация „Иркут“» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.25.1.549 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство ПС 220 кВ Речушка с одним автотрансформатором 220/110/6 кВ мощностью 125 МВА и одним трансформатором 110/27,5 кВ мощностью 40 МВА | ПС | ОАО «РЖД» | 220 | МВА | - | - | 1 x 125 | - | - | - | - | 125 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| ПС | ОАО «РЖД» | 110 | МВА | - | - | 1 x 40 | - | - | - | - | 40 | ||||||
| 23.25.1.550 | Иркутской области | Иркутская область | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Братская ГЭС — НПС-4 с отпайкой на ПС Заводская (ВЛ-250) на ПС 220 кВ Речушка ориентировочной протяженностью 1 км каждый | ЛЭП | АО «ИЭСК» | 220 | км | - | - | 2 x 1 | - | - | - | - | 2 | 2025 <3> | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.32.1.566 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Реконструкция ПС 220 кВ НКАЗ-2 с заменой автотрансформатора АТ-1 220/110 кВ мощностью 200 МВА на автотрансформатор 220/110 кВ мощностью 250 МВА, заменой автотрансформатора АТ-2 220/110 кВ мощностью 200,1 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 66,7 МВА каждый) на автотрансформатор 220/110 кВ мощностью 250 МВА, заменой трансформаторов Т-1 220/10 кВ, Т-2 220/10 кВ и Т-3 220/10 кВ мощностью 200,1 МВА каждый (три однофазных трансформатора мощностью 66,7 МВА каждый) на три трансформатора 220/10 кВ мощностью 200 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | 2 x 250 | - | - | - | - | 500 | 2026 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | 3 x 200 | - | - | - | - | 600 | ||||||
| 24.32.1.124 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Реконструкция ПС 220 кВ ЗСМК (Западно-Сибирская) с заменой автотрансформатора АТ-1 220/110/10 кВ мощностью 250 МВА и автотрансформатора АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 240 МВА на два автотрансформатора 220/110/35 кВ мощностью 250 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | 2 x 250 | - | - | - | - | 500 | 2026 | Реновация основных фондов |
| 23.32.1.567 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Реконструкция ПС 110 кВ Торсьма с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | МВА | - | - | 2 x 40 | - | - | - | - | 80 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.32.1.568 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Реконструкция ПС 110 кВ Торсьма с установкой БСК 110 кВ мощностью 52 Мвар | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | Мвар | - | - | 1 x 52 | - | - | - | - | 52 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.32.1.569 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Реконструкция ПС 110 кВ Шестаковская с заменой трансформаторов Т-1-16 110/35/10 кВ и Т-2-16 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | - | - | 2 x 25 | - | - | - | - | 50 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.32.1.570 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Реконструкция ПС 110 кВ Красный Брод с заменой трансформаторов Т-1-40 110/35/6 кВ и Т-2-40 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | - | - | 2 x 63 | - | - | - | - | 126 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.32.1.571 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Реконструкция ПС 110 кВ Мариинск с установкой БСК 110 кВ мощностью 60 Мвар | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | Мвар | 1 x 60 | - | - | - | - | - | - | 60 | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.32.1.125 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Мариинск — Каштан тяговая с отпайками и ВЛ 110 кВ Мариинск — Тяжинская с отпайками до ПС 110 кВ Аверьяновка тяговая ориентировочной протяженностью 3,276 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 3,276 | - | - | - | - | 6,552 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.32.1.126 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Шестаковская — Бачатская — 1, 2 до ПС 110 кВ Бочаты ориентировочной протяженностью 3,98 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 3,98 | - | - | - | - | 7,96 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.32.1.127 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Иверка — Мариинск с отпайками и ВЛ 110 кВ Иверка — Антибесская с отпайкой на ПС Берекульская до ПС 110 кВ Воскресенка ориентировочной протяженностью 4 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 4 | - | - | - | - | 8 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.32.1.128 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Ново-Анжерская — Яйская с отпайкой на ПС Судженка и ВЛ 110 кВ Ново-Анжерская — Иверка с отпайками до ПС 110 кВ Мальцево ориентировочной протяженностью 2,4 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 2,4 | - | - | - | - | 4,8 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.32.1.129 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Ново-Анжерская — Иверка с отпайками и ВЛ 110 кВ Яйская — Иверка с отпайками до ПС 110 кВ Почитанка ориентировочной протяженностью 4 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 4 | - | - | - | - | 8 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.32.1.130 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Юргинская — Юрга I, II цепь с отпайкой на ПС Западная до ПС 110 кВ Сарзас ориентировочной протяженностью 3,2 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 3,2 | - | - | - | - | 6,4 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.32.1.131 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Иверка — Мариинск с отпайками на ПС 110 кВ Сулуй ориентировочной протяженностью 8 км каждый <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 8 | - | - | - | - | 16 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.32.1.132 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Южно-Кузбасская ГРЭС — Томь-Усинская ГРЭС I, II цепь с отпайками до ПС 110 кВ Томусинская тяговая ориентировочной протяженностью 0,13 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 0,13 | - | - | - | - | 0,26 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.32.2.572 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Создание на ПС 110 кВ Мариинск устройства АОСН | РЗА | ОАО «РЖД» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.32.2.573 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Создание на ПС 500 кВ Ново-Анжерская устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Анжерская — Яйская с отпайкой на ПС Судженка; - АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Анжерская — Иверка с отпайками | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.32.2.574 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Создание на ПС 110 кВ Иверка устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Иверка — Мариинск с отпайками; - АОПО ВЛ 110 кВ Иверка — Антибесская с отпайкой на ПС Берикульская | РЗА | ОАО «РЖД» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.32.2.575 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Создание на ПС 220 кВ Краснополянская устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Краснополянская — Контрольный с отпайками; - АОПО ВЛ 110 кВ Краснополянская — Непрерывка с отпайками | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.32.2.220 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Создание на ПС 220 кВ Заискитимская устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Заискитимская — Кемеровская ГРЭС с отпайкой на ПС Космическая; - АОПО ВЛ 110 кВ Заискитимская — Ново-Кемеровская ТЭЦ с отпайкой на ПС Космическая | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.32.2.221 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Создание на ПС 220 кВ Заискитимская устройств: - АОПО АТ-1-125; - АОПО АТ-2-125 | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.32.1.222 | Кемеровской области | Кемеровская область — Кузбасс | Реконструкция ПС 110 кВ Толевая с заменой трансформатора Т-1 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.93.1.576 | Красноярского края и Республики Тыва | Республика Тыва | Реконструкция ПС 220 кВ Кызылская с заменой трансформатора 1Т-110 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый и установкой двух БСК 110 кВ мощностью 26 Мвар каждая, УШР 110 кВ мощностью 25 Мвар | ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2024 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | Мвар | - | 2 x 26 | - | - | - | - | - | 52 | 2025 | |||||
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | Мвар | - | 1 x 25 | - | - | - | - | - | 25 | 2025 | |||||
| 23.93.1.580 | Красноярского края и Республики Тыва | Республика Тыва | Реконструкция ПС 220 кВ Туран с установкой двух трансформаторов 220/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый, УШР 220 кВ мощностью 50 Мвар, БСК 220 кВ мощностью 52 Мвар | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2025 | 1. Развитие ЭЭС Республики Тыва в соответствии с Комплексным планом энергоснабжения инвестиционных проектов в промышленной и социальной сферах на территории Республики Тыва. 2. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | Мвар | 1 x 50 | - | - | - | - | - | - | 50 | ||||||
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | Мвар | 1 x 52 | - | - | - | - | - | - | 52 | ||||||
| 25.93.1.223 | Красноярского края и Республики Тыва | Республика Тыва | Строительство ВЛ 220 кВ Туран — Кызылская № 2 ориентировочной протяженностью 100 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 100 | - | - | - | - | - | - | 100 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.4:93.1.581 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край, Республика Тыва | Строительство ВЛ 220 кВ Шушенская-опорная — Туран ориентировочной протяженностью 238,78 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 238,78 | - | - | - | - | - | - | 238,78 | 2025 | 1. Развитие ЭЭС Республики Тыва в соответствии с Комплексным планом энергоснабжения инвестиционных проектов в промышленной и социальной сферах на территории Республики Тыва. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений. 3. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.4.1.224 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Строительство преобразовательной ПС 500 кВ в районе ПС 1150 кВ Итатская (ПС 500 кВ Камала-1) | ПС | ПАО «Россети» | 500 | x | - | - | - | - | - | - | x | x | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.4.1.225 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Строительство заходов ЛЭП 220 — 500 кВ на преобразовательную ПС 500 кВ в районе ПС 1150 кВ Итатская (ПС 500 кВ Камала-1) | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | x | - | - | - | - | - | - | x | x | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 220 | x | - | - | - | - | - | - | x | x | - | |||||||
| 23.4.1.596 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция КВЛ 110 кВ Левобережная — Кемчуг тяговая I, II цепь с отпайками (С-21, С-22) на участке от ПС 220 кВ Левобережная до отпаек на ПС 110 кВ Бугач тяговая ориентировочной протяженностью 0,2 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 0,2 | - | - | - | - | 0,4 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.4.2.598 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Создание на ПС 110 кВ Ачинск тяговая устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Ачинск тяговая — БСМИ с отпайкой на ПС Критово тяговая (С-25); - АОПО ВЛ 110 кВ Ачинск тяговая — Каштан тяговая с отпайками (С-26) | РЗА | ОАО «РЖД» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.4.2.599 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Создание на ПС 110 кВ Камарчага устройства АОСН | РЗА | ОАО «РЖД» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.4.1.600 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Абакумовка тяговая с установкой одного секционного выключателя 110 кВ | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.4.1.134 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Городокская с заменой трансформатора Т-2 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 4 МВА | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 1 x 4 | - | - | - | - | - | - | 4 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.4.1.135 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Емельяново-110 с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.4.1.226 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Солонцы с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.4.1.602 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Геологическая с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 24.4.1.136 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Бугач тяговая с установкой третьего трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | МВА | - | - | 1 x 10 | - | - | - | - | 10 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.4.1.604 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Каштан тяговая с установкой БСК 110 кВ мощностью 60 Мвар | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | Мвар | 1 x 60 | - | - | - | - | - | - | 60 | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.4.2.605 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Создание на ПС 110 кВ Каштан тяговая устройства АОСН | РЗА | ОАО «РЖД» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.4.1.606 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция Назаровской ГРЭС с присоединением автотрансформаторов 2АТ-А 220/110/18 кВ и 2АТ-Б 220/110/18 кВ к РУ 220 кВ и РУ 110 кВ через отдельные выключатели | ПС | АО «Назаровская ГРЭС» | 220 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.4.1.607 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Камарчага тяговая с установкой БСК 110 кВ мощностью 26 Мвар | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | Мвар | 1 x 26 | - | - | - | - | - | - | 26 | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.4.1.608 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ВЛ 110 кВ Красноярская ТЭЦ-1 — Берёзовская с отпайкой на ПС Красноярск Восточный тяговая (С-5) ориентировочной протяженностью 17,3 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 17,3 | - | - | - | - | 17,3 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.4.1.609 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ВЛ 110 кВ Красноярская ТЭЦ-1 — Вознесенская с отпайками (С-6) ориентировочной протяженностью 22,6 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 22,6 | - | - | - | - | 22,6 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.4.1.610 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция Красноярской ТЭЦ-1 с заменой разъединителя ячейки ВЛ 110 кВ Красноярская ТЭЦ-1 — Берёзовская с отпайкой на ПС Красноярск Восточный тяговая (С-5) с увеличением пропускной способности | ПС | АО «Красноярская ТЭЦ-1» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.4.1.611 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция Красноярской ТЭЦ-1 с заменой разъединителя ячейки ВЛ 110 кВ Красноярская ТЭЦ-1 — Вознесенская с отпайками (С-6) с увеличением пропускной способности | ПС | АО «Красноярская ТЭЦ-1» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.4.1.612 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 220 кВ Саянская тяговая с заменой автотрансформаторов АТ1 220/110/10 кВ и АТ2 220/110/10 кВ мощностью 60 МВА каждый на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый | ПС | ОАО «РЖД» | 220 | МВА | - | - | 2 x 125 | - | - | - | - | 250 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.4.1.613 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 220 кВ Саянская тяговая с установкой двух БСК 110 кВ мощностью 25 Мвар каждая | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | Мвар | - | - | 2 x 25 | - | - | - | - | 50 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.4.1.614 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Ачинск тяговая с заменой ТТ и разъединителей ячеек ВЛ 110 кВ Ачинск тяговая — БСМИ с отпайкой на ПС Критово тяговая, ВЛ 110 кВ Ачинск тяговая — Каштан тяговая с отпайками с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.4.1.615 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Канская опорная с заменой выключателей, разъединителей и ТТ ячеек ВЛ 110 кВ Канская опорная — Шарбыш тяговая I, II цепь с отпайкой на ПС Иланская тяговая с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.4.1.616 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Реконструкция ПС 110 кВ Каштан тяговая с заменой ТТ ячеек ВЛ 110 кВ Ачинск тяговая — Каштан тяговая с отпайками (С-26) и ВЛ 110 кВ Боготольский ПП — Каштан тяговая с отпайками (С-29) с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.4.1.137 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Кошурниково тяговая — Курагино тяговая на ПС 220 кВ Кизир тяговая ориентировочной протяженностью 0,908 км и 0,932 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 0,908 0,932 | - | - | - | - | 1,84 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.4.1.138 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Строительство заходов ВЛ 110 кВ Камарчага тяговая — Буйная с отпайкой на ПС Уяр тяговая (С-54) на ПС 110 кВ Илиган тяговая ориентировочной протяженностью 6 км каждый <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 6 | - | - | - | - | 12 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.4.1.139 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Камарчага тяговая — Берёзовская с отпайкой на ПС Зыково тяговая (С-801) и ВЛ 110 кВ Вознесенская — Камарчага тяговая (С-802) до ПС 110 кВ Сорокино тяговая ориентировочной протяженностью 3,8 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2 x 3,8 | - | - | - | - | 7,6 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.4.1.140 | Красноярского края и Республики Тыва | Красноярский край | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Саянская тяговая — Абакумовка тяговая с отпайкой на ПС Ирбейская тяговая (С-41) до ПС 110 кВ Агул ориентировочной протяженностью 2,83 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 2,83 | - | - | - | - | 2,83 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.50.1.227 | Новосибирской области | Новосибирская область | Строительство ПС 500 кВ Карасук с одним автотрансформатором 500/220/10 кВ мощностью 501 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) с резервной фазой мощностью 167 МВА, установкой четырех ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар каждый | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | - | - | - | - | 3 x 167 + 167 | - | - | 501 + 167 | - | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | - | - | - | - | 4 x 180 | - | - | 720 | - | |||||
