Законодательство

Распоряжение Правительства Российской Федерации от 22.02.2008 № 215-р

Вид документа: Распоряжение
Дата принятия: 22 февраля 2008 г.
Опубликовано: Собрание законодательства Российской Федерации от 17.03.2008, № № 11 от 17 марта 2008 г. (Части I-II)
Источник: Оригинал на pravo.gov.ru

2. Минпромэнерго России совместно с Минэкономразвития России и Росатомом осуществлять мониторинг реализации Генеральной схемы и представлять ежегодно, в I квартале, в Правительство Российской Федерации соответствующий доклад.

3. Минпромэнерго России совместно с Минэкономразвития России, Росатомом, другими заинтересованными федеральными органами исполнительной власти и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом" сформировать в 3-месячный срок постоянно действующую рабочую группу по осуществлению мониторинга реализации Генеральной схемы и утвердить регламент ее работы, предусмотрев в нем порядок рассмотрения предложений по уточнению и корректировке Генеральной схемы.

4. Минпромэнерго России утвердить в 3-месячный срок порядок формирования и обеспечения функционирования государственной системы долгосрочного прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность на оптовом и розничных рынках, в том числе порядок формирования прогноза топливного баланса электроэнергетики.

5. Минпромэнерго России совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом" представить в 3-месячный срок в Правительство Российской Федерации в установленном порядке план мероприятий по стимулированию привлечения инвестиций в электроэнергетику Российской Федерации.

Председатель Правительства Российской Федерации В.Зубков __________________________

ОДОБРЕНА распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. N 215-р

ГЕНЕРАЛЬНАЯ СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ДО 2020 ГОДА

I. Цели и приоритеты Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Электроэнергетика - базовая отрасль экономики России, обеспечивающая потребности экономики и населения страны в электрической и тепловой энергии, во многом определяющая устойчивое развитие всех отраслей экономики страны. Эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли, установление приоритетов и параметров ее развития создадут необходимые предпосылки для роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Процесс опережающего развития электроэнергетической отрасли является необходимым фактором успешного экономического развития России. Энергетической стратегией России на период до 2020 года определены следующие основные целевые ориентиры долгосрочной политики государства в электроэнергетике: надежное снабжение экономики и населения страны электрической и тепловой энергией; сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте; повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе современных технологий; снижение вредного воздействия на окружающую среду. Увеличение темпов развития экономики привело к существенному росту спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы внутри страны. В настоящее время при большом различии темпов роста спроса на электрическую и тепловую энергию в регионах в условиях рыночных реформ, увеличивающих число независимых производителей электрической энергии, необходимо обеспечить максимально эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли. Учитывая длительность реализации инвестиционных проектов в электроэнергетике, динамично развивающийся спрос на электрическую и тепловую энергию, необходимо конкретизировать приоритеты и параметры развития электроэнергетической отрасли с учетом оптимального использования топливно-энергетических ресурсов и передовых технологий, обосновав на долгосрочный период рациональную, экономически эффективную структуру размещения объектов электроэнергетики. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (далее - Генеральная схема) - это сбалансированный план размещения электростанций и электросетевых объектов на указанный период на основе оценки прогнозов электропотребления страны и ее регионов, конкретизирующий цели, задачи и основные мероприятия по развитию отрасли. Целью Генеральной схемы является обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и полноценного удовлетворения потребностей экономики страны в электрической и тепловой энергии. Главной задачей Генеральной схемы является формирование на основе существующего потенциала и установленных приоритетов развития отрасли надежной, экономически эффективной и оптимально использующей топливные ресурсы страны рациональной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов и создание условий для предотвращения наиболее эффективным способом прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности. Приоритетами Генеральной схемы в рамках установленных ориентиров долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики являются: опережающее развитие электроэнергетической отрасли, создание в ней экономически обоснованной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов для надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией; оптимизация топливного баланса электроэнергетики за счет максимально возможного использования потенциала развития атомных, гидравлических, а также использующих уголь тепловых электростанций и уменьшения в топливном балансе отрасли использования газа; создание сетевой инфраструктуры, развивающейся опережающими темпами по сравнению с развитием электростанций и обеспечивающей полноценное участие энергокомпаний и потребителей в функционировании рынка электрической энергии и мощности, усиление межсистемных связей, гарантирующих надежность взаимных поставок электрической энергии и мощности между регионами России, а также возможность экспорта электрической энергии; минимизация удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии путем внедрения современного высокоэкономичного оборудования, работающего на твердом и газообразном топливе; снижение техногенного воздействия электростанций на окружающую среду путем эффективного использования топливно-энергетических ресурсов, оптимизации производственной структуры отрасли, технологического перевооружения и вывода из эксплуатации устаревшего оборудования, увеличения объема природоохранных мероприятий на электростанциях, реализации программ по развитию и использованию возобновляемых источников энергии. В Генеральной схеме пообъектно представлены электростанции только общесистемного (федерального) уровня - все атомные электростанции, тепловые электростанции установленной мощностью 500 МВт и выше, гидроэлектростанции установленной мощностью 300 МВт и выше, электрические сети напряжением 330 кВ и выше, а также электрические сети напряжением 220 кВ, предназначенные для выдачи мощности новых электростанций, межсистемные и межгосударственные линии электропередачи. Генеральная схема будет ориентировать компании разных форм собственности, федеральные органы исполнительной власти и органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации на создание таких условий, которые обеспечивали бы рациональное использование всех энергетических ресурсов в масштабах страны.

II. Современное состояние электроэнергетики

Электроэнергетическая отрасль России - это развивающийся в масштабах всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологическим циклом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением. Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила 210,8 млн. кВт, из них мощность тепловых электростанций составляет 142,4 млн. кВт (68 процентов суммарной установленной мощности), гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций - 44,9 млн. кВт (21 процент суммарной установленной мощности) и атомных электростанций - 23,5 млн. кВт (11 процентов суммарной установленной мощности). Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России составляет 82,1 млн. кВт, или 39 процентов установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях - 57,4 млн. кВт, или 40 процентов их установленной мощности, а на гидравлических - 24,7 млн. кВт, или более 50 процентов их установленной мощности. Введено в эксплуатацию с 1990 по 2007 год преимущественно на тепловых электростанциях 24,6 млн. кВт новых мощностей. К 2020 году уже 57 процентов мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс. К этому периоду с учетом работ по техническому перевооружению предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 51,7 млн. кВт установленной в настоящее время мощности, в том числе на тепловых электростанциях - 47,7 млн. кВт и на атомных - 4 млн. кВт. В топливном балансе электростанций доминирует газ. Удельный вес газа в период с 2001 по 2006 год в топливном балансе отрасли увеличился с 65,9 процента до 68,1 процента, а доля угля снизилась с 26,7 процента до 25,3 процента. Электрические сети России делятся на системообразующие (магистральные) сети, обеспечивающие целостность функционирования Единой энергетической системы России, и распределительные сети, с помощью которых осуществляется электроснабжение потребителей. Высоковольтная сеть в европейской части Единой энергетической системы России в основном сформирована на основе линий электропередачи напряжением 330-750 кВ, в то время как в остальной части Единой энергетической системы России одновременно с развитием сетей напряжением 500 кВ промышленно осваивались сети напряжением 1150 кВ. Протяженность электрических сетей напряжением 110-1150 кВ всех объединенных энергетических систем по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила (в одноцепном исчислении) более 442,2 тыс. км. Суммарная установленная мощность трансформаторов разных классов напряжения на понизительных подстанциях по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила около 696,9 млн. кВА. Износ основных фондов электросетевого хозяйства в настоящее время составляет в среднем 40,5 процента, в том числе оборудования подстанций - 63,4 процента.