| 25.50:1.1.228 | Новосибирской области, Республики Алтай и Алтайского края | Новосибирская область, Алтайский край | Строительство ВЛ 500 кВ Алтай — Карасук ориентировочной протяженностью 428 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | - | 428 | - | - | 428 | - | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 25.50:52.1.229 | Новосибирской области, Омской области | Новосибирская область, Омская область | Строительство ВЛ 500 кВ Таврическая — Карасук ориентировочной протяженностью 371 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | - | 371 | - | - | 371 | - | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 25.50.1.230 | Новосибирской области | Новосибирская область | Строительство ВЛ 220 кВ Карасук — Урожай ориентировочной протяженностью 1,5 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | 1,5 | - | - | 1,5 | - | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 23.50.1.617 | Новосибирской области | Новосибирская область | Реконструкция ПС 220 кВ Строительная с заменой трансформаторов 1Т 220/10/6 кВ и 2Т 220/10/6 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 220/10/6 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | АО «Электромагистраль» | 220 | МВА | - | 2 x 63 | - | - | - | - | - | 126 | 2024 | 1. Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.50.1.231 | Новосибирской области | Новосибирская область | Реконструкция ПС 110 кВ Верх-Ирмень с заменой трансформатора 2Т-6,3 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | АО «РЭС» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.50.1.619 | Новосибирской области | Новосибирская область | Реконструкция ПС 110 кВ Сокол с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «РЭС» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | 2028 | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.50.1.232 | Новосибирской области | Новосибирская область | Реконструкция ПС 110 кВ Дергаусово с заменой трансформаторов 1Т-10 110/35/10 кВ и 2Т-10 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «РЭС» | 110 | МВА | - | 2 x 16 | - | - | - | - | - | 32 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.50.2.622 | Новосибирской области | Новосибирская область | Создание на ПС 110 кВ Барышевская устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Барышевская — Горная с отпайками; - АОПО ВЛ 110 кВ Барышевская — Буготак с отпайками | РЗА | АО «РЭС» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.52.1.625 | Омской области | Омская область | Реконструкция ПС 500 кВ Таврическая с установкой трех ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар каждый с двумя резервными фазами мощностью 60 Мвар каждая | ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | - | - | - | - | 3 x 180 + 2 x 60 | - | - | 540 + 120 | 2028 | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 23.52.1.626 | Омской области | Омская область | Строительство ПС 110 кВ Семиреченская с двумя трансформаторами 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый (взамен ПС 110 кВ Кировская) | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2027 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.1.1.627 | Республики Алтай и Алтайского края | Алтайский край | Реконструкция ПС 1150 кВ Алтай с установкой двух ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар каждый с резервной фазой мощностью 60 Мвар | ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | - | - | - | - | 2 x 180 + 60 | - | - | 360 + 60 | - | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 25.84.1.233 | Республики Алтай и Алтайского края | Республика Алтай | Реконструкция ПС 110 кВ Манжерокская с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ мощностью 10 МВА и Т-2 110/10 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | - | 1 x 25 | - | - | - | - | - | 25 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций | ||||
| 23.84.1.629 | Республики Алтай и Алтайского края | Республика Алтай | Реконструкция ПС 110 кВ Шебалинская с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый, ранее установленные на ПС 110 кВ Эликманарская | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 6,3 | - | - | - | - | - | - | 12,6 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.84.1.234 | Республики Алтай и Алтайского края | Республика Алтай | Строительство ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Сигнал — Манжерокская (ВЛ СМ-1413) до ВЛ 110 кВ Бийская ТЭЦ — Бирюзовая Катунь II цепь с отпайкой на ПС Сибирская монета ориентировочной протяженностью 14,89 км | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | 14,89 | - | - | - | - | - | - | 14,89 | 2024 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.84.1.235 | Республики Алтай и Алтайского края | Республика Алтай | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Бийская ТЭЦ — Бирюзовая Катунь I цепь с отпайкой на ПС Сибирская монета до ВЛ 110 кВ Чергинская — Эликманарская (ВЛ ЧЕ-73) ориентировочной протяженностью 39,5 км | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | - | 39,5 | - | - | - | - | 39,5 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.84.1.236 | Республики Алтай и Алтайского края | Республика Алтай | Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Бийская ТЭЦ — Бирюзовая Катунь II цепь с отпайками до ПС 110 кВ Озерная ориентировочной протяженностью 1,5 км | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | - | 1,5 | - | - | - | - | - | 1,5 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.84.2.237 | Республики Алтай и Алтайского края | Республика Алтай | Создание на ПС 110 кВ Сигнал устройства АОПО ВЛ 110 кВ Майминская — Сигнал (ВЛ МС-164) | РЗА | ПАО «Россети Сибирь» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.1.2.238 | Республики Алтай и Алтайского края | Алтайский край | Создание на ПС 110 кВ Смоленская устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Сосна — Смоленская I цепь с отпайками (ВЛ СС-107); - АОПО ВЛ 110 кВ Сосна — Смоленская II цепь с отпайками (ВЛ СС-108) | РЗА | ПАО «Россети Сибирь» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.84.2.239 | Республики Алтай и Алтайского края | Республика Алтай | Создание на ПС 110 кВ Майминская устройства АОПО СВ-110 | РЗА | ПАО «Россети Сибирь» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.1.2.240 | Республики Алтай и Алтайского края | Алтайский край | Создание на ПС 110 кВ Заречная устройств: - АОПО ВЛ 110 кВ Заречная — Сростинская с отпайками (ВЛ ЗС-136); - АОПО ВЛ 110 кВ Заречная — ОПП с отпайками (ВЛ ЗО-137) | РЗА | ПАО «Россети Сибирь» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 <3> | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.1.1.631 | Республики Алтай и Алтайского края | Алтайский край | Строительство ПС 110 кВ Ковыльная с двумя трансформаторами 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | 2028 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.1.1.632 | Республики Алтай и Алтайского края | Алтайский край | Строительство заходов КВЛ 110 кВ Власиха — Топчихинская с отпайками (КВЛ ВТ-111) на ПС 110 кВ Ковыльная ориентировочной протяженностью 0,085 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | км | 2 x 0,085 | - | - | - | - | - | - | 0,17 | 2028 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.1.1.241 | Республики Алтай и Алтайского края | Алтайский край | Реконструкция ПС 110 кВ Быстрянка с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 4 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 4 | - | - | - | - | - | - | 8 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.1.1.144 | Республики Алтай и Алтайского края | Алтайский край | Реконструкция ПС 110 кВ Волчихинская с заменой трансформатора Т-1 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.1.1.633 | Республики Алтай и Алтайского края | Алтайский край | Реконструкция ПС 110 кВ Предгорная с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | 2025 <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.1:50.1.148 | Республики Алтай и Алтайского края, Новосибирской области | Алтайский край, Новосибирская область | Комплекс мероприятий, направленных на обеспечение возможности сокращения транзита электроэнергии через межгосударственные линии электропередачи ВЛ 220 кВ Урожай — Мынкуль, ВЛ 220 кВ Районная — Валиханово, ВЛ 220 кВ Мынкуль — Иртышская и ВЛ 220 кВ Валиханово — Иртышская | ПС, РЗА | ПАО «Россети», ПАО «Россети Сибирь», АО «Электромагистраль», АО «РЭС», ОАО «РЖД» | 110 — 220 — 500 | x | - | - | - | - | x | - | - | x | 2028 <3> | Обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС России |
| 23.81.1.637 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Реконструкция ПС 220 кВ Таксимо со строительством РУ 500 кВ и установкой одного автотрансформатора 500/220 кВ мощностью 501 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) с резервной фазой 167 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | 3 x 167 + 167 | - | - | - | - | - | - | 501 + 167 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.81.1.638 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Строительство ВЛ 500 кВ Нижнеангарская — Таксимо ориентировочной протяженностью 235,836 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | 235,836 | - | - | - | - | - | - | 235,836 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.81.1.242 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Реконструкция ПС 110 кВ Бурводстрой с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.81.1.243 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Реконструкция ПС 110 кВ Верхняя Березовка с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.81.1.244 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Реконструкция ПС 110 кВ Зун-Мурино с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.81.1.245 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Реконструкция ПС 110 кВ Иволга с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | - | 2 x 40 | - | - | - | - | - | 80 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 23.81.1.641 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Реконструкция ПС 110 кВ Кырен с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 10 | - | - | - | - | - | - | 20 | - <3> | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.81.1.246 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Реконструкция ПС 110 кВ Энергетик с заменой трансформаторов Т-1 110/10 кВ и Т-2 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.81.1.247 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Реконструкция ПС 110 кВ Эрхирик с заменой трансформатора Т-1 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 1 x 6,3 | - | - | - | - | - | - | 6,3 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.81.1.642 | Республики Бурятия | Республика Бурятия | Реконструкция ПС 110 кВ Южная с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.95.1.643 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Реконструкция ПС 500 кВ Означенное с установкой третьего автотрансформатора 500/220 кВ мощностью 801 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 267 МВА каждый) | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | 3 x 267 | - | - | - | - | - | - | 801 | 2024 | 1. Развитие ЭЭС Республики Тыва в соответствии с Комплексным планом энергоснабжения инвестиционных проектов в промышленной и социальной сферах на территории Республики Тыва. 2. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.95.1.150 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Степная — Бискамжа на ПС 220 кВ Нанчхул ориентировочной протяженностью 25,30 км и 25,39 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 25,30 25,39 | - | - | - | - | 50,69 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.95.1.248 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Реконструкция ПС 110 кВ Белоярская с заменой трансформатора 1Т 110/35/6 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ООО «СКС» | 110 | МВА | 1 x 25 | - | - | - | - | - | - | 25 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.95.1.249 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Реконструкция ПС 110 кВ Дзержинская-2 с заменой трансформатора 1Т 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ООО «СКС» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.95.1.250 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Реконструкция ПС 110 кВ Подсинее с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.95.1.644 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Реконструкция ПС 110 кВ Ташеба-Сельская с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.95.1.251 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Реконструкция ПС 110 кВ Элеваторная с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.95.1.645 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Реконструкция ПС 110 кВ Юго-Западная с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.95.1.252 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Реконструкция ПС 110 кВ Южная с заменой трансформаторов 1Т 110/10 кВ и 2Т 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети Сибирь» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.95.2.253 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Создание на ПС 220 кВ Сора устройств: - АОПО 1АТ; - АОПО 2АТ | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2027 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.95.2.254 | Республики Хакасия | Республика Хакасия | Создание на ПС 220 кВ Туим устройств: - АОПО 1АТ; - АОПО 2АТ | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2027 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 2-я синхронная зона ЕЭС России | |||||||||||||||||
| ОЭС Востока | |||||||||||||||||
| 23.10.1.647 | Амурской области | Амурская область | Строительство ПП 500 кВ Агорта с заходами ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС — Амурская № 1, заходами ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС — Амурская № 2, строительством ВЛ 500 кВ Агорта — Даурия ориентировочной протяженностью 279,572 км, установкой на ПП 500 кВ Агорта двух ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар каждый | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | 279,572 | - | - | - | - | - | - | 279,572 | 2024 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | 2 x 180 | - | - | - | - | - | - | 360 | ||||||
| 23.10.1.648 | Амурской области | Амурская область | Строительство ПС 500 кВ Даурия с автотрансформатором 500/220 кВ мощностью 501 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) с резервной фазой 167 МВА и ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар с резервной фазой 60 Мвар | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | 3 x 167 + 167 | - | - | - | - | - | - | 501 + 167 | 2024 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | 1 x 180 + 60 | - | - | - | - | - | - | 180 + 60 | ||||||
| 23.10.1.649 | Амурской области | Амурская область | Строительство ВЛ 220 кВ Даурия — Сковородино № 1, № 2 ориентировочной протяженностью 1,581 км и 1,598 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 1,581 1,598 | - | - | - | - | - | - | 3,179 | 2024 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.10.1.650 | Амурской области | Амурская область | Реконструкция ВЛ 220 кВ Ульручьи/т — Сковородино со строительством участка до ПС 500 кВ Даурия ориентировочной протяженностью 0,586 км с образованием ВЛ 220 кВ Даурия — Ульручьи/т | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 0,586 | - | - | - | - | - | - | 0,586 | 2024 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.10.1.651 | Амурской области | Амурская область | Реконструкция ВЛ 220 кВ Сковородино — БАМ/т со строительством участка до ПС 500 кВ Даурия ориентировочной протяженностью 1,47 км с образованием ВЛ 220 кВ Даурия — БАМ/т | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 1,470 | - | - | - | - | - | - | 1,47 | 2024 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.10.1.652 | Амурской области | Амурская область | Реконструкция ВЛ 220 кВ Сковородино — Уруша/т со строительством участка до ПС 500 кВ Даурия ориентировочной протяженностью 1,47 км с образованием ВЛ 220 кВ Даурия — Уруша/т | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 1,47 | - | - | - | - | - | - | 1,47 | 2024 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.10.1.653 | Амурской области | Амурская область | Реконструкция КВЛ 220 кВ Сковородино — Тында № 1 со строительством участка до ПС 500 кВ Даурия ориентировочной протяженностью 1,281 км с образованием ВЛ 220 кВ Даурия — Тында | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 1,281 | - | - | - | - | - | - | 1,281 | 2024 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.10.1.153 | Амурской области | Амурская область | Строительство ПС 220 кВ Невельская <4> | ПС | ПАО «Россети» | 220 | x | - | - | - | x | - | - | - | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.10.1.154 | Амурской области | Амурская область | Строительство заходов КВЛ 220 кВ Тында — Лопча на ПС 220 кВ Невельская ориентировочной протяженностью 1,2 км и 2 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | 1,2 2 | - | - | - | 3,2 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.10.1.155 | Амурской области | Амурская область | Строительство заходов КВЛ 220 кВ Тында — Хорогочи на ПС 220 кВ Невельская ориентировочной протяженностью 1,1 км и 2,6 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | 1,1 2,6 | - | - | - | 3,7 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.10.1.156 | Амурской области | Амурская область | Реконструкция КВЛ 220 кВ Сковородино — Тында № 2 со строительством участка до ПС 220 кВ Невельская ориентировочной протяженностью 11,2 км с образованием ВЛ 220 кВ Невельская — Сковородино <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | 11,2 | - | - | - | 11,2 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.10.1.157 | Амурской области, Республики Саха (Якутия) | Амурская область, Республика Саха (Якутия) | Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС — Невельская № 1 и № 2 ориентировочной протяженностью 193 км каждая <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | 2 x 193 | - | - | - | 386 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.10.1.158 | Амурской области | Амурская область | Строительство ВЛ 220 кВ Даурия — Невельская ориентировочной протяженностью 163 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | 163 | - | - | - | 163 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.10.1.159 | Амурской области | Амурская область | Строительство ПП 220 кВ Талума (ПП 220 кВ Антрацит) <4> | ПС | ПАО «Россети» | 220 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.10.1.160 | Амурской области | Амурская область | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Лопча — Юктали на ПП 220 кВ Талума (ПП 220 кВ Антрацит) ориентировочной протяженностью 0,1 км каждый <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 2 x 0,1 | - | - | - | - | - | - | 0,2 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.10.1.161 | Амурской области | Амурская область | Реконструкция ПС 220 кВ Лопча с установкой одного УШР 220 кВ мощностью 50 Мвар и двух БСК 220 кВ мощностью 52 Мвар каждая <4> | ПС | ПАО «Россети» | 220 | Мвар | 1 x 50 | - | - | - | - | - | - | 50 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | Мвар | 2 x 52 | - | - | - | - | - | - | 104 | ||||||
| 23.10.1.655 | Амурской области | Амурская область | Реконструкция ПС 110 кВ Волково с заменой трансформаторов Т1 110/35/10 кВ и Т2 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.10.1.163 | Амурской области | Амурская область | Реконструкция ПС 220 кВ Магдагачи с заменой трансформаторов Т-1 220/35/10 кВ мощностью 25 МВА, Т-2 220/27,5/10 кВ мощностью 40 МВА и Т-3 220/35/27,5 кВ мощностью 40 МВА на два трансформатора 220/38,5/11 кВ мощностью 25 МВА каждый и два трансформатора 220/27,5/11 кВ мощностью 40 МВА каждый с выполнением перезавода ВЛ 220 кВ с ориентировочным увеличением протяженности ВЛ на 2,249 км | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | - | 2 x 25 | - | - | 50 | 2028 | Реновация основных фондов |
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | - | 2 x 40 | - | - | 80 | ||||||
| ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | 2,249 | - | - | 2,249 | ||||||
| 23.5.1.660 | Приморского края | Приморский край | Строительство ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Варяг ориентировочной протяженностью 455,093 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | 455,093 | - | - | - | - | - | - | 455,093 | 2025 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.5.1.661 | Приморского края | Приморский край | Строительство ПС 500 кВ Варяг с автотрансформатором 500/220 кВ мощностью 501 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) с резервной фазой 167 МВА и ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар с резервной фазой 60 Мвар | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | 3 x 167 + 167 | - | - | - | - | - | - | 501 + 167 | 2025 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | 1 x 180 + 60 | - | - | - | - | - | - | 180 + 60 | ||||||
| 23.5.1.662 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция РУ 500 кВ Приморской ГРЭС с установкой ШР 500 кВ мощностью 180 Мвар | ПС | ПАО «Россети» | 500 | Мвар | 1 x 180 | - | - | - | - | - | - | 180 | 2025 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.5.1.663 | Приморского края | Приморский край | Строительство заходов ВЛ 500 кВ Владивосток — Лозовая на ПС 500 кВ Варяг ориентировочной протяженностью 1,184 км и 1,551 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | 1,184 1,551 | - | - | - | - | - | - | 2,735 | 2025 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.5.1.664 | Приморского края | Приморский край | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Артемовская ТЭЦ — Береговая-2 на ПС 500 кВ Варяг ориентировочной протяженностью 7,204 км и 7,254 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 7,204 7,254 | - | - | - | - | - | - | 14,458 | 2025 | 1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.5.1.164 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 220 кВ Кировка с заменой Т-1 35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 220/35/10 кВ мощностью 25 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | 1 x 25 | - | - | - | 25 | - | Реновация основных фондов |
| 23.5.1.668 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ВЛ 110 кВ Надеждинская/т — Западная ориентировочной протяженностью 16,96 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | АО «ДРСК» | 110 | км | 16,96 | - | - | - | - | - | - | 16,96 | 2024 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.5.1.669 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Надеждинская/т с заменой провода шин и ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Надеждинская/т — Западная с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.5.1.670 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Западная с заменой провода шин 110 кВ с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ДРСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| Реконструкция ПС 110 кВ Западная с заменой ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Надеждинская/т — Западная с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ДРСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | ||||
| 23.5.1.672 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ВЛ 110 кВ Береговая-1 — Садовая ориентировочной протяженностью 1,722 км с увеличением пропускной способности | ЛЭП | АО «ДРСК» | 110 | км | 1,722 | - | - | - | - | - | - | 1,722 | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.5.1.674 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Береговая-1 с заменой провода шин и ошиновки ячейки ВЛ 110 кВ Береговая-1 — Садовая с увеличением пропускной способности | ПС | АО «ДРСК» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.5.1.676 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Уссурийск/т с заменой ошиновки и шин с увеличением пропускной способности | ПС | ОАО «РЖД» | 110 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | 1. В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556. 2. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.5.1.677 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Шахта-7 с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.5.1.165 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Междуречье с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.5.1.255 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Славянка с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.5.1.256 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Троица с заменой Т-1 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 1 x 10 | - | - | - | - | - | - | 10 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.5.1.257 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Улисс с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.5.1.258 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ Чайка с заменой трансформаторов Т-1 110/35/6 кВ и Т-2 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.5.1.259 | Приморского края | Приморский край | Реконструкция ПС 110 кВ ЛР3 с заменой трансформаторов Т-1 110/6 кВ и Т-2 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 2 x 25 | - | - | - | - | - | - | 50 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.5.2.166 | Приморского края | Приморский край | Создание на ПС 110 кВ Краскино устройства АОСН | РЗА | АО «ДРСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.5.2.167 | Приморского края | Приморский край | Создание на ПС 110 кВ Троица устройства АОСН | РЗА | АО «ДРСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.98.1.686 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ПС 220 кВ Сунтар с установкой третьего автотрансформатора 220/110/35 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Якутскэнерго» | 220 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.98.1.687 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ПС 220 кВ Сунтар с изменением схемы присоединения ВЛ 220 кВ Районная — Сунтар и ВЛ 220 кВ Олекминск — Сунтар с их подключением на разные секции шин 220 кВ РУ 220 кВ | ПС | ПАО «Якутскэнерго» | 220 | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2025 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 23.98.1.688 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ПС 220 кВ Сунтар с установкой БСК 110 кВ мощностью 27 Мвар | ПС | ПАО «Якутскэнерго» | 110 | Мвар | 1 x 27 | - | - | - | - | - | - | 27 | 2025 | Исключение существующих и прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.98.1.260 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Строительство ВЛ 220 кВ Южно-Якутская ТЭС — Нижний Куранах ориентировочной протяженностью 265 км | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | 265 | - | - | - | 265 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.98.1.261 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС — НПС-18 на Южно-Якутскую ТЭС ориентировочной протяженностью 5 км каждый | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 2 x 5 | - | - | - | - | 10 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 24.98.1.168 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Строительство ПС 110 кВ Чульман с двумя трансформаторами 110/35/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | - | - | 2 x 16 | - | - | - | - | 32 | 2026 | Обеспечение вывода из эксплуатации электросетевого оборудования Чульманской ТЭЦ |
| 24.98.1.169 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС — Чульманская ТЭЦ I цепь с отпайками со строительством участка до ПС 110 кВ Чульман ориентировочной протяженностью 0,1 км и отсоединением существующей ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС — Чульманская ТЭЦ I цепь с отпайками от Чульманской ТЭЦ | ЛЭП | АО «ДРСК» | 110 | км | - | - | 0,1 | - | - | - | - | 0,1 | 2026 | Обеспечение вывода из эксплуатации электросетевого оборудования Чульманской ТЭЦ |
| 24.98.1.170 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС — Чульманская ТЭЦ II цепь с отпайками со строительством участка до ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ — Хатыми с отпайками ориентировочной протяженностью 0,1 км и демонтажем существующей ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС — Чульманская ТЭЦ II цепь с отпайками от Чульманской ТЭЦ | ЛЭП | АО «ДРСК» | 110 | км | - | - | 0,1 | - | - | - | - | 0,1 | 2026 | Обеспечение вывода из эксплуатации электросетевого оборудования Чульманской ТЭЦ |
| 24.98.1.171 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ — Малый Нимныр с отпайками со строительством участка от Чульманской ТЭЦ до ПС 110 кВ Чульман ориентировочной протяженностью 0,26 км и отсоединением существующей ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ — Малый Нимныр с отпайками от Чульманской ТЭЦ | ЛЭП | АО «ДРСК» | 110 | км | - | - | 0,26 | - | - | - | - | 0,26 | 2026 | Обеспечение вывода из эксплуатации электросетевого оборудования Чульманской ТЭЦ |
| 24.98.1.172 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Демонтаж участка ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ — Хатыми с отпайками от Чульманской ТЭЦ | ЛЭП | АО «ДРСК» | 110 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | 2026 | Обеспечение вывода из эксплуатации электросетевого оборудования Чульманской ТЭЦ |
| 23.98.1.691 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ПС 110 кВ Сулгачи с заменой трансформатора 2Т 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Якутскэнерго» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.98.1.692 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ПС 110 кВ Солнечный с заменой трансформатора 1Т 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | ПАО «Якутскэнерго» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | 2024 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 24.98.1.174 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ПС 110 кВ Нюрба с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | ПАО «Якутскэнерго» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2026 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.98.1.262 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Реконструкция ПС 110 кВ Борогонцы с заменой трансформаторов 1Т 110/35/10 кВ и 2Т 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Якутскэнерго» | 110 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.98.2.696 | Республики Саха (Якутия) | Республика Саха (Якутия) | Создание на ПС 220 кВ Районная устройства АПНУ с реализацией мероприятий по обеспечению сбора и обработки доаварийной информации, приема и передачи аварийных сигналов и команд, команд реализации управляющих воздействий | РЗА | ПАО «Россети» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| РЗА | ООО «ЯЭСК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | |||||