III. Прогноз спроса на электрическую энергию

На протяжении последних 8 лет Россия демонстрирует устойчивую положительную динамику роста электропотребления. Электропотребление в стране с 1991 по 1998 год сократилось почти на 25 процентов, появились значительные резервы мощности в Единой энергетической системе России, ощутимо снизилась загрузка действующих электростанций. В 1998 году период падения спроса на электрическую энергию закончился и начался рост, при котором уровень электропотребления в 2006 году составил 980 млрд. кВт х ч, что на 9 процентов ниже максимума, зафиксированного в 1990 году (1074 млрд. кВт х ч). Общая тенденция роста спроса на электроэнергию прослеживается по всей стране, при этом важной особенностью такого роста является его неравномерность как в региональном, так и в отраслевом отношении. В ряде случаев это уже привело к дефициту генерирующих мощностей в условиях пика электропотребления в зимний период (Московская, Ленинградская и Тюменская энергосистемы). Для разработки Генеральной схемы принят прогноз, предусматривающий рост электропотребления в России к 2015 году до уровня 1426 млрд. кВт х ч (базовый вариант) с возможным вариантом увеличения электропотребления в этот период до 1600 млрд. кВт х ч (максимальный вариант). Прогноз электропотребления по России и ее регионам для базового и максимального вариантов представлен в приложении N 1. Базовый вариант электропотребления характеризуется относительно устойчивой территориальной структурой на рассматриваемый период. Прогнозируется увеличение доли регионов Северо-Запада, Центра и Дальнего Востока в общем энергопотреблении по России (суммарная доля рассматриваемых регионов может увеличиться с 36,8 процента в 2006 году до 39,9 процента в 2020 году), стабилизация доли региона Урала на уровне 24,6 - 24,7 процента и уменьшение доли регионов Средней Волги, Юга и Сибири (с 36,4 процента до 34 процентов). Опережающее развитие субъектов Российской Федерации, входящих в регионы Северо-Запада и Центра, связано с наличием здесь мощного производственного и научно-технического потенциала. На территории этих регионов ожидается расширение многочисленных действующих и строительство новых, в том числе электроемких, промышленных производств (металлургического завода в Калужской области, крупного металлургического комплекса на базе Михайловского ГОКа в Курской области, предприятий по производству целлюлозы в Ленинградской области, а также в Республике Коми и нефтеперерабатывающих заводов в Ленинградской области и на Кольском полуострове). Предполагается осуществление крупных инвестиционных проектов по развитию транспортной инфраструктуры. Существенными факторами, способствующими росту электропотребления в рассматриваемых субъектах Российской Федерации, будет динамичное развитие новых направлений сферы услуг (строительство торгово-досуговых центров, бизнес-центров и т. д.) и крупномасштабное жилищное строительство. Прогнозируемое электропотребление региона Урала определяется значительным ростом спроса на электрическую энергию на территории Тюменской энергосистемы, на долю которой приходится половина общего прироста электропотребления региона к 2020 году, что связано с увеличением добычи нефти и природного газа (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция остается ведущей нефтяной базой России), повышением электроемкости нефтедобычи и развитием транспортной инфраструктуры. В Тюменской области прогнозируется рост численности населения. В связи с этим ожидается значительный рост потребности в электрической энергии для нужд домашнего хозяйства и сферы услуг. На формирование перспективных показателей спроса на электрическую энергию по региону Урала заметное влияние окажет также реализация крупных инвестиционных проектов по расширению, модернизации и развитию металлургических производств прежде всего в Свердловской и Челябинской областях. В регионе Дальнего Востока ожидается увеличение электропотребления за весь рассматриваемый период в 1,9 раза, при этом доля региона в суммарном электропотреблении увеличится незначительно. В рассматриваемой перспективе основной спрос на электрическую энергию в регионе Сибири будет формироваться за счет промышленного производства (более 55 процентов абсолютного прироста общего электропотребления, прогнозируемого к 2020 году). На территории Сибири планируется ввод новых крупных электроемких предприятий - Богучанского и Тайшетского алюминиевых заводов, газохимического комплекса на базе Ковыктинского газоконденсатного месторождения, электрометаллургического завода в Новосибирской области, нескольких целлюлозно-бумажных комбинатов. Прогнозируемые темпы роста потребности в электрической энергии в Поволжье ниже, чем по России в целом, что в значительной степени определяется особенностями структуры промышленного производства на ее территории, характеризующейся преобладанием обрабатывающих производств, в том числе производства машиностроительной продукции. Ожидаемый спрос на электрическую энергию в Южном федеральном округе находится в зависимости от расширения промышленного производства, в том числе за счет строительства новых металлургических предприятий, а также развития объектов инфраструктуры, включая строительство новых и реконструкцию действующих курортно-оздоровительных, гостиничных и рекреационных комплексов. Максимальный вариант потребления электрической энергии характеризуется более значительными территориальными изменениями. В течение всего прогнозного периода при максимальном варианте по сравнению с базовым вариантом происходит увеличение доли регионов Сибири и Дальнего Востока в общем электропотреблении страны за счет интенсивного роста электропотребления, связанного с предполагаемым опережающим развитием экономики соответствующих территорий. Наличие больших запасов природных ресурсов (руд цветных металлов, нерудных материалов, ресурсов леса и углеводородов) станет базой для расширения производства продукции на электроемких предприятиях. Предстоящее развитие предполагает осуществление таких крупнейших инвестиционных проектов, как проект освоения месторождений нефти на континентальном шельфе в Баренцевом море, включая строительство экспортного нефтепровода Харьяга - Индига и нефтеналивного терминала, проект комплексного развития Нижнего Приангарья, Северо-Красноярский проект (на базе освоения и разработки Ванкорского и Северо-Ванкорского месторождений нефти), проект строительства нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан, обеспечивающего разработку Верхнечонского и Талаканского нефтегазоконденсатных месторождений, Удоканский проект на базе крупнейшего в России месторождения меди, проект строительства алюминиевого завода на Дальнем Востоке. Развитие субъектов Российской Федерации, входящих в регионы Центра и Юга, связано с ожидаемым стабильным ростом спроса на электрическую энергию, обеспечиваемым устойчивым развитием экономики. Формирование крупных городских агломераций на основе современных городов-миллионников, а также развитие промышленного и сельскохозяйственного производства приведут к стабилизации доли этих регионов в общероссийском объеме электропотребления.

IV. Прогноз экспорта - импорта электрической энергии и мощности

Межгосударственное сотрудничество, освоение новых энергетических рынков, повышение надежности и экономичности обеспечения потребителей электрической энергией на основе использования экономических, технических и технологических преимуществ, связанных с параллельной работой электроэнергетических систем, являются важнейшими направлениями внешней политики России в сфере электроэнергетики. Суммарный экспорт электрической энергии из России (сальдо без учета приграничной торговли) в 2004 году составлял 6 млрд. кВт х ч, в 2005 году - 11,2 млрд. кВт х ч, в 2006 году - 14,1 млрд. кВт х ч. В Генеральной схеме предусмотрены следующие мероприятия по реализации экспортно-импортной политики России в сфере электроэнергетики: дальнейшее увеличение экспорта электрической энергии в Финляндию в период 2016-2020 годов при сооружении на площадке подстанции Княжегубская напряжением 330 кВ вставки постоянного тока (ВПТ) мощностью 500 МВт и линии электропередачи от вставки постоянного тока до Пирттикоски (Финляндия) напряжением 400 кВ и протяженностью 175 км до государственной границы. Это обеспечит возможность передачи электрической энергии и мощности в Финляндию в объеме 3 млрд. кВт х ч и 500 МВт, а также обмена электрической энергией и мощностью между Кольской энергосистемой и энергосистемой Финляндии, что повысит надежность работы протяженного транзита Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго. После 2020 года может рассматриваться перспектива установки второй вставки постоянного тока мощностью 500 МВт, подвески второй цепи на линии электропередачи напряжением 400 кВ. При этом возможность передачи мощности в энергосистему Финляндии возрастет до 1 ГВт, а передачи электрической энергии - до 6 млрд. кВт х ч; поставка электрической энергии и мощности в Калининградскую энергосистему из энергосистемы Литвы в период 2007-2009 годов до вывода из работы второго энергоблока Игналинской АЭС в размере от 1,9 до 0,6 млрд. кВт х ч и 600 МВт. С 2010 года до ввода второго блока на Калининградской ТЭЦ-2 ликвидация дефицита электрической мощности Калининградской энергосистемы будет осуществляться за счет поставок мощности в размере 200 МВт из Единой энергетической системы России через электрические сети энергосистем Белоруссии и стран Балтии, а также за счет ввода в действие в Калининградской энергосистеме мощностей тепловых электростанций, использующих твердое топливо. В условиях возможного объединения энергосистем Литвы и Польши для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Калининградской энергосистемы предусмотрено сооружение двухцепной линии электропередачи Калининградская энергосистема - энергосистема Польши напряжением 400 кВ, которая позволит осуществлять обмен электрической энергией между ними, а также передавать ее избытки в европейские страны; импорт электрической энергии из Казахстана и Украины в связи с прогнозируемым увеличением спроса на электрическую энергию в России и невозможностью в период до 2010 года быстрого развертывания энергетического строительства из-за его большой капиталоемкости. После 2010 года с учетом намечаемых вводов генерирующих мощностей импорт электрической энергии из этих стран практически прекращается; широкомасштабный экспорт электрической энергии и мощности в Китай. Это будет являться стимулом для интенсивного развития энергетики Дальнего Востока, сооружения в данном регионе генерирующих источников на местном топливе и усиления межгосударственных электрических связей и внутренней сети Единой энергетической системы России. Кроме того, увеличение поставок электрической энергии и мощности в Китай стимулирует экономическое развитие регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Ожидается, что реализация проекта экспорта электрической энергии в Китай внесет ощутимый вклад в валовый региональный продукт этих регионов за счет строительства новых энергообъектов и значительного увеличения экспорта (налоговые и прочие поступления в бюджеты). Это будет способствовать сокращению миграции населения в другие регионы, ускорит модернизацию стареющей инфраструктуры, даст дополнительный импульс развитию смежных отраслей промышленности. Экспорт электрической энергии и мощности в Китай из энергозоны Востока будет осуществляться от существующих на юге Дальнего Востока электростанций начиная с 2008 года в объеме 0,75 ГВт и 4,5 млрд. кВт х ч и уже к 2012 году достигнет 3,75 ГВт и 22,5 млрд. кВт х ч при вводе в действие в Хабаровской энергосистеме новой Ургальской ТЭС (4х900 МВт). Рассматривается также возможность широкомасштабного экспорта электрической энергии и мощности в Китай из Сибири. В качестве экспортно ориентированных генерирующих источников в Сибири принимается ввод энергоблоков на новой Харанорской ТЭС (3 х 800 МВт), Татауровской ТЭС (2 х 600 МВт) и Олонь-Шибирской ТЭС (4 х 900 МВт). Начало широкомасштабного экспорта электрической энергии и мощности из Сибири предусматривается в 2015 году в объеме 6 ГВт и 36 млрд. кВт х ч.