| РЗА | ПАО «Якутскэнерго» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | 2024 | |||||
| РЗА | ООО «ЯГК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | |||||
| 23.8.1.718 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Реконструкция ПС 500 кВ Хехцир-2 с укрупнением путем присоединения ПС 220 кВ Хехцир с заменой на ПС 220 кВ Хехцир автотрансформаторов АТ-1 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА и АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | 2 x 125 | - | - | - | 250 | - | Реновация основных фондов |
| 24.99.1.175 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Еврейская автономная область | Реконструкция ПС 220 кВ Биробиджан с заменой автотрансформаторов 1АТ и 2АТ 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА каждый и 3АТ 220/110/6 кВ мощностью 60 МВА на два автотрансформатора 220/110/6 кВ мощностью 125 МВА каждый и трансформаторов 1Т и 2Т 110/35/6 кВ мощностью 25 МВА каждый на два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый с выполнением перезавода ВЛ 220 кВ с ориентировочным увеличением протяженности ВЛ на 1,36 км | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | - | - | - | - | - | 2 x 125 | 250 | - | Реновация основных фондов |
| ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | - | - | - | - | 1,36 | 1,36 | ||||||
| ПС | ПАО «Россети» | 110 | МВА | - | - | - | - | - | - | 2 x 63 | 126 | ||||||
| 23.8.1.719 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Реконструкция ПС 220 кВ Уктур с установкой второго трансформатора 220/10 кВ мощностью 10 МВА | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | - | 1 x 10 | - | - | - | - | - | 10 | 2025 | Реновация основных фондов |
| 25.8.1.263 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край, Еврейская автономная область | Строительство ВЛ 500 кВ Хабаровская — Комсомольская ориентировочной протяженностью 365 км <7> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 500 | км | - | - | - | - | - | - | 365 | 365 | - | Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.8.1.264 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Реконструкция ПС 500 кВ Комсомольская с установкой второго автотрансформатора 500/220 кВ мощностью 501 МВА (три однофазных автотрансформатора мощностью 167 МВА каждый) с резервной фазой 167 МВА <7> | ПС | ПАО «Россети» | 500 | МВА | - | - | - | - | - | - | 3 x 167 + 167 | 501 + 167 | - | |
| 24.8.1.176 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство ВЛ 220 кВ Комсомольская — Байкал — Оунэ/т — Кузнецовский — Ландыши/т — Ванино, ориентировочной протяженностью 433,5 км, со строительством ПП 220 кВ Байкал, строительством ПП 220 кВ Кузнецовский, с реконструкцией ВЛ 220 кВ Комсомольская — Селихино № 1 и ВЛ 220 кВ Комсомольская — Селихино № 2 (переустройство/вынос/замена опор), с реконструкцией ВЛ 220 кВ Селихино — Ванино и ВЛ 220 кВ Высокогорная — Ванино (переустройство/вынос), с реконструкцией ПС 500 кВ Комсомольская (расширение ОРУ 220 кВ), ПС 220 кВ Ванино (расширение ОРУ 220 кВ), с установкой СКРМ мощностью не менее 150 Мвар <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 433,5 | - | - | - | - | 433,5 | 2026 | Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р |
| ПС | ПАО «Россети» | 220 | Мвар | - | - | 6 x 25 | - | - | - | - | 150 | 2026 | |||||
| 24.8.1.180 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Высокогорная (Кузнецовский) — Ванино (Л-263) на ПС 220 кВ Тумнин/т ориентировочной протяженностью 0,082 км и 0,075 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 0,082 0,075 | - | - | - | - | 0,157 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.8.1.181 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Кузнецовский — Высокогорная/т ориентировочной протяженностью 4,75 км и 4,779 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 4,75 4,779 | - | - | - | - | 9,529 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.8.1.182 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство ПС 220 кВ Полиметалл с одним автотрансформатором 220/110 кВ мощностью 63 МВА <4> | ПС | ПАО «Россети» | 220 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.8.1.183 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Березовая — Горин на ПС 220 кВ Полиметалл ориентировочной протяженностью 5 км каждый <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | 2 x 5 | - | - | - | - | - | - | 10 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.8.1.185 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино (Байкал) — Ванино (Кузнецовский) на ПС 220 кВ Аксака/т ориентировочной протяженностью 0,959 км и 1,036 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 0,959 1,036 | - | - | - | - | 1,995 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.8.1.186 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино (Байкал) — Ванино (Кузнецовский) на ПС 220 кВ Джигдаси/т ориентировочной протяженностью 0,725 км и 0,731 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 0,725 0,731 | - | - | - | - | 1,456 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.8.1.187 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино (Байкал) — Ванино (Кузнецовский) на ПС 220 кВ Кун/т ориентировочной протяженностью 1,886 км и 1,725 км <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 1,886 1,725 | - | - | - | - | 3,611 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.8.1.188 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Комсомольская — Селихино № 1 (Л-255) на ПС 220 кВ Комсомольск — Сортировочный/т (ПС 220 кВ Юность/т) ориентировочной протяженностью 4,5 км каждый <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 2 x 4,5 | - | - | - | - | 9 | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.8.1.189 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство заходов ВЛ 220 кВ Селихино (Байкал) — Ванино (Кузнецовский) на ПС 220 кВ Ванино/т ориентировочной протяженностью 7,567 км и 7,404 <4> | ЛЭП | ПАО «Россети» | 220 | км | - | - | 7,567 7,404 | - | - | - | - | 14,971 | 2026 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 23.8.1.720 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Строительство ПС 110 кВ АК с двумя трансформаторами 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА каждый | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 2 x 40 | - | - | - | - | - | - | 80 | 2025 | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.8.1.265 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Реконструкция ПС 110 кВ Корфовская с заменой трансформатора 1Т 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА | ПС | АО «ДРСК» | 110 | МВА | 1 x 16 | - | - | - | - | - | - | 16 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 23.8.1.722 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Реконструкция Амурской ТЭЦ-1 с установкой третьего трансформатора 110/6 кВ мощностью 63 МВА | ПС | АО «ДГК» | 110 | МВА | 1 x 63 | - | - | - | - | - | - | 63 | 2024 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 24.8.1.190 | Хабаровского края и Еврейской автономной области | Хабаровский край | Реконструкция ПС 220 кВ Уктур с заменой ТТ ВЛ 220 кВ Селихино — Уктур (Л-259), ВЛ 220 кВ Уктур — Высокогорная (Л-261) с увеличением пропускной способности | ПС | ПАО «Россети» | 220 | x | - | - | x | - | - | - | - | x | 2025 | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы | |||||||||||||||||
| 25.30.1.266 | Камчатского края | Камчатский край | Строительство ВЛ 220 кВ Мутновская ГеоЭС-1 — Толмачевская ГЭС-3 ориентировочной протяженностью 60 км | ЛЭП | ПАО «Камчатскэнерго» | 220 | км | - | - | - | - | - | - | 60 | 60 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.30.1.267 | Камчатского края | Камчатский край | Реконструкция Мутновской ГеоЭС-1 с расширением РУ 220 кВ на одну ячейку для подключения ВЛ 220 кВ Мутновская ГеоЭС-1 — Толмачевская ГЭС-3 | ПС | ПАО «Камчатскэнерго» | 220 | x | - | - | - | - | - | - | x | x | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.30.1.268 | Камчатского края | Камчатский край | Реконструкция Толмачевской ГЭС-3 со строительством РУ 220 кВ и установкой одного автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Камчатскэнерго» | 220 | МВА | - | - | - | - | - | - | 1 x 63 | 63 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.30.1.269 | Камчатского края | Камчатский край | Реконструкция ПС 220 кВ Авача с установкой второго автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 63 МВА | ПС | ПАО «Камчатскэнерго» | 220 | МВА | - | - | - | - | - | - | 1 x 63 | 63 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.30.1.270 | Камчатского края | Камчатский край | Строительство ПС 110 кВ Тундровая с двумя трансформаторами 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Камчатскэнерго» | 110 | МВА | - | - | 2 x 16 | - | - | - | - | 32 | - | В соответствии с абзацем 8 пункта 57 Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556 |
| 25.30.1.271 | Камчатского края | Камчатский край | Строительство отпаек от ВЛ-112 Тундровая и ВЛ-113 ТЭЦ-2 — КСИ до ПС 110 кВ Тундровая ориентировочной протяженностью 0,067 км и 0,2 км | ЛЭП | ПАО «Камчатскэнерго» | 110 | км | - | - | 0,067 0,2 | - | - | - | - | 0,267 | - | |
| 25.44.1.273 | Магаданской области | Магаданская область | Реконструкция ПС 35 кВ Солнечная с заменой трансформаторов Т-1 35/10 кВ и Т-2 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Магаданэнерго» | 35 | МВА | - | 2 x 10 | - | - | - | - | - | 20 | 2025 | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.64.1.273 | Сахалинской области | Сахалинская область | Реконструкция ПС 110 кВ Петропавловская с заменой Т-1 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор 35/10 кВ мощностью 4 МВА | ПС | ПАО «Сахалинэнерго» | 35 | МВА | - | 1 x 4 | - | - | - | - | - | 4 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.64.1.274 | Сахалинской области | Сахалинская область | Реконструкция ПС 110 кВ Луговая с заменой трансформаторов Т-1 110/35/10 кВ и Т-2 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый на два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый | ПС | ПАО «Сахалинэнерго» | 110 | МВА | - | 2 x 63 | - | - | - | - | - | 126 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.64.1.275 | Сахалинской области | Сахалинская область | Реконструкция ПС 35 кВ Городская с заменой трансформаторов Т-1 35/10 кВ и Т-2 35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый на два трансформатора 35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый | ПС | ПАО «Сахалинэнерго» | 35 | МВА | 2 x 16 | - | - | - | - | - | - | 32 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.64.1.276 | Сахалинской области | Сахалинская область | Реконструкция ПС 35 кВ Тамбовка с заменой Т-1 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор 35/10 кВ мощностью 4 МВА | ПС | ПАО «Сахалинэнерго» | 35 | МВА | - | 1 x 4 | - | - | - | - | - | 4 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.64.1.277 | Сахалинской области | Сахалинская область | Реконструкция ПС 35 кВ Троицкая с заменой трансформаторов Т-1 35/10 кВ и Т-2 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый на два трансформатора 35/10 кВ мощностью 10 МВА каждый | ПС | ПАО «Сахалинэнерго» | 35 | МВА | - | 2 x 10 | - | - | - | - | - | 20 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.64.1.278 | Сахалинской области | Сахалинская область | Реконструкция ПС 35 кВ Соловьевка с заменой трансформаторов Т-1 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА и Т-2 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА на два трансформатора 35/10 кВ мощностью 4 МВА каждый | ПС | ПАО «Сахалинэнерго» | 35 | МВА | 2 x 4 | - | - | - | - | - | - | 8 | - | 1. Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций. 2. Обеспечение прогнозного потребления электрической энергии и (или) мощности |
| 25.64.1.279 | Сахалинской области | Сахалинская область | Реконструкция ПС 35 кВ Лесная с заменой трансформаторов Т-1 35/10 кВ и Т-2 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА каждый на два трансформатора 35/10 кВ мощностью 4 МВА каждый | ПС | ПАО «Сахалинэнерго» | 35 | МВА | - | 2 x 4 | - | - | - | - | - | 8 | - | Исключение прогнозируемых рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений по предложениям сетевых организаций |
| 25.4.1.280 | Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края | Красноярский край | Реконструкция Норильской ТЭЦ-3 с заменой трансформаторов 1Т 110/10/10 кВ и 2Т 110/10/10 кВ мощностью 80 МВА каждый на два трансформатора 110/10/10 кВ мощностью 125 МВА каждый | ПС | АО «НТЭК» | 110 | МВА | 2 x 125 | - | - | - | - | - | - | 250 | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.4.2.281 | Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края | Красноярский край | Создание на Норильской ТЭЦ-3 устройств: - АОПО 1Т; - АОПО 2Т | РЗА | АО «НТЭК» | - | x | x | - | - | - | - | - | - | x | - | Исключение существующих рисков выхода параметров электроэнергетического режима работы энергосистемы за пределы допустимых значений |
| 25.77.1.282 | Чукотского автономного округа | Чукотский автономный округ | Строительство ВЛ 110 кВ Певек — Билибино ориентировочной протяженностью 490 км | ЛЭП | АО «Чукотэнерго» | 110 | км | - | 490 | - | - | - | - | - | 490 | 2024 | Распоряжение Правительства Российской Федерации от 30.09.2018 № 2101-р |
| Сводные показатели объема инвестиций в развитие электрических сетей за период 2024 — 2030 годов (в прогнозных ценах соответствующих лет, млн руб. с НДС) | |||||||||||||||||
| 1-я синхронная зона | 1 339 526,34 | ||||||||||||||||
| ОЭС Северо-Запада | 43 518,40 | ||||||||||||||||
| ОЭС Центра | 286 095,63 | ||||||||||||||||
| ОЭС Юга | 345 659,23 | ||||||||||||||||
| ОЭС Средней Волги | 8 770,41 | ||||||||||||||||
| ОЭС Урала | 102 750,33 | ||||||||||||||||
| ОЭС Сибири | 552 732,34 | ||||||||||||||||
| 2-я синхронная зона | 352 243,24 | ||||||||||||||||
| ОЭС Востока | 352 243,24 | ||||||||||||||||
| Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы | 20 167,71 | ||||||||||||||||
| Чукотского автономного округа | 4 491,24 | ||||||||||||||||
| Сахалинской области | 1 562,13 | ||||||||||||||||
| Магаданской области | 77,01 | ||||||||||||||||
| Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края | 1 502,42 | ||||||||||||||||
| Камчатского края | 12 534,91 | ||||||||||||||||
1 <1> Необходимый год реализации — год среднесрочного периода или год разработки проекта схемы и программы развития электроэнергетических систем России (СиПР ЭЭС России), начиная с которого на основании анализа результатов расчетов существующих и перспективных режимов работы электрической сети выявлена необходимость выполнения мероприятия (постановки под напряжение объектов электросетевого хозяйства либо ввода в работу вторичного оборудования, предусмотренных мероприятием), направленного на обеспечение прогнозного потребления электрической энергии (мощности), обеспечение надежного и эффективного функционирования электроэнергетической системы, повышение надежности электроснабжения потребителей электрической энергии, исключение выхода параметров электроэнергетического режима работы электроэнергетической системы за пределы допустимых значений, снижение недоотпуска электрической энергии потребителям электрической энергии, оптимизацию режимов работы генерирующего оборудования, обеспечение выдачи мощности новых объектов по производству электрической энергии и обеспечение возможности вывода отдельных единиц генерирующего оборудования из эксплуатации. Если такая необходимость выполнения мероприятия была определена в период, предшествующий году разработки СиПР ЭЭС России, но мероприятие не было выполнено, то в качестве необходимого года реализации указывается год разработки СиПР ЭЭС России. В отношении мероприятий, необходимый год реализации которых был предусмотрен в году разработки СиПР ЭЭС России в соответствии с утвержденными Минэнерго России СиПР ЭЭС России предшествующего среднесрочного периода, в качестве необходимого года реализации указывается год разработки СиПР ЭЭС России.
2 <2> Планируемый год реализации — год среднесрочного периода или год разработки СиПР ЭЭС России, в котором планируется осуществить комплексное опробование линий электропередачи и (или) основного электротехнического оборудования подстанций с подписанием соответствующего акта комплексного опробования оборудования, определенный в инвестиционных программах субъектов электроэнергетики, утвержденных уполномоченным органом или органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, а также в решениях, принятых в году разработки СиПР ЭЭС России в рамках согласительных совещаний процедуры рассмотрения и утверждения проектов инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, в соответствии с Правилами утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977, государственных программах, комплексном плане модернизации и расширения магистральной инфраструктуры, иных решениях Правительства Российской Федерации, Министра энергетики Российской Федерации.
3 <3> Планируемый год реализации может быть уточнен по результатам процедуры утверждения проектов инвестиционных программ субъектов электроэнергетики уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, или уполномоченным федеральным органом исполнительной власти совместно с Государственной корпорацией по атомной энергии «Росатом», или органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в году разработки СиПР ЭЭС России.
4 <4> Мероприятие по развитию электрической сети осуществляется в рамках технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрическим сетям при реализации инвестиционных проектов за счет платы за их технологическое присоединение после разработки проектной документации, получения положительного заключения экспертизы и установления, соответственно, платы за технологическое присоединение. Определение параметров строительства таких объектов осуществляется в рамках соглашения о порядке взаимодействия заявителя и сетевой организации в целях выполнения мероприятий по технологическому присоединению по индивидуальному проекту.
5 <5> Необходимость реализации мероприятия определена с учетом повышенной аварийности генерирующего оборудования.
6 <6> Итоговые параметры мероприятия могут быть уточнены в рамках конкретного проектирования.
7 <7> Мероприятие является альтернативой строительства новых генерирующих объектов для покрытия дефицита мощности в северной части энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области за КС «Хабаровск — Комсомольск» на территории технологически необходимой генерации ОЭС Востока.
Приложение № 5 к схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы
ПОКАЗАТЕЛИ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ (ВЕРОЯТНОСТЬ БЕЗДЕФИЦИТНОЙ РАБОТЫ) ЗОН НАДЕЖНОСТИ ЕЭС РОССИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫХ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА 2025 — 2030 ГОДЫ
Приложение № 6 к схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы
ПРОГНОЗНЫЕ ОБЪЕМЫ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО (РЕКОНСТРУКЦИЮ) ОБЪЕКТОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ЦЕЛОМ ПО ЕЭС РОССИИ, ПО СИНХРОННЫМ ЗОНАМ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫМ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ СИСТЕМАМ
(в прогнозных ценах соответствующих лет, млн руб. с НДС)
Приложение № 7 к схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы
ПРОГНОЗНЫЕ ОБЪЕМЫ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО (РЕКОНСТРУКЦИЮ) ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА, НОМИНАЛЬНЫЙ КЛАСС НАПРЯЖЕНИЯ КОТОРЫХ СОСТАВЛЯЕТ 110 КВ И ВЫШЕ В ЦЕЛОМ ПО ЕЭС РОССИИ И ПО ТЕРРИТОРИЯМ СУБЪЕКТОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И 35 КВ И ВЫШЕ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫХ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
(в прогнозных ценах соответствующих лет, млн руб. с НДС)
| Наименование | 2024 г. | 2025 г. | 2026 г. | 2027 г. | 2028 г. | 2029 г. | 2030 г. | Итого за период 2024 — 2030 гг. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Архангельская область | 209 | 225 | 237 | 0 | 0 | 0 | 0 | 672 |
| Ненецкий автономный округ | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| г. Санкт-Петербург | 537 | 1017 | 942 | 0 | 0 | 0 | 0 | 2496 |
| Ленинградская область | 5831 | 3622 | 1652 | 2870 | 0 | 0 | 0 | 13975 |
| Калининградская область | 146 | 782 | 382 | 12 | 0 | 0 | 0 | 1323 |
| Мурманская область | 4842 | 4211 | 4200 | 4190 | 0 | 0 | 0 | 17443 |
| Новгородская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Псковская область | 96 | 104 | 109 | 0 | 0 | 0 | 0 | 309 |
| Республика Карелия | 880 | 2201 | 2117 | 795 | 0 | 0 | 0 | 5993 |
| Республика Коми | 0 | 55 | 71 | 1182 | 0 | 0 | 0 | 1308 |
| Белгородская область | 2260 | 1166 | 561 | 0 | 3166 | 0 | 0 | 7154 |
| Брянская область | 0 | 15 | 21 | 910 | 0 | 0 | 0 | 946 |
| Владимирская область | 118 | 127 | 134 | 0 | 0 | 0 | 0 | 378 |
| Вологодская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Воронежская область | 41 | 677 | 1020 | 281 | 0 | 0 | 0 | 2019 |
| г. Москва | 4023 | 15548 | 12231 | 16557 | 12887 | 12809 | 13255 | 87309 |
| Московская область | 13879 | 15781 | 20574 | 17361 | 13359 | 10565 | 9507 | 101026 |
| Ивановская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Калужская область | 435 | 2752 | 2910 | 3370 | 3505 | 2738 | 2847 | 18557 |
| Костромская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Курская область | 2915 | 3454 | 2534 | 2773 | 7260 | 3000 | 3120 | 25055 |
| Липецкая область | 106 | 114 | 128 | 0 | 0 | 0 | 0 | 348 |
| Орловская область | 0 | 2305 | 2463 | 2534 | 2635 | 2740 | 2850 | 15527 |
| Рязанская область | 17 | 473 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 490 |
| Смоленская область | 24 | 649 | 436 | 378 | 67 | 0 | 0 | 1554 |
| Тамбовская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Тверская область | 118 | 127 | 133 | 0 | 0 | 0 | 0 | 378 |
| Тульская область | 763 | 3300 | 3858 | 4028 | 4189 | 4356 | 3064 | 23557 |
| Ярославская область | 113 | 539 | 569 | 515 | 62 | 0 | 0 | 1798 |
| Астраханская область | 157 | 6370 | 7456 | 7553 | 7955 | 7566 | 7629 | 44687 |
| Волгоградская область | 1847 | 1315 | 3867 | 3376 | 929 | 966 | 1005 | 13305 |
| Кабардино-Балкарская Республика | 1038 | 818 | 861 | 44 | 46 | 48 | 0 | 2854 |
| Карачаево-Черкесская Республика | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Республика Адыгея | 4513 | 3476 | 3189 | 0 | 0 | 1467 | 0 | 12645 |
| Краснодарский край | 35411 | 44479 | 51902 | 11400 | 10862 | 8436 | 0 | 162490 |
| Республика Дагестан | 5978 | 7444 | 8597 | 1367 | 339 | 408 | 0 | 24134 |
| Республика Ингушетия | 260 | 280 | 295 | 0 | 0 | 0 | 0 | 834 |
| Республика Калмыкия | 159 | 240 | 1308 | 938 | 1500 | 1486 | 0 | 5630 |
| Республика Крым | 7869 | 12949 | 8991 | 1706 | 0 | 0 | 0 | 31515 |
| г. Севастополь | 3635 | 6364 | 3547 | 3375 | 0 | 0 | 0 | 16921 |
| Республика Северная Осетия — Алания | 55 | 59 | 62 | 0 | 0 | 0 | 0 | 176 |
| Ростовская область | 2501 | 2759 | 3605 | 4271 | 1674 | 1741 | 0 | 16551 |
| Ставропольский край | 203 | 75 | 85 | 42 | 99 | 1219 | 252 | 1975 |
| Чеченская Республика | 1961 | 1657 | 2518 | 1860 | 1934 | 2012 | 0 | 11942 |
| Нижегородская область | 607 | 2924 | 3264 | 0 | 0 | 0 | 0 | 6796 |
| Пензенская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Республика Марий Эл | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Республика Мордовия | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Республика Татарстан | 1179 | 388 | 408 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1975 |
| Самарская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Саратовская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Ульяновская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Чувашская Республика — Чувашия | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Кировская область | 4 | 135 | 224 | 538 | 0 | 0 | 0 | 901 |
| Курганская область | 83 | 89 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 172 |
| Оренбургская область | 73 | 79 | 83 | 0 | 0 | 0 | 0 | 234 |
| Пермский край | 291 | 102 | 903 | 2266 | 0 | 0 | 0 | 3562 |
| Республика Башкортостан | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Свердловская область | 677 | 1759 | 3792 | 192 | 481 | 0 | 0 | 6901 |
| Тюменская область | 1786 | 13800 | 13947 | 13919 | 12531 | 0 | 0 | 55984 |
| Ханты-Мансийский автономный округ — Югра | 613 | 602 | 610 | 827 | 232 | 0 | 0 | 2885 |
| Ямало-Ненецкий автономный округ | 0 | 4455 | 4691 | 4898 | 5094 | 5297 | 0 | 24435 |
| Удмуртская Республика | 127 | 55 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 183 |
| Челябинская область | 221 | 2287 | 2408 | 2252 | 12 | 155 | 161 | 7494 |
| Забайкальский край | 5427 | 1296 | 1275 | 6227 | 8193 | 6108 | 1683 | 30207 |
| Иркутская область | 8991 | 29305 | 38507 | 34284 | 30025 | 30881 | 31459 | 203451 |
| Кемеровская область — Кузбасс | 1113 | 1470 | 1155 | 0 | 0 | 0 | 0 | 3739 |
| Красноярский край | 4198 | 23081 | 17695 | 17116 | 17165 | 17852 | 18566 | 115673 |
| Республика Тыва | 2986 | 5723 | 6110 | 3262 | 0 | 0 | 0 | 18082 |
| Новосибирская область | 549 | 12552 | 13119 | 13492 | 14163 | 21 | 0 | 53896 |
| Омская область | 4 | 9247 | 11209 | 12179 | 12443 | 34 | 0 | 45115 |
| Республика Алтай | 386 | 852 | 887 | 553 | 0 | 0 | 0 | 2679 |
| Алтайский край | 111 | 8884 | 10600 | 11319 | 11894 | 0 | 0 | 42809 |
| Республика Бурятия | 8462 | 7059 | 3935 | 2094 | 4404 | 1474 | 1029 | 28458 |
| Республика Хакасия | 2574 | 4907 | 1077 | 67 | 0 | 0 | 0 | 8625 |
| Томская область | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 1-я синхронная зона ЕЭС России | 143402 | 278581 | 289462 | 219173 | 189104 | 123379 | 96426 | 1339526 |
| Амурская область | 17162 | 10751 | 18066 | 26653 | 4042 | 4926 | 788 | 82390 |
| Приморский край | 28465 | 23401 | 24798 | 7283 | 0 | 0 | 0 | 83947 |
| Республика Саха (Якутия) | 3119 | 2107 | 7300 | 17745 | 12650 | 0 | 0 | 42921 |
| Хабаровский край | 22292 | 19285 | 19270 | 19191 | 16319 | 11698 | 12166 | 120221 |
| Еврейская автономная область | 20 | 3730 | 1271 | 1327 | 9077 | 4381 | 2960 | 22765 |
| 2-я синхронная зона ЕЭС России | 71058 | 59274 | 70705 | 72199 | 42088 | 21005 | 15915 | 352243 |
| Итого по ЕЭС России | 214460 | 337855 | 360167 | 291372 | 231191 | 144384 | 112340 | 1691770 |
| Чукотский автономный округ <1> | 4491 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 4491 |
| Сахалинская область <2> | 348 | 628 | 587 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1562 |
| Магаданская область <3> | 33 | 44 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 77 |
| Таймырский Долгано-Ненецкий муниципальный район, Туруханский район и городской округ г. Норильск Красноярского края <4> | 459 | 523 | 521 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1502 |
| Камчатский край <5> | 483 | 911 | 959 | 2063 | 2601 | 2705 | 2813 | 12535 |
| Итого по ТИТЭС | 5814 | 2106 | 2067 | 2063 | 2601 | 2705 | 2813 | 20168 |
| Итого по ЭЭС России | 220274 | 339961 | 362234 | 293435 | 233792 | 147088 | 115153 | 1711937 |
1 <1> Технологически изолированная электроэнергетическая система Чукотского автономного округа включает Чаун-Билибинский энергорайон и Анадырский энергорайон. В соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 № 937 (далее — ПТФ ЭЭС):
- к Чаун-Билибинскому энергорайону технологически изолированной электроэнергетической системы Чукотского автономного округа относится совокупность расположенных на территориях Билибинского и Чаунского районов Чукотского автономного округа Билибинской АЭС, Чаунской ТЭЦ, плавучей атомной теплоэлектростанции «Академик Ломоносов» и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенных на территории Нижнеколымского района Республики Саха (Якутия) линии электропередачи классом напряжения 110 кВ Встречный — Черский и иных, технологически связанных с указанной линией электропередачи, объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства;
- к Анадырскому энергорайону технологически изолированной электроэнергетической системы Чукотского автономного округа относится совокупность расположенных на территории Анадырского района Чукотского автономного округа Анадырской ТЭЦ, Газомоторной ТЭЦ, Анадырской ВЭС и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
2 <2> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Сахалинской области относится совокупность расположенных на территориях г. Южно-Сахалинска, Углегорского, Ногликского и Холмского районов Сахалинской области Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, Сахалинской ГРЭС, Томаринской ТЭЦ, Ногликской ГЭС, Холмской ТЭЦ и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