V. Развитие генерирующих мощностей электроэнергетики

Основным целевым ориентиром развития генерирующих мощностей электроэнергетики на период до 2020 года является создание рациональной, всесторонне обоснованной структуры мощностей в целях надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией. В Генеральной схеме основой формирования рациональной структуры генерирующих мощностей являются следующие основные принципы: развитие генерирующих мощностей, обеспечивающих надежное (при соблюдении установленных технологических параметров и стандартных показателей качества электрической энергии) функционирование электроэнергетики; предельно возможное развитие доли не использующих органическое топливо источников электрической энергии - атомных и гидравлических электростанций; сокращение доли мощности всех тепловых электростанций, использующих органическое топливо, сопровождающееся увеличением доли мощности тепловых электростанций, использующих твердое топливо, при интенсивном снижении доли мощности тепловых электростанций, использующих газообразное и жидкое топливо; прогнозируемый рост мощности теплоэлектроцентралей до 2020 года, осуществляемый преимущественно за счет увеличения мощности наиболее прогрессивных типов электростанций (парогазовых и газотурбинных), использующих газ. Использование газа как экологически наиболее чистого вида топлива предусмотрено в первую очередь для обеспечения растущей потребности в тепловой энергии, а также в целях развития теплофикации не только в европейской части Единой энергетической системы России, но и в газифицированных районах ее восточной части; ориентирование практически всего прогнозируемого роста мощности конденсационных электростанций в период 2013-2020 годов на развитие конденсационных электростанций, использующих уголь. Использование газа для увеличения их мощности предлагается лишь на ближайшие 5 лет, когда на фоне ускоренного роста электропотребления добиться соответствующего нарастания ввода генерирующих мощностей можно только за счет развития наиболее быстро сооружаемых типов электростанций, а также замены устаревшего оборудования на прогрессивное на действующих конденсационных электростанциях, использующих газ. Приоритетами территориального развития генерирующих мощностей являются: в европейской части России - максимальное развитие атомных и гидроаккумулирующих электростанций, техническое перевооружение электростанций, использующих газомазутное топливо; в Сибири - развитие гидроэлектростанций и тепловых электростанций, использующих уголь; на Дальнем Востоке - развитие гидроэлектростанций, тепловых электростанций, использующих уголь, а также газ (для теплоэлектроцентралей в крупных городах), с учетом перспектив разработки газовых месторождений о. Сахалина. Генеральная схема ориентирована на использование наиболее прогрессивного оборудования для развития тепловых и гидравлических электростанций. Так, оборудование, устанавливаемое при техническом перевооружении и строительстве новых тепловых электростанций, должно обеспечивать повышение надежности и эффективности использования топлива, а также улучшение экологических показателей. При использовании газа на тепловых электростанциях как при техническом перевооружении, так и при новом строительстве должны применяться исключительно парогазовые и газотурбинные технологии с постепенным повышением коэффициента полезного действия - от 50 процентов в настоящее время до 55-60 процентов после 2010 года. Для конденсационных электростанций, использующих уголь, рекомендована установка модернизированных блоков (температура пара - 565°С и коэффициент полезного действия - до 41 процента), а после 2010 года в европейской части России - энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара (давление пара 30-32 МПа, температура пара 600-620°С, коэффициент полезного действия - до 44-46 процентов). На теплоэлектроцентралях, использующих уголь, также предполагается установка модернизированного оборудования, а при низкокачественном топливе - оснащение котлоагрегатами с циркулирующим кипящим слоем (коэффициент полезного действия - 39-41 процент). Для гидроэнергетического оборудования должна применяться современная система антикоррозийной защиты с длительным сроком эксплуатации, укомплектованная усовершенствованными автоматизированными системами управления и автоматизированными системами управления технологическими процессами, системами диагностики и контроля безопасности сооружений. На атомных электростанциях предусмотрено использование новых типовых серийных энергоблоков с реакторной установкой типа ВВЭР-1000 электрической мощностью 1150 МВт. Кроме этих блоков в период до 2020 года предусматривается возможность сооружения энергоблоков единичной мощностью 300 МВт, а также плавучих атомных электростанций мощностью 70 МВт. В период до 2015 года предусмотрено увеличение мощности на действующем оборудовании атомных электростанций за счет мероприятий по модернизации, обеспечивающих прирост мощности действующих атомных блоков на 1,5 млн. кВт. При разработке балансов электрической энергии и мощности в Генеральной схеме учитывались все электростанции независимо от величины их мощности. Для принятого базового варианта спроса на электрическую энергию потребность в установленной мощности электростанций (зона централизованного электроснабжения) определена в объеме 245,5 млн. кВт в 2010 году, 297,5 млн. кВт - в 2015 году и 347,4 млн. кВт - в 2020 году. В максимальном варианте уровень потребности в установленной мощности оценивается в 256,2 млн. кВт в 2010 году, 326,2 млн. кВт - в 2015 году и 397,7 млн. кВт - в 2020 году. Величина перспективной потребности в установленной мощности электростанций учитывает прогнозируемый максимум нагрузки, сальдо экспорта (импорта) мощности, нормативный расчетный резерв мощности, величину ограничений установленной мощности электростанций и величину неиспользуемой мощности гидроэлектростанций в период прохождения максимума нагрузки. Прогнозируемая потребность в установленной мощности электростанций обеспечивается за счет следующих групп генерирующих источников: остающаяся в эксплуатации мощность действующих электростанций всех типов; прогнозируемая на период до 2020 года новая (включая обновляемую) мощность теплоэлектроцентралей; новая (включая обновляемую) мощность электростанций общесистемного значения - атомные электростанции, гидроэлектростанции и конденсационные электростанции, использующие газ и уголь. В соответствии с полученными выводами об эффективности продления сроков эксплуатации части устаревшего оборудования или его замены новым прогнозируется уменьшение суммарной мощности всех типов действующих электростанций страны (в сравнении с уровнем 2006 года) на 49,5 млн. кВт. Изменение мощности действующих электростанций (зона централизованного электроснабжения) приведено в приложении N 2. Исходя из прогноза общей потребности страны и ее регионов в тепловой энергии, при подготовке Генеральной схемы сформирован баланс тепловой энергии, оценена прогнозируемая динамика ее суммарного производства на тепловых электростанциях и соответствующая ей прогнозируемая динамика изменения мощности теплоэлектроцентралей по стране и европейской части Единой энергетической системы России. Прогнозируемый достаточно интенсивный рост доли отпуска тепловой энергии от тепловых электростанций (в целом по стране от 44 процентов в 2006-2010 годах до 51,5 процента в 2020 году) базируется на эффективности теплофикации в условиях серьезного изменения как собственных технико-экономических показателей теплоэлектроцентралей (особенно с прогрессивными парогазовыми и газотурбинными технологиями), так и стоимостных показателей использования разных видов топлива. Это обусловлено расположением теплоэлектроцентралей в городах и крупных населенных пунктах и связанными с этим требованиями к экологическим показателям оборудования, ограничениями в отношении площади отчуждаемых земель и водных ресурсов. Задачи обоснования размещения, мощности и типов оборудования для конкретных теплоэлектроцентралей должны быть решены на основе разработки территориальных схем развития субъектов Российской Федерации и схем теплоснабжения городов. В европейской части Единой энергетической системы России предусматривается преимущественное развитие новых мощностей теплоэлектроцентралей, работающих на газе, использующих прогрессивные технологии (парогазовые и газотурбинные), и лишь частично (в основном в районах вне зоны обслуживания газоснабжающей системы) новые мощности будут вводиться на теплоэлектроцентралях, работающих на угле. Потребность отрасли в новой мощности гидроэлектростанций, атомных электростанций и конденсационных электростанций (зона централизованного электроснабжения) приведена в приложении N 3. Масштабы развития атомных электростанций до 2020 года сформированы исходя из прогнозируемых Федеральным агентством по атомной энергии возможностей энергомашиностроения по ежегодному выпуску для них основного (реакторного) оборудования с типовым энергоблоком мощностью 1150 МВт и возможностей строительного комплекса по параллельному вводу основного оборудования на разных площадках. В Генеральной схеме районы размещения атомных электростанций выбраны исходя из условий: балансовой необходимости увеличения мощности в разных энергозонах; минимизации затрат на сетевое строительство для выдачи мощности атомных электростанций в пределах каждой энергозоны; сравнительной эффективности атомных электростанций и альтернативных электростанций, использующих иные виды энергетических ресурсов, в каждой энергозоне. Прогнозируемый ввод мощности атомных электростанций до 2020 года на территории основных энергозон при базовом варианте составляет 32,3 млн. кВт. Для покрытия потребности в мощности при максимальном варианте электропотребления предусмотрена дополнительная программа развития атомных электростанций, предполагающая максимальное задействование возможностей отечественного атомного энергомашиностроения и предусматривающая в 2015-2020 годах дополнительный ввод 5,8 млн. кВт установленной мощности. Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых атомных электростанций представлен в приложении N 4. В Генеральной схеме масштабы развития гидроэлектростанций в период до 2020 года определены с учетом: балансовой необходимости увеличения маневренной мощности в каждой энергозоне или в соседних с ней энергозонах (по гидроаккумулирующим электростанциям - с дополнительным учетом необходимости увеличения ночной нагрузки энергозоны); сравнительной эффективности в каждой энергозоне гидроэлектростанций и электростанций, использующих другие виды энергоресурсов; целесообразности достройки гидроэлектростанций и максимального использования существующих проектных наработок. Ввод мощностей гидроэлектростанций до 2020 года при базовом варианте предусмотрен в объеме 25,9 млн. кВт. Для покрытия потребности в мощности при максимальном варианте электропотребления предусмотрена дополнительная программа сооружения мощностей гидроэлектростанций в объеме 4,8 млн. кВт. Указанная программа предусматривает максимальное использование возможностей отечественного гидроэнергомашиностроения и гидростроительного комплекса. Перечень модернизируемых и вновь сооружаемых гидроэлектростанций представлен в приложении N 5. Принцип разумной избыточности сетевой инфраструктуры, предусмотренный Генеральной схемой, позволяет не только обеспечить надежное электроснабжение потребителей, но и гарантировать инвестору при строительстве электростанций свободное подключение к сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и минимальные расходы на мероприятия, обеспечивающие выдачу мощности электростанций. Это особенно важно для тепловых электростанций, которые будут сооружаться только за счет средств частного капитала. При максимально возможном развитии атомных и гидравлических электростанций в период до 2020 года (при прогнозируемой потребности во вводе генерирующих мощностей) основная часть вводимой мощности по-прежнему будет обеспечиваться крупными конденсационными электростанциями, использующими газ или уголь. Возможности использования экологически наиболее чистого топлива - газа на конденсационных электростанциях в основном определяются ресурсными ограничениями и конкурентоспособностью с конденсационными электростанциями, использующими уголь. Конкурентоспособность конденсационных электростанций, использующих газ, и альтернативных источников (атомных электростанций и конденсационных электростанций, использующих уголь) в значительной мере определяется ценами на газ. Прогнозируемое уже в ближайшем 5-летии увеличение внутрироссийских цен на газ существенно изменит безусловную предпочтительность парогазовых электростанций по сравнению с альтернативными источниками базисной мощности (атомными электростанциями и конденсационными электростанциями, использующими уголь) в европейской части страны. Развитие тепловых электростанций будет базироваться на следующих принципах: для электростанций, использующих уголь, - вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс агрегатов, имеющих низкие значения параметров (90 атмосфер и ниже), и модернизация остальных агрегатов с последующим продлением срока их эксплуатации (при новом строительстве - приоритет над электростанциями, использующими газ); для электростанций, использующих газ, - вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс конденсационных паросиловых агрегатов независимо от значений параметров и единичной мощности блока, а также вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс теплофикационных агрегатов, имеющих низкие значения параметров (90 атмосфер и ниже). Новое строительство ориентировано преимущественно на ввод в действие теплоэлектроцентралей. Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций представлен в приложении N 6. Сформированная структура генерирующих мощностей обеспечивает энергетическую безопасность каждого региона за счет повышения использования различных видов энергоресурсов и типов электростанций, отличаясь высокой стабильностью при неизбежных в перспективе колебаниях цен на топливо, а также технико-экономических показателей электростанций. Рациональная структура генерирующих мощностей (зона централизованного электроснабжения) приведена в приложении N 7. Прогноз ввода генерирующих мощностей в период до 2020 года приведен в приложении N 8. В период до 2010 года потребность во вводе новой мощности при базовом варианте составляет 34,4 ГВт. При базовом варианте суммарная потребность во вводе генерирующих мощностей в период до 2020 года составит 186,1 млн. кВт, в том числе гидроэлектростанций - 25,9 млн. кВт, атомных электростанций - 32,3 млн. кВт и тепловых электростанций (включая теплоэлектроцентрали) - 127,9 млн. кВт. При максимальном варианте в период до 2020 года дополнительно потребуется ввод 50,3 млн. кВт генерирующих мощностей, в том числе на гидроэлектростанциях - 4,8 млн. кВт, на атомных электростанциях - 5,8 млн. кВт, а ввод остальных 39,7 млн. кВт генерирующих мощностей предусматривается в основном на конденсационных электростанциях, использующих уголь. Прогнозируемая динамика и структура производства электрической энергии (зона централизованного электроснабжения) приведены в приложении N 9. Прогнозируемый быстрый рост производства электрической энергии при сравнительно небольшом приросте мощностей не использующих органическое топливо электростанций (гидравлические и атомные электростанции) в период до 2015 года потребует существенного увеличения доли выработки тепловых электростанций (от 66,6 процента в 2006 году до 69,9 процента в 2015 году). Только в последующем 5-летии (2016-2020 годы) за счет интенсификации развития гидроэнергетики и атомной энергетики возможно некоторое снижение доли выработки электрической энергии на тепловых электростанциях (до 65,5 процента при базовом варианте). В структуре производства тепловых электростанций будет устойчиво расти доля электростанций, использующих уголь. Особенно сильно данная тенденция будет проявляться на конденсационных электростанциях, использующих уголь, доля которых в общем производстве электроэнергии в стране в 2006 году составляла менее 10 процентов, а к 2020 году даже при базовом варианте будет увеличена до 21,5 процента. Доля электростанций, использующих газ, будет неуклонно сокращаться, при этом стремительно возрастет роль современных парогазовых и газотурбинных технологий. Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии на тепловых электростанциях и изменение структуры выработки по типам электростанций определяют их потребность в различных видах органического топлива. Вид топлива для предлагаемых Генеральной схемой тепловых электростанций принят предварительно. Окончательный выбор топлива (газ или уголь) для реконструируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций будет сделан инвесторами при выполнении технико-экономического обоснования конкретного объекта. Потребность электростанций в топливе при базовом варианте приведена в приложении N 10. При базовом варианте суммарная потребность тепловых электростанций в топливе увеличится с 295,1 млн. т у. т. в 2006 году до 427,9 млн. т у. т. в 2020 году, то есть примерно в 1,5 раза. При этом суммарное производство электрической энергии на них за этот период возрастет в 1,8 раза. Несмотря на прогнозируемое увеличение доли электростанций, использующих уголь, в теплоэнергетике может быть достигнуто существенное увеличение коэффициента полезного действия за счет внедрения на электростанциях передовых технологий как при использовании газа, так и при использовании угля. Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электрической энергии при этом снизится от 335,9 г у. т./кВт х ч в 2006 году до 286,1 г у. т./кВт х ч в 2020 году при соответствующем росте коэффициента полезного действия от 36,7 процента до 43,4 процента. Структура потребления топлива на тепловых электростанциях при базовом варианте также существенно трансформируется. Так, устойчиво будет снижаться доля газа (с 68,1 процента в 2006 году до 56,4 процента в 2020 году) и мазута (от 3,6 процента в 2006 году до 1,6 процента в 2020 году) при интенсивном росте доли угля (от 25,3 процента в 2006 году до 39,5 процента в 2020 году). При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 20 процентов, а угля - в 2,3 раза. Это резко повысит требования к развитию производственных мощностей в угольной промышленности, особенно в главных угольных бассейнах - Кузнецком и Канско-Ачинском.

VI. Развитие электрической сети Единой энергетической системы России

Развитие электрических сетей в период до 2020 года будет направлено на обеспечение надежного и устойчивого функционирования Единой энергетической системы России, конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности, а также на обеспечение надежного электроснабжения потребителей и выдачи мощности электростанций. В Генеральной схеме в основу перспективного развития электрической сети Единой энергетической системы России закладываются следующие основные принципы: схема основной электрической сети Единой энергетической системы России должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и обеспечить возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций; схемы выдачи мощности крупных электростанций в нормальных режимах работы энергосистемы должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности электростанции без применения устройств противоаварийной автоматики как в полной схеме сети, так и при отключении любой из отходящей линии на всех этапах сооружения электростанции (принцип "N-1"). Для атомных электростанций указанное условие должно выполняться как в нормальных режимах, так и в ремонтных режимах работы энергосистемы (принцип "N-2"); схема основной электрической сети должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды, главным образом уменьшению площади подлежащих изъятию для нового строительства земельных участков и общей площади охранных зон линий электропередачи, в которых ограничивается хозяйственная деятельность и пребывание людей; управляемость основной электрической сети должна обеспечиваться за счет использования средств принудительного потокораспределения, статических компенсаторов, устройств продольной компенсации, управляемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и других средств; схема и параметры распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электрической энергии при полной схеме сети и при отключении одной линии электропередачи или трансформатора (принцип "N-1" для потребителей). В 2011-2020 годах для вовлечения в топливно-энергетический баланс европейской части страны электрической энергии и мощности тепловых и гидравлических электростанций Сибири рекомендуется сооружение следующих линий электропередачи постоянного тока напряжением +-500 кВ и +-750 кВ: линия электропередачи постоянного тока (+-750 кВ) Сибирь - Урал - Центр пропускной способностью 3000 МВт и протяженностью 3700 км; линия электропередачи постоянного тока (+-750 кВ) Урал - Средняя Волга - Центр пропускной способностью 3000 МВт и протяженностью 1850 км; две линии электропередачи постоянного тока (+-500 кВ) Эвенкийская ГЭС - Тюмень пропускной способностью по 2500 МВт и протяженностью 600 и 800 км; линия электропередачи постоянного тока (+-500 кВ) Сибирь - Тюмень пропускной способностью 2000 МВт и протяженностью 900 км. В Генеральной схеме в период до 2020 года рекомендуется объединение для совместной работы на постоянном токе энергозон Сибири и Дальнего Востока за счет установки на подстанциях Могоча и Хани напряжением 220 кВ вставок постоянного тока мощностью по 500 МВА каждая. Развитие сетей напряжением 750 кВ предусматривается в европейской части Единой энергетической системы России в целях: усиления связей между Северо-Западом и Центром (сооружение линии электропередачи ПС Ленинградская - Ленинградская ГАЭС - ПС Белозерская); выдачи мощности атомных электростанций, сооружаемых в этой зоне. Линии электропередачи напряжением 500 кВ будут использованы для выдачи мощности крупных электростанций и усиления основной сети в энергозонах Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири и Дальнего Востока, а также для развития межсистемных связей. В период до 2020 года усиление межсистемного сечения Северо-Запад - Центр предусматривается за счет сооружения линии электропередачи Вологда - Коноша, усиление межсистемного сечения Урал - Средняя Волга предусматривается за счет сооружения линий электропередачи Газовая - Красноармейская и Помары - Удмуртская, усиление межсистемного сечения Сибирь - Урал предусматривается за счет сооружения двух линий электропередачи Ишим - Восход и Томск - Парабель - Нижневартовская ГРЭС. Предусматривается сооружение второго кольца линий электропередачи напряжением 500 кВ вокруг г. Москвы. Для передачи электрической энергии и мощности Канкунской ГЭС и Нижнетимптонской ГЭС, сооружаемых в энергосистеме Якутии, в Хабаровскую и Приморскую энергосистемы потребуется усиление существующего транзита напряжением 500 кВ вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали. Сеть напряжением 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций в западной части энергозоны Центра, в энергозонах Северо-Запада и Юга. Предусматривается усиление связей между энергозонами Центра и Северо-Запада за счет сооружения линий электропередачи напряжением 330 кВ Новосокольники - Талашкино. Основные тенденции в развитии сетей напряжением 220 кВ будут состоять в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также в Архангельской энергосистеме и энергосистеме Республики Коми сети напряжением 220 кВ будут являться системообразующими. В рассматриваемый период намечается присоединение Центрального энергорайона Якутии к объединенной энергосистеме Востока по двухцепной линии электропередачи напряжением 220 кВ Томмот - Майя. Для обеспечения энергоснабжения магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан намечается сооружение двухцепной линии электропередачи напряжением 220 кВ по направлению Алдан - Ленск - Киренск, которая объединит Западный энергорайон Якутии с Южным энергорайоном и с энергозоной Сибири (Иркутская область). Основным направлением развития сети напряжением 110 кВ будет дальнейшее ее расширение по территории России с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. В Генеральной схеме на основе указанных принципов сформирован перечень электросетевых объектов, обеспечивающих выдачу мощности электростанций общесистемного значения, надежное электроснабжение потребителей и развитие межсистемных связей в период до 2020 года. Перечень электросетевых объектов представлен в приложении N 11. Данный перечень будет уточняться при выполнении конкретных проектов. При этом в базовом варианте для выдачи мощности вновь вводимых и расширяемых электростанций общесистемного значения потребуется сооружение 25,7 тыс. км линий электропередачи, для повышения уровня надежности электроснабжения потребителей - 22,2 тыс. км линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше, для усиления межсистемных и межгосударственных связей - 16,1 тыс. км линий электропередачи.

VII. Оценка потребности в инвестициях и источниках их финансирования

В Генеральной схеме оценка потребности в инвестициях является прогнозной и сформирована с учетом того, что исходные технико-экономические показатели приняты в соответствии с предварительными проектными предложениями. Практически все исходные технико-экономические показатели будут уточнены при проектировании объектов. В качестве источников инвестиций предусмотрены: для генерирующих компаний - собственные средства (амортизация, прибыль на капитальные вложения, накопленная прибыль прошлых лет, средства от возврата налога на добавленную стоимость) и привлеченные средства (кредиты, эмиссия акций, выпуск облигаций); для электросетевых компаний - собственные средства (амортизация, прибыль на капитальные вложения, накопленная прибыль прошлых лет, плата за присоединение, средства, получаемые от возврата налога на добавленную стоимость) и привлеченные средства (кредиты, эмиссия акций). Потребность в средствах федерального бюджета учтена в объеме, соответствующем показателям ресурсного обеспечения мероприятий, реализуемых в настоящее время в рамках федеральных целевых программ. Прогноз потребности в капиталовложениях на развитие электростанций (базовый вариант) на 2006-2020 годы (таблица 1) и сооружение электросетевых объектов (базовый вариант) в период до 2020 года (таблица 2) приведен в приложении N 12. Всего за 2006-2020 годы общая потребность в капиталовложениях на развитие электростанций при базовом варианте составит 11616,3 млрд. рублей (в ценах соответствующих лет). Потребность в капиталовложениях на сооружение электросетевых объектов с 2006 по 2020 год при базовом варианте оценивается в 9078,8 млрд. рублей (в ценах соответствующих лет).

VIII. Снижение техногенного воздействия электростанций на окружающую среду

В целях снижения вредных выбросов электростанций в атмосферу в Генеральной схеме предусмотрено, что на вновь вводимом энергетическом оборудовании объемы мероприятий по охране окружающей среды должны обеспечивать ограничение в соответствии с нормативами удельных выбросов оксидов серы, оксидов азота и твердых частиц (летучей золы), а также предотвращение вредных воздействий на водные объекты. На существующих тепловых электростанциях предусматривается проведение мероприятий по реконструкции и модернизации устаревших и неэффективных золоуловителей и внедрению технологических методов подавления оксидов азота в процессе сжигания топлива. Экологическая безопасность развития электроэнергетики будет обеспечиваться также при: реализации предусмотренной в Генеральной схеме структуры генерирующих мощностей; ограничении в соответствии с нормативами удельных выбросов вредных веществ в атмосферу вновь вводимым в эксплуатацию энергетическим оборудованием; проведении намеченных объектных мероприятий по охране атмосферного воздуха на действующих тепловых электростанциях; развитии электроэнергетики на основе использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.

IX. Энергетика на основе использования возобновляемых источников энергии

При проведении региональной энергетической политики важное значение имеет оптимальное использование ресурсов развития традиционной электроэнергетики (атомных, гидравлических и тепловых электростанций), малой энергетики и возобновляемых источников энергии. В топливно-энергетическом балансе регионов необходимо использовать потенциал местных, нетрадиционных и возобновляемых видов топливно-энергетических ресурсов. Для России такими ресурсами в первую очередь являются торф, геотермальные воды, солнечная и ветровая энергия, энергия малых рек и морских приливов. Стратегическими целями использования возобновляемых источников энергии и местных видов топлива являются: сокращение потребления невозобновляемых топливно-энергетических ресурсов; снижение экологической нагрузки от деятельности топливно-энергетического комплекса; обеспечение энергией децентрализованных потребителей и регионов с дальним и сезонным завозом топлива; снижение расходов на дальнепривозное топливо. Наиболее благоприятные условия для использования энергии приливов существуют в Мезенском заливе Белого моря и на побережье Охотского моря в Тугурском заливе. В период до 2020 года в соответствии с основными направлениями развития энергетики (энергоэффективность, энергосбережение, экологичность) переход к крупным энергообъектам, использующим возобновляемые энергоисточники, возможен путем строительства крупных приливных электростанций (Мезенской ПЭС в Архангельской области и Тугурской ПЭС в Хабаровском крае). Для максимального варианта в период 2016-2020 годов в дополнительной программе ввода мощности на гидроэлектростанциях предусмотрен ввод в эксплуатацию первых агрегатов на указанных приливных электростанциях. Исходя из накопленного опыта и имеющейся методической и информационной базы в области оценки экономически целесообразного ветропотенциала страны, предусматривается увеличение ввода в действие мощностей ветроэлектростанций. Важнейшими необходимыми условиями интенсивного развития российской ветроэнергетики являются подготовка нормативно-правовой базы развития возобновляемой энергетики в целом и ветроэнергетики в частности, а также запуск собственного производства ветроагрегатов. Современные технологии малой гидроэнергетики позволяют генерировать качественную электрическую энергию при минимальных эксплуатационных затратах и незначительной нагрузке на экосистемы. В настоящее время потенциал малых рек России практически не используется, несмотря на то что в некоторых регионах малая гидроэнергетика может быть основой системы энергоснабжения. Как правило, новые малые гидроэлектростанции предполагается строить в отдаленных районах, где существует проблема с завозом органического топлива (в большинстве случаев - дизельного топлива, реже - угля). Основными направлениями развития малой гидроэнергетики на ближайшие годы являются строительство малых гидроэлектростанций при сооружаемых комплексных гидроузлах, модернизация и восстановление ранее существовавших малых гидроэлектростанций, сооружение малых гидроэлектростанций на существующих водохранилищах и малых реках, на имеющихся каналах и трубопроводах подвода и отвода воды, на объектах различного хозяйственного назначения.