3 <3> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Магаданской области относится совокупность расположенных на территориях г. Магадана, Среднеканского, Сусуманского и Ягодинского районов Магаданской области Магаданской ТЭЦ, Усть-Среднеканской ГЭС, Аркагалинской ГРЭС, Колымской ГЭС и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенной на территории Оймяконского улуса Республики Саха (Якутия) линии электропередачи, входящей в транзит 110 кВ Аркагалинская ГРЭС — Нера Новая, и иных технологически связанных с указанной линией электропередачи объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства.
4 <4> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края относится совокупность расположенных на территориях Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края Норильской ТЭЦ-1, Норильской ТЭЦ-2, Норильской ТЭЦ-3, Усть-Хантайской ГЭС, Курейской ГЭС и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
5 <5> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Камчатского края относится совокупность расположенных на территории Елизовского и Усть-Большерецкого районов Камчатского края Камчатской ТЭЦ-1, Камчатской ТЭЦ-2, Верхне-Мутновской ГеоЭС, Мутновской ГеоЭС-1, Толмачевской ГЭС-1, Толмачевской ГЭС-2, Толмачевской ГЭС-3 и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
Приложение № 8 к схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2025 — 2030 годы
РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ ТАРИФНЫХ ПОСЛЕДСТВИЙ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ В МАГИСТРАЛЬНОЙ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ ПО СУБЪЕКТАМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫМ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ СИСТЕМАМ
| Наименование | Показатель | Единица измерения | 2025 г. | 2026 г. | 2027 г. | 2028 г. | 2029 г. | 2030 г. | Оценка достаточности условий тарифного регулирования для реализации предлагаемых технических решений |
| ЕНЭС | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 427 | 535 | 588 | 586 | 596 | 600 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 339 | 372 | 402 | 419 | 435 | 453 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 88 | 163 | 186 | 167 | 161 | 147 | ||
| Необходимый средний тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС | руб./кВт·ч | 0,72 | 0,89 | 0,97 | 0,96 | 0,97 | 0,98 | ||
| Прогнозный средний тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС | руб./кВт·ч | 0,57 | 0,62 | 0,66 | 0,69 | 0,71 | 0,74 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,15 | 0,27 | 0,31 | 0,27 | 0,26 | 0,24 | ||
| Архангельская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 11,8 | 12,5 | 13,3 | 13,6 | 13,9 | 14,2 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 11,8 | 12,9 | 13,7 | 14,3 | 14,8 | 15,4 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,02 | -0,4 | -0,4 | -0,7 | -0,9 | -1,2 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,5 | 3,7 | 3,9 | 4,0 | 4,1 | 4,1 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,5 | 3,8 | 4,0 | 4,2 | 4,3 | 4,5 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,005 | -0,1 | -0,1 | -0,2 | -0,3 | -0,4 | ||
| г. Санкт-Петербург | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 68,2 | 74,7 | 82,6 | 88 | 92,3 | 96,5 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 68,3 | 75,8 | 81 | 86 | 89,3 | 93,2 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | -0,1 | -1,1 | 1,6 | 2 | 3 | 3,3 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,4 | 3,65 | 3,97 | 4,14 | 4,32 | 4,48 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,4 | 3,7 | 3,89 | 4,04 | 4,18 | 4,33 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | -0,001 | -0,05 | 0,08 | 0,1 | 0,14 | 0,15 | ||
| Ленинградская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 59,2 | 66,6 | 71,8 | 70,7 | 71,3 | 72,3 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 57,9 | 65 | 70,4 | 75,3 | 78,4 | 84,4 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,3 | 1,7 | 1,4 | -4,6 | -7,1 | -12,1 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,8 | 4,3 | 4,6 | 4,5 | 4,5 | 4,4 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,8 | 4,2 | 4,5 | 4,8 | 4,9 | 5,1 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,08 | 0,11 | 0,09 | -0,29 | -0,45 | -0,74 | ||
| Калининградская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 12,3 | 12,2 | 12,5 | 12,5 | 12,7 | 12,9 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 10,2 | 11,3 | 12,2 | 12,9 | 13,6 | 14,2 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 2,1 | 0,86 | 0,3 | -0,4 | -0,9 | -1,3 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,0 | 2,9 | 2,9 | 2,8 | 2,8 | 2,9 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,5 | 2,7 | 2,8 | 2,9 | 3,0 | 3,1 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,5 | 0,2 | 0,1 | -0,1 | -0,2 | -0,3 | ||
| Мурманская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Новгородская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Псковская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 8,5 | 9,1 | 9,6 | 9,7 | 9,9 | 10,2 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 7 | 7,8 | 8,2 | 8,7 | 9 | 9,4 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1 | 0,9 | 0,8 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 4,13 | 4,37 | 4,58 | 4,59 | 4,69 | 4,78 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,42 | 3,74 | 3,94 | 4,11 | 4,25 | 4,41 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,7 | 0,6 | 0,6 | 0,5 | 0,4 | 0,4 | ||
| Республика Карелия | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 11,7 | 12,2 | 13 | 12,6 | 12,5 | 12,4 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 11,1 | 12,3 | 13,1 | 13,9 | 14,6 | 15,5 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,6 | -0,11 | -0,2 | -1,2 | -2,1 | -3,1 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,0 | 3,0 | 3,2 | 3,0 | 3,0 | 2,9 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,8 | 3,1 | 3,2 | 3,3 | 3,5 | 3,6 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,16 | -0,03 | -0,04 | -0,29 | -0,5 | -0,71 | ||
| Республика Коми <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Белгородская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 16,6 | 17,7 | 18,6 | 18,5 | 18,6 | 18,6 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 16,9 | 18,6 | 19,7 | 20,6 | 21,4 | 22,3 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | -0,3 | -0,9 | -1,1 | -2 | -2,8 | -3,7 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,7 | 2,8 | 2,9 | 2,9 | 2,9 | 2,9 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,7 | 3,0 | 3,1 | 3,2 | 3,4 | 3,5 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | -0,04 | -0,15 | -0,18 | -0,32 | -0,44 | -0,56 | ||
| Брянская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Владимирская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 15,2 | 16,5 | 17,3 | 17,8 | 18,3 | 18,8 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 16 | 17,4 | 18,4 | 19,2 | 19,8 | 20,5 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | -0,8 | -0,9 | -1,1 | -1,4 | -1,5 | -1,7 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,9 | 3,1 | 3,3 | 3,3 | 3,4 | 3,5 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,0 | 3,3 | 3,4 | 3,6 | 3,7 | 3,8 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | -0,2 | -0,2 | -0,2 | -0,3 | -0,3 | -0,3 | ||
| Вологодская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Воронежская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 22,8 | 25,1 | 26,6 | 26,8 | 27,2 | 27,7 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 22,7 | 25 | 26,9 | 28,4 | 29,9 | 31,5 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,1 | 0,1 | -0,3 | -1,6 | -2,7 | -3,8 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,62 | 2,86 | 2,98 | 2,95 | 2,96 | 2,96 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,61 | 2,84 | 3 | 3,13 | 3,25 | 3,37 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,01 | 0,02 | -0,02 | -0,18 | -0,29 | -0,41 | ||
| г. Москва | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 136,7 | 141,1 | 136,7 | 135,4 | 135,9 | 134,1 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 128,1 | 143,6 | 153,8 | 162,7 | 169,8 | 177,8 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 8,6 | -2,5 | -17,1 | -27,3 | -33,9 | -43,8 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,1 | 3,1 | 2,9 | 2,9 | 2,8 | 2,8 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,9 | 3,1 | 3,3 | 3,4 | 3,6 | 3,7 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,2 | -0,1 | -0,4 | -0,6 | -0,7 | -0,9 | ||
| Московская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 140,2 | 157,1 | 158,3 | 159,4 | 164,9 | 164,9 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 131,5 | 147,6 | 158,4 | 167,8 | 175,4 | 183,7 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 8,8 | 9,6 | -0,1 | -8,4 | -10,4 | -18,9 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,98 | 3,26 | 3,23 | 3,2 | 3,28 | 3,25 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,79 | 3,06 | 3,23 | 3,36 | 3,49 | 3,62 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,2 | 0,2 | -0,001 | -0,2 | -0,2 | -0,4 | ||
| Ивановская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Калужская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 15,3 | 16,4 | 17,3 | 17,7 | 18,3 | 18,8 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 15,5 | 17,1 | 17,6 | 18,5 | 19,5 | 20,6 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | -0,2 | -0,7 | -0,3 | -0,8 | -1,2 | -1,9 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,1 | 3,3 | 3,6 | 3,6 | 3,7 | 3,7 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,2 | 3,5 | 3,6 | 3,8 | 3,9 | 4,1 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | -0,1 | -0,1 | -0,06 | -0,2 | -0,3 | -0,4 | ||
| Костромская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Курская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 11,2 | 12 | 12,6 | 13,2 | 13,7 | 14,1 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 11,9 | 13,2 | 14,4 | 15,9 | 17 | 17,8 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | -0,7 | -1,2 | -1,8 | -2,7 | -3,3 | -3,7 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,3 | 3,4 | 3,5 | 3,5 | 3,5 | 3,6 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,5 | 3,8 | 4,0 | 4,2 | 4,4 | 4,5 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | -0,2 | -0,4 | -0,5 | -0,7 | -0,9 | -0,9 | ||
| Липецкая область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 12,3 | 13,2 | 13,7 | 14,3 | 14,7 | 15,0 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 12,8 | 14,0 | 14,8 | 15,5 | 16,0 | 16,6 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | -0,5 | -0,8 | -1,1 | -1,2 | -1,3 | -1,6 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,6 | 2,8 | 2,9 | 3,0 | 3,1 | 3,2 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,7 | 3,0 | 3,1 | 3,2 | 3,4 | 3,5 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | -0,1 | -0,2 | -0,2 | -0,3 | -0,3 | -0,3 | ||
| Орловская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Рязанская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Смоленская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Тамбовская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Тверская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 16,9 | 17,7 | 18,1 | 18,1 | 18,2 | 18,2 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 14,7 | 16,3 | 17,1 | 18,2 | 19,2 | 19,9 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 2,2 | 1,4 | 1,0 | -0,1 | -1,0 | -1,7 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,5 | 3,6 | 3,7 | 3,6 | 3,6 | 3,6 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,0 | 3,3 | 3,5 | 3,7 | 3,8 | 3,9 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,4 | 0,3 | 0,2 | -0,03 | -0,2 | -0,3 | ||
| Тульская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Ярославская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 14,6 | 15,8 | 16,4 | 16,6 | 16,9 | 17,2 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 13,5 | 14,7 | 15,7 | 16,6 | 17,5 | 18,4 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,1 | 1,1 | 0,7 | 0,01 | -0,6 | -1,2 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,5 | 2,7 | 2,8 | 2,8 | 2,8 | 2,8 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,3 | 2,5 | 2,7 | 2,8 | 2,9 | 3,0 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,2 | 0,2 | 0,1 | 0,00 | -0,1 | -0,2 | ||
| Астраханская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 9,7 | 9,9 | 10,3 | 10,2 | 10,3 | 10,4 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 8,3 | 9,1 | 9,6 | 10,1 | 10,6 | 11,1 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,4 | 0,8 | 0,7 | 0,1 | -0,3 | -0,7 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,4 | 3,4 | 3,5 | 3,5 | 3,5 | 3,5 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,9 | 3,1 | 3,3 | 3,4 | 3,5 | 3,7 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,5 | 0,3 | 0,2 | 0,04 | -0,1 | -0,2 | ||
| Волгоградская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Кабардино-Балкарская Республика | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 7,9 | 8,3 | 12,9 | 11,6 | 11,8 | 12,3 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 5,4 | 6 | 6,4 | 6,8 | 7,1 | 7,5 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 2,5 | 2,3 | 6,5 | 4,8 | 4,7 | 4,8 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 5,1 | 5,19 | 7,89 | 6,97 | 7 | 7,23 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,4 | 3,7 | 3,9 | 4,1 | 4,2 | 4,4 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 1,7 | 1,5 | 4,0 | 2,9 | 2,8 | 2,9 | ||
| Карачаево-Черкесская Республика <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Республика Адыгея и Краснодарский <1> край | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 134,4 | 148,5 | 125,8 | 116,2 | 110,7 | 109,8 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 84,2 | 94,2 | 101,7 | 108,5 | 114,0 | 120,1 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 50,2 | 54,3 | 24,1 | 7,7 | -3,3 | -10,3 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 5,9 | 6,4 | 5,3 | 4,8 | 4,5 | 4,4 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,7 | 4,0 | 4,3 | 4,4 | 4,6 | 4,8 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 2,2 | 2,3 | 1,0 | 0,3 | -0,1 | -0,4 | ||
| Республика Дагестан | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 30,8 | 34,1 | 49,2 | 49,3 | 48,2 | 44,9 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 16,7 | 18,7 | 20,3 | 21,6 | 22,7 | 24,0 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 14,1 | 15,4 | 28,9 | 27,7 | 25,5 | 20,9 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 4,5 | 4,9 | 6,9 | 6,8 | 6,6 | 6,0 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,5 | 2,7 | 2,9 | 3,0 | 3,1 | 3,2 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 2,1 | 2,2 | 4,1 | 3,8 | 3,5 | 2,8 | ||
| Республика Ингушетия | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 2,6 | 2,6 | 2,8 | 2,7 | 2,6 | 2,5 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 2,4 | 2,7 | 2,8 | 2,9 | 3,0 | 3,1 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,2 | -0,1 | 0,00 | -0,2 | -0,4 | -0,6 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,1 | 3,2 | 3,4 | 3,2 | 3,1 | 3,0 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,9 | 3,2 | 3,4 | 3,5 | 3,6 | 3,8 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,2 | -0,05 | 0,1 | -0,3 | -0,5 | -0,8 | ||
| Республика Калмыкия и Ростовская область <1> | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 49,9 | 53,9 | 56,9 | 57,0 | 58,2 | 59,3 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 48,2 | 53,0 | 56,2 | 59,0 | 61,3 | 64,3 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,7 | 0,9 | 0,7 | -2,0 | -3,1 | -5,0 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,6 | 3,8 | 4,0 | 4,0 | 4,1 | 4,1 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,5 | 3,8 | 4,0 | 4,1 | 4,3 | 4,4 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,1 | 0,04 | 0,04 | -0,1 | -0,2 | -0,3 | ||
| Республика Крым | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 19,7 | 24,1 | 23,7 | 23,6 | 23,5 | 23,5 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 18,0 | 20,9 | 22,8 | 24,4 | 25,8 | 27,5 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,7 | 3,2 | 0,9 | -0,8 | -2,4 | -4,0 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,3 | 3,8 | 3,7 | 3,5 | 3,5 | 3,4 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,0 | 3,3 | 3,5 | 3,7 | 3,8 | 4,0 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,3 | 0,5 | 0,1 | -0,1 | -0,4 | -0,6 | ||
| г. Севастополь | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 5,8 | 7,6 | 7,5 | 7,4 | 7,3 | 7,3 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 4,3 | 4,9 | 5,4 | 5,7 | 6,0 | 6,4 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,5 | 2,7 | 2,1 | 1,7 | 1,3 | 0,9 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,8 | 4,7 | 4,5 | 4,4 | 4,2 | 4,2 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,8 | 3,1 | 3,2 | 3,4 | 3,5 | 3,6 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 1,0 | 1,7 | 1,3 | 1,0 | 0,7 | 0,5 | ||
| Республика Северная Осетия — Алания | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 7,8 | 7,6 | 7,8 | 7,7 | 7,7 | 7,7 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 5,8 | 6,5 | 6,9 | 7,3 | 7,6 | 8 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 2 | 1,1 | 0,9 | 0,4 | 0,10 | -0,3 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 5,5 | 5,3 | 5,4 | 5,3 | 5,2 | 5,1 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 4,2 | 4,5 | 4,8 | 5,0 | 5,2 | 5,4 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 1,4 | 0,8 | 0,6 | 0,3 | 0,02 | -0,2 | ||
| Ставропольский край | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 22,3 | 23,4 | 24,2 | 25,6 | 28,1 | 30,3 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 20,8 | 23,0 | 24,5 | 25,8 | 26,9 | 28,2 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,5 | 0,4 | -0,3 | -0,2 | 1,2 | 2,1 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,2 | 3,3 | 3,4 | 3,5 | 3,9 | 4,1 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,0 | 3,3 | 3,4 | 3,6 | 3,7 | 3,8 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,2 | 0,1 | -0,04 | -0,02 | 0,2 | 0,3 | ||
| Чеченская Республика | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 9,5 | 11,0 | 11,3 | 10,7 | 10,3 | 10,0 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 6,3 | 7,0 | 7,5 | 8,0 | 8,4 | 8,9 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 3,2 | 4,0 | 3,8 | 2,7 | 1,9 | 1,1 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,6 | 4,0 | 4,1 | 3,8 | 3,6 | 3,5 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,4 | 2,6 | 2,7 | 2,8 | 3,0 | 3,1 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 1,2 | 1,5 | 1,4 | 1,0 | 0,7 | 0,4 | ||
| Нижегородская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 40,4 | 43,5 | 44,0 | 45,4 | 46,7 | 48,0 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 37,8 | 40,7 | 43,1 | 45,3 | 47,4 | 49,7 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 2,6 | 2,8 | 0,9 | 0,01 | -0,7 | -1,7 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,5 | 3,9 | 3,9 | 4,0 | 4,0 | 4,1 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,3 | 3,6 | 3,8 | 4,0 | 4,1 | 4,3 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,2 | 0,3 | 0,1 | 0,00 | -0,1 | -0,2 | ||
| Пензенская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Республика Марий Эл <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Республика Мордовия <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Республика Татарстан | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 45,6 | 46,7 | 48,3 | 49,1 | 50,9 | 51,9 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 43,8 | 48,7 | 52,3 | 55,6 | 58,4 | 61,4 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,8 | -2,0 | -4,0 | -6,6 | -7,6 | -9,5 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,66 | 1,67 | 1,7 | 1,69 | 1,73 | 1,74 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,59 | 1,74 | 1,84 | 1,91 | 1,98 | 2,06 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,1 | -0,1 | -0,1 | -0,2 | -0,3 | -0,3 | ||
| Самарская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Саратовская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Ульяновская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Чувашская Республика — Чувашия <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Кировская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Оренбургская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 20,5 | 21,8 | 22,6 | 22,7 | 22,9 | 23,0 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 20,2 | 22,2 | 23,5 | 24,6 | 25,4 | 26,4 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,3 | -0,4 | -0,9 | -1,9 | -2,5 | -3,4 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,3 | 2,4 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,3 | 2,5 | 2,6 | 2,7 | 2,8 | 2,9 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,03 | -0,04 | -0,1 | -0,2 | -0,3 | -0,4 | ||
| Пермский край | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 34,2 | 36,6 | 38,5 | 38,2 | 38,4 | 38,8 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 32,9 | 36,1 | 38,6 | 40,7 | 42,3 | 44,0 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,3 | 0,5 | -0,1 | -2,5 | -3,9 | -5,2 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,2 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,1 | 2,3 | 2,5 | 2,6 | 2,6 | 2,7 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,1 | 0,03 | -0,01 | -0,2 | -0,2 | -0,3 | ||
| Республика Башкортостан <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Свердловская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 58,2 | 64,1 | 67,6 | 68,7 | 69,9 | 71,1 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 57,4 | 63,9 | 68,5 | 71,9 | 74,8 | 77,9 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,8 | 0,2 | -0,9 | -3,2 | -4,9 | -6,8 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,4 | 2,6 | 2,7 | 2,7 | 2,8 | 2,8 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,4 | 2,6 | 2,7 | 2,9 | 3,0 | 3,1 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,03 | 0,01 | -0,04 | -0,1 | -0,2 | -0,3 | ||
| Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Ямало-Ненецкий автономный округ и Курганская область <1> | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 138,3 | 151,2 | 155,4 | 158,4 | 162,7 | 166,2 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 136,4 | 150,5 | 159,8 | 167,9 | 174,6 | 181,6 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 2,0 | 0,7 | -4,4 | -9,5 | -11,9 | -15,4 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,2 | 2,4 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,6 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,2 | 2,4 | 2,5 | 2,6 | 2,7 | 2,8 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,03 | 0,01 | -0,1 | -0,2 | -0,2 | -0,2 | ||
| Удмуртская Республика | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 16,4 | 17,3 | 18,0 | 18,5 | 18,9 | 19,3 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 17,5 | 19,5 | 20,7 | 21,8 | 22,6 | 23,6 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | -1,1 | -2,2 | -2,7 | -3,3 | -3,7 | -4,3 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,2 | 2,3 | 2,3 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,3 | 2,5 | 2,7 | 2,8 | 2,9 | 3,0 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | -0,2 | -0,3 | -0,4 | -0,4 | -0,5 | -0,5 | ||
| Челябинская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 32,7 | 35,4 | 37,7 | 37,7 | 38,4 | 38,9 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 32,2 | 36,1 | 38,1 | 40,0 | 41,4 | 42,9 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,5 | -0,7 | -0,4 | -2,3 | -3,0 | -4,0 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,1 | 2,2 | 2,3 | 2,3 | 2,3 | 2,4 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,0 | 2,2 | 2,3 | 2,4 | 2,5 | 2,6 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,03 | -0,04 | -0,02 | -0,1 | -0,2 | -0,2 | ||
| Забайкальский край | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 8,4 | 9,3 | 9,6 | 9,8 | 9,6 | 9,4 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 7,6 | 8,9 | 10,1 | 10,5 | 11 | 11,6 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,8 | 0,4 | -0,5 | -0,7 | -1,4 | -2,2 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,4 | 1,5 | 1,4 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,3 | 1,4 | 1,5 | 1,5 | 1,6 | 1,6 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,1 | 0,1 | -0,1 | -0,1 | -0,2 | -0,3 | ||
| Кемеровская область — Кузбасс <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Красноярский край | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 31,0 | 32,9 | 34,0 | 34,1 | 34,2 | 34,3 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 26,5 | 29,6 | 31,8 | 33,4 | 34,5 | 35,8 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 4,5 | 3,3 | 2,2 | 0,7 | -0,3 | -1,5 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,4 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,0 | 2,2 | 2,3 | 2,4 | 2,5 | 2,6 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,4 | 0,3 | 0,2 | 0,1 | -0,02 | -0,1 | ||