X. Механизмы реализации Генеральной схемы

Реализация Генеральной схемы заключается в обеспечении надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и экономики страны электрической и тепловой энергией в соответствии с основными положениями, принципами и механизмами государственной энергетической политики. Реализация Генеральной схемы основана на следующих принципах: создание механизма мониторинга реализации Генеральной схемы, использующего уровни электропотребления в качестве одного из показателей, позволяющего оценивать необходимость осуществления планируемых в рамках Генеральной схемы мероприятий; создание долгосрочной системы прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность, создание региональных систем прогнозирования потребления электрической энергии и мощности; координация развития электроэнергетики и программ социально-экономического развития регионов; формирование порядка разработки и внесения изменений в Генеральную схему; обеспечение эффективного управления государственной собственностью в электроэнергетике при переходе к рыночным механизмам функционирования отрасли; создание целевой модели регулирования электроэнергетики, разработка стандартов взаимодействия субъектов отрасли с государственными органами и инфраструктурными организациями, организация разработки регламентов и стандартов обеспечения надежности в электроэнергетике. В качестве механизмов реализации Генеральной схемы предусматриваются: использование механизмов государственной политики по формированию и реализации инвестиционных программ субъектов естественных монополий в электроэнергетике, в том числе в организациях, доля государства в уставном капитале которых составляет более 50 процентов; разработка системы показателей результативности долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики; определение порядка информационно-аналитического обеспечения долгосрочного прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность, рассматриваемого в качестве одного из важнейших инструментов реализации Генеральной схемы; обеспечение гарантированной возможности присоединения новых генерирующих мощностей к электрическим сетям; использование механизма гарантирования инвестиций для финансирования строительства объектов по производству электрической энергии, необходимых для формирования перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии в условиях прогнозируемого дефицита электрической мощности; формирование информационно-аналитического обеспечения системы мониторинга реализации Генеральной схемы с использованием государственного информационного ресурса. Система мониторинга реализации Генеральной схемы предусматривает непрерывное наблюдение за фактическим положением дел в электроэнергетике и осуществлением долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики, а также получение оперативной информации для своевременного выявления и системного анализа происходящих изменений в целях предупреждения негативных тенденций. По результатам мониторинга в Правительство Российской Федерации ежегодно представляется доклад о ходе реализации Генеральной схемы. Доработка и уточнение Генеральной схемы осуществляются не реже чем 1 раз в 3 года.

___________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 1 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

П Р О Г Н О З электропотребления по России и ее регионам для базового и максимального вариантов

Прогноз электропотребления по России на период до 2020 года

Примечание. В скобках даны среднегодовые приросты по вариантам за период 2007-2020 годов.

Таблица 1

Прогноз электропотребления по энергозонам России на период до 2020 года

(млрд. кВт х ч) ------------------------------------------------------------------- | | | Мак- | Отчетные | Базовый | сима- | данные | вариант | льный Энергозоны | | | вари- | | | ант +--------------+----------------------+------ | 2005 | 2006 | 2010 | 2015 | 2020 | 2020 | год | год | год | год | год | год ------------------------------------------------------------------- Северо-Запад (включая 83,7 87 114,3 141,9 175,5 184 Калининградскую область)

Центр

Поволжье

Юг

Урал

Сибирь

Востокэнерго - всего

ОЭС Востока

изолированные

Итого

Всего (с учетом зоны

Таблица 2

Прогноз электропотребления по федеральным округам на период до 2020 года

(млрд. кВт х ч) ------------------------------------------------------------------- | | | Мак- | Отчетные | Базовый | сима- | данные | вариант | льный | | | вари- | | | ант +--------------+----------------------+------ | 2005 | 2006 | 2010 | 2015 | 2020 | 2020 | год | год | год | год | год | год ------------------------------------------------------------------- Северо-Западный 97,4 101,1 130,5 160,7 196,6 206,2 федеральный округ

Центральный

Приволжский

Южный

Уральский

Сибирский

Дальневосточный

Децентрализованные

___________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 2 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Изменение мощности действующих электростанций (зона централизованного электроснабжения)

(млн. кВт) ------------------------------------------------------------------- | | | | | Изменение | 2006 | 2010 | 2015 | 2020 | мощности | год | год | год | год | за 2006-2020 | | | | | годы ------------------------------------------------------------------- Мощность действующих 210,8 209,4 179,9 161,3 -49,5 электростанций - всего

в том числе:

мощность

мощность атомных

мощность тепловых

в том числе:

теплоэлектроцентралей 77,1

конденсационных

___________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 3 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Потребность отрасли в новой мощности гидроэлектростанций, атомных электростанций и конденсационных электростанций (зона централизованного электроснабжения)

(млн. кВт) ------------------------------------------------------------------- | Базовый вариант |Максимальный вариант -------------------------+--------------------+-------------------- | 2010 | 2015 | 2020 | 2010 | 2015 |2020 | год | год | год | год | год |год -------------------------------------------------------------------

1. Необходимая

2. Мощность действующих

3. Мощность новых

4. Потребность в новой

__________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 4 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых атомных электростанций

Таблица 1

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Северо-Запада

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

Итого по станции - 70 70 70 Кольская энергосистема 2.

- - - 1 ВВЭР 440 459 1 ВВЭР 440 459 1 ВВЭР 440 459

Итого по станции 1760 1833 1833 917 3.

Итого по станции - - - 1200 Ленинградская энергосистема 4.

Итого по станции 4000 4375 4375 2187 5.

Итого по станции - - 3450 4600

Таблица 2

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Центра

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

Итого по станции 1834 1834 1834 1000 2.

Итого по станции - - 2300 2300

Максимальный вариант - - - - - - - - - 2 ВВЭР 2300 (дополнительная 1200 мощность)

Итого по станции - - - 4600 (максимальный вариант)

Курская энергосистема 3.

- - - 1 РБМК 1000 1 РБМК 1000 1 РБМК 1000 1000 1000 1000 Итого по станции 4000 5373 5373 5373

Нижегородская энергосистема 4.

Итого по станции - - - 3450

Максимальный вариант - - - - - - - - - 1 ВВЭР 1150 (дополнительная 1200 мощность)

Итого по станции - - - 4600 (максимальный вариант)

Смоленская энергосистема 5.