| Республика Тыва и Иркутская область <1> | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 45,8 | 59,1 | 59,9 | 57,0 | 55,6 | 56,1 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 45,9 | 51,7 | 56,5 | 60,2 | 63,3 | 66,6 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | -0,10 | 7,4 | 3,4 | -3,2 | -7,7 | -10,5 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 0,8 | 1,0 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,00 | 0,1 | 0,1 | -0,1 | -0,1 | -0,2 | ||
| Новосибирская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 24,3 | 26,0 | 27,0 | 27,2 | 27,4 | 27,8 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 24,0 | 27,7 | 30,5 | 32,2 | 33,6 | 35,2 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,3 | -1,7 | -3,5 | -5,0 | -6,2 | -7,4 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,9 | 1,9 | 1,9 | 1,9 | 1,9 | 1,9 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,9 | 2,0 | 2,2 | 2,3 | 2,3 | 2,4 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,02 | -0,1 | -0,3 | -0,4 | -0,4 | -0,5 | ||
| Омская область | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 15,0 | 15,8 | 16,2 | 16,6 | 16,1 | 16,4 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 14,9 | 18,0 | 20,9 | 24,1 | 26,6 | 28,6 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,1 | -2,2 | -4,7 | -7,5 | -10,5 | -12,2 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,2 | 2,3 | 2,4 | 2,4 | 2,3 | 2,3 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,2 | 2,6 | 3,0 | 3,5 | 3,8 | 4,1 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,01 | -0,3 | -0,7 | -1,1 | -1,5 | -1,8 | ||
| Республика Алтай | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 2,4 | 2,2 | 2,0 | 1,8 | 1,8 | 1,8 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,0 | 2,1 | 2,3 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,8 | 0,4 | 0,1 | -0,2 | -0,3 | -0,5 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 4,4 | 3,9 | 3,5 | 3,2 | 3,1 | 3,0 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,0 | 3,2 | 3,4 | 3,6 | 3,7 | 3,8 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 1,4 | 0,7 | 0,1 | -0,4 | -0,6 | -0,8 | ||
| Алтайский край | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 15,8 | 16,6 | 17,1 | 17,0 | 17,2 | 17,4 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 17,3 | 18,9 | 20,1 | 21,1 | 21,9 | 22,9 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | -1,5 | -2,3 | -3,0 | -4,1 | -4,7 | -5,5 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,2 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,5 | 2,7 | 2,8 | 2,9 | 3,0 | 3,2 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | -0,2 | -0,3 | -0,4 | -0,6 | -0,7 | -0,8 | ||
| Республика Бурятия | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 13,2 | 13,8 | 14,1 | 13,7 | 13,5 | 13,5 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 9,4 | 11,5 | 13,6 | 14,3 | 15,0 | 17,2 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 3,8 | 2,3 | 0,5 | -0,6 | -1,5 | -3,7 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,0 | 2,9 | 2,6 | 2,5 | 2,5 | 2,2 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,2 | 2,4 | 2,5 | 2,6 | 2,7 | 2,9 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,9 | 0,5 | 0,1 | -0,1 | -0,3 | -0,6 | ||
| Республика Хакасия | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 7,0 | 7,4 | 8,2 | 6,2 | 5,9 | 5,3 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 4,9 | 5,4 | 5,8 | 6,0 | 6,2 | 6,5 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 2,1 | 2,0 | 2,4 | 0,2 | -0,3 | -1,2 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,4 | 2,5 | 2,7 | 2,0 | 1,9 | 1,7 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,0 | 2,0 | 2,1 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,7 | 0,7 | 0,8 | 0,1 | -0,1 | -0,4 | ||
| Томская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Амурская область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Приморский край | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 28,0 | 30,3 | 31,2 | 31,5 | 31,8 | 31,8 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 19,6 | 23,5 | 26,0 | 27,8 | 29,0 | 30,2 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 8,4 | 6,8 | 5,2 | 3,7 | 2,8 | 1,6 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,7 | 2,7 | 2,6 | 2,6 | 2,6 | 2,6 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,9 | 2,1 | 2,2 | 2,3 | 2,4 | 2,5 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,8 | 0,6 | 0,4 | 0,3 | 0,2 | 0,1 | ||
| Республика Саха (Якутия) | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 21,3 | 20,6 | 19,6 | 19,8 | 20,3 | 20,2 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 16,5 | 18,1 | 19,7 | 21,8 | 23,4 | 24,2 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 4,8 | 2,5 | -0,1 | -2 | -3,1 | -4 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,34 | 3,21 | 2,99 | 2,89 | 2,89 | 2,87 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 2,6 | 2,83 | 3,01 | 3,18 | 3,32 | 3,44 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,8 | 0,4 | -0,02 | -0,3 | -0,4 | -0,6 | ||
| Хабаровский край | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 11,4 | 12,3 | 12,8 | 13,1 | 13,6 | 13,8 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 10,0 | 11,3 | 12,1 | 12,6 | 13,0 | 13,5 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 1,4 | 1,0 | 0,7 | 0,5 | 0,6 | 0,3 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,9 | 2,0 | 2,1 | 2,1 | 2,2 | 2,2 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 1,7 | 1,9 | 2,0 | 2,0 | 2,1 | 2,2 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,2 | 0,2 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | ||
| Еврейская автономная область <3> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Чукотский автономный округ <3>, <5> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Сахалинская область <6> | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 17,8 | 19,2 | 21,5 | 21,6 | 23,7 | 23,4 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 9,1 | 11 | 12,1 | 12,8 | 13,3 | 13,8 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 8,7 | 8,2 | 9,4 | 8,8 | 10,4 | 9,6 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 7,5 | 7,3 | 7,8 | 7,7 | 8,4 | 8,3 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 3,8 | 4,2 | 4,4 | 4,6 | 4,7 | 4,9 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 3,7 | 3,1 | 3,4 | 3,1 | 3,7 | 3,4 | ||
| Магаданская область <3>, <7> | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Таймырский Долгано-Ненецкий муниципальный район, Туруханский район и городской округ г. Норильск Красноярского края <8> | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 6,6 | 6,3 | 5,8 | 5,6 | 5,4 | 5,3 | достаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 6,3 | 7,0 | 7,5 | 8,0 | 8,4 | 8,8 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,3 | -0,7 | -1,7 | -2,4 | -2,9 | -3,5 | ||
| Необходимый средний тариф на услуги по передаче электрической энергии <4> | руб./кВт·ч | 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,7 | ||
| Прогнозный средний тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 0,9 | 1,0 | 1,1 | 1,1 | 1,2 | 1,2 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 0,1 | -0,1 | -0,2 | -0,3 | -0,4 | -0,5 | ||
| Камчатский край <3>, <9> | Необходимая валовая выручка (НВВ) | млрд руб. | 9,0 | 9,6 | 11,8 | 13,0 | 13,6 | 14,1 | недостаточность |
| Прогнозная валовая выручка (ПВВ) | млрд руб. | 8,3 | 9,4 | 10,0 | 10,4 | 10,8 | 11,2 | ||
| Сравнение необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ — ПВВ) | млрд руб. | 0,7 | 0,2 | 1,8 | 2,6 | 2,8 | 2,9 | ||
| Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 16,9 | 17,2 | 21,0 | 22,9 | 24,1 | 24,8 | ||
| Прогнозный средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии | руб./кВт·ч | 15,5 | 16,9 | 17,8 | 18,4 | 19,1 | 19,7 | ||
| Сравнение необходимого и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа на услуги по передаче электрической энергии (необходимый тариф — прогнозный тариф) | руб./кВт·ч | 1,4 | 0,3 | 3,2 | 4,5 | 5,0 | 5,1 |
1 <1> Оценка тарифных последствий выполнялась для совокупности субъектов:
- Краснодарский край и Республика Адыгея;
- Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Ямало-Ненецкий автономный округ и Курганская область;
- Республика Калмыкия и Ростовская область;
- Республика Тыва и Иркутская область.
2 <2> Оценка разности необходимой валовой выручки сетевых организаций для реализации технических решений схемы и программы и прогнозной валовой выручки при существующих механизмах тарифного регулирования. В случае превышения необходимой валовой выручки над прогнозной в период более двух лет определяется недостаточность существующих тарифных условий для реализации планируемого состава технических решений.
3 <3> Оценка тарифных последствий для субъекта Российской Федерации не проводится, в случаях если технические решения схемы и программы реализуются в магистральной сети и (или) технические решения включены в полном объеме в утвержденные инвестиционные программы территориальных сетевых организаций, и (или) технические решения предусматриваются на объектах не территориальных сетевых организаций.
4 <4> На территории Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края не устанавливаются единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии. Средний тариф на услуги по передаче электрической энергии соответствует составляющей на услуги по передаче цены (тарифа) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках электрической энергии.
5 <5> Технологически изолированная электроэнергетическая система Чукотского автономного округа включает Чаун-Билибинский энергорайон и Анадырский энергорайон. В соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 № 937 (далее — ПТФ ЭЭС):
- к Чаун-Билибинскому энергорайону технологически изолированной электроэнергетической системы Чукотского автономного округа относится совокупность расположенных на территориях Билибинского и Чаунского районов Чукотского автономного округа Билибинской АЭС, Чаунской ТЭЦ, плавучей атомной теплоэлектростанции «Академик Ломоносов» и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенных на территории Нижнеколымского района Республики Саха (Якутия) линии электропередачи классом напряжения 110 кВ Встречный — Черский и иных технологически связанных с указанной линией электропередачи объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства;
- к Анадырскому энергорайону технологически изолированной электроэнергетической системы Чукотского автономного округа относится совокупность расположенных на территории Анадырского района Чукотского автономного округа Анадырской ТЭЦ, Газомоторной ТЭЦ, Анадырской ВЭС и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
6 <6> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Сахалинской области относится совокупность расположенных на территориях г. Южно-Сахалинска, Углегорского, Ногликского и Холмского районов Сахалинской области Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, Сахалинской ГРЭС, Томаринской ТЭЦ, Ногликской ГЭС, Холмской ТЭЦ и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
7 <7> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Магаданской области относится совокупность расположенных на территориях г. Магадана, Среднеканского, Сусуманского и Ягодинского районов Магаданской области Магаданской ТЭЦ, Усть-Среднеканской ГЭС, Аркагалинской ГРЭС, Колымской ГЭС и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенной на территории Оймяконского улуса Республики Саха (Якутия) линии электропередачи, входящей в транзит 110 кВ Аркагалинская ГРЭС — Нера Новая, и иных технологически связанных с указанной линией электропередачи объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства.
8 <8> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края относится совокупность расположенных на территориях Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края Норильской ТЭЦ-1, Норильской ТЭЦ-2, Норильской ТЭЦ-3, Усть-Хантайской ГЭС, Курейской ГЭС и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.
9 <9> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Камчатского края относится совокупность расположенных на территории Елизовского и Усть-Большерецкого районов Камчатского края Камчатской ТЭЦ-1, Камчатской ТЭЦ-2, Верхне-Мутновской ГеоЭС, Мутновской ГеоЭС-1, Толмачевской ГЭС-1, Толмачевской ГЭС-2, Толмачевской ГЭС-3 и иных, работающих совместно с ними, объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.