Итого по станции 3000 3191 3291 3291 Тверская энергосистема 6.

Итого по станции 3000 3129 4129 4129 7.

Итого по станции - - 1150 4600 Ярославская или Костромская энергосистема 8.

Итого по станции - - - 2300

Максимальный вариант - - - - - - - - - 2 ВВЭР 2300 (дополнительная 1200 мощность)

Итого по станции - - - 4600 (максимальный вариант)

Таблица 3

Атомные электоростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Средней Волги

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

Балаковская АЭС

Итого по станции

Таблица 4

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Юга

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

Ростовская АЭС

- - - - - - 1 ВВЭР 1150 2 ВВЭР 2300 1200 1200

Итого по станции

Таблица 5

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Урала

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

Итого по станции 600 600 1480 1480 Челябинская энергосистема 2.

Итого по станции - - - 4600

Таблица 6

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Сибири

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

Северская АЭС (новая) -

Итого по станции

Таблица 7

Атомные электростанции, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Дальнего Востока

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

Итого по станции - - - 600 Чаун-Билибинский энергоузел 2.

Итого по станции 48 48 48 12 Певекский энергоузел 3.

Итого по станции - - - 70

______________________ Увеличение мощности на действующем оборудовании за счет мероприятий по модернизации. Тип блока будет уточняться. Сооружение блока N 5 осуществляется в случае выделения дополнительных источников финансирования для его строительства и сооружения линий электропередачи для выдачи мощности. Месторасположение указанных станций будет уточнено при разработке технико-экономического обоснования сооружения станций. Блок N 1 действующей Волгодонской АЭС.

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 5 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Перечень модернизируемых и вновь сооружаемых гидроэлектростанций

Таблица 1

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Северо-Запада

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

Ленинградская энергосистема 2.

Таблица 2

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Центра

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

Курская энергосистема 2.

Московская энергосистема 3.

Нижегородская энергосистема 6.

Тверская энергосистема 7.

Ярославская энергосистема 8.

Таблица 3

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Средней Волги

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

Саратовская энергосистема 2.

Татарская энергосистема 3.

Чувашская энергосистема 4.

Таблица 4

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Юга

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

Дагестанская энергосистема 2.

Краснодарская энергосистема 6.

Северокавказская энергосистема 7.

Таблица 5

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Урала

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

Таблица 6

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Сибири

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

Иркутская энергосистема 2.

Красноярская энергосистема 6.

10.

Кузбасская энергосистема 11.

Новосибирская энергосистема 12.

Тывинская энергосистема 13.

Хакасская энергосистема 14.

15.

Таблица 7

Гидроэлектростанции мощностью 300 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Дальнего Востока

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

Магаданская энергосистема 5.

Хабаровская энергосистема 7.

Якутская энергосистема 8.

10.

11.

12.

13.

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 6 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций

Таблица 1

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Северо-Запада

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

Итого по станции 450 900 900 900 Карельская энергосистема 2.

Итого по станции - - - 1980

Максимальный вариант уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 1 К-660-300 660 (дополнительная кузнец- мощность) кий или интин- ский

Итого по станции - - 660 2640 (максимальный вариант)

Кольская энергосистема 3.

Итого по станции - - 540 540 Коми энергосистема 4.

Итого по станции 1060 1060 1060 1060 Ленинградская энергосистема 5.

Итого по станции 2100 2600 1905 1910 6.

Итого по станции 192 192 192 660 7.

Итого по станции 244 630 630 1080 8.

Итого по станции - 450 600 600 9.

Итого по станции 330 460 540 540 10.

Итого по станции 500 500 950 960 11.

Итого по станции 800 1250 1250 1250 12.

Итого по станции 900 900 900 900 13.

Новгородская энергосистема 14.

Итого по станции - - 1320 1320

Максимальный вариант уголь - - - - - - - - - 1 К-660-300 660 (дополнительная кузнец- мощность) кий

Итого по станции - - 1320 1980 (максимальный вариант)

Псковская энергосистема 15.

Итого по станции 430 430 430 1090

Максимальный вариант уголь - - - - - - - - - 2 К-330-240 660 (дополнительная кузнец- мощность) кий

Итого по станции 430 430 430 1750 (максимальный вариант) ______________ Блокстанции.

Таблица 2

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Центра

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

Итого по станции 630 630 960 1290

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 - - - вариант (дополнительная мощность)

Итого по станции 630 630 1290 1290 (максимальный вариант)

Ивановская энергосистема 2.

Итого по станции - 650 650 650 Калужская энергосистема 3.

Итого по станции - - 225 450 Костромская энергосистема 4.

Итого по станции 3600 4480 3620 3200 Липецкая энергосистема 5.

Итого по станции 515 835 835 835 Московская энергосистема 6.

Итого по станции 610,3 610,3 303,3 307 7.

Итого по станции 1580 1910 1940 1970 8.

Итого по станции 1100 1500 1500 1500

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 вариант кузнец- (дополнительная кий мощность)

Итого по станции 1100 1500 1830 1830 (максимальный вариант)

Итого по станции 605 605 885 885 10.

Итого по станции 408 1018 1018 1018 11.

Итого по станции 360 360 630 630 12.

Итого по станции 330 330 670 480 13.

Итого по станции 730 880 1220 1190 14.

Итого по станции 1350 1800 1800 1800 15.

Итого по станции 1300 1340 1362 1362 16.

Итого по станции 1410 1420 1432 1432 17.

Итого по станции 1370 1370 1782 1782 18.

Итого по станции 1410 1850 1862 1862 19.

Итого по станции 160 1510 1522 1522 20.

Итого по станции - - 660 1320

Максимальный уголь - - - - - - 3 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320 вариант кузнец- (дополнительная кий мощность)

Итого по станции - - 1980 2640 (максимальный вариант)

21.

Итого по станции - 200 400 400 Нижегородская энергосистем 22.

Итого по станции 580 580 580 730 23.

Итого по станции 580 580 580 580 24.

Рязанская энергосистема 25.

Итого по станции 2650 2650 2050 2710

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 - - - вариант (дополнительная мощность)

Итого по станции 2650 2650 2710 2710 (максимальный вариант)

26.

Итого по станции 410 602 602 602 Смоленская энергосистема 27.

Итого по станции 630 630 960 960 Тамбовская энергосистема 28.

Итого по станции - - 660 1980 (максимальный вариант)

Тверская энергосистема 29.

Итого по станции 2400 2400 2000 2400

Максимальный газ - - - - - - 1 ПГУ-400 400 - - - вариант (дополнительная мощность)

Итого по станции 2400 2400 2400 2400 (максимальный вариант)

Тульская энергосистема 30.

Итого по станции 1425 1910 1715 1940

Максимальный уголь - - - - - - 3 К-225-130 675 2 К-225-130 450 вариант (дополнительная мощность)

Итого по станции 1425 1910 2390 2390 (максимальный вариант)

Ярославская энергосистема 31.

Итого по станции 210 435 550 550 _____________ Блокстанции. Вид топлива будет уточнен при выполнении проекта.

Таблица 3

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Средней Волги

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

Итого по станции 195 195 195 540 Мордовская энергосистема 2.

Итого по станции - - 1980 2640 (максимальный вариант)

Пензенская энергосистема 3.

Максимальный вариант уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 4 К-660-300 2640 канско- ачинский

Итого по станции - - 1320 2640 (максимальный вариант)

Самарская энергосистема 4.

Итого по станции 470 470 470 650 5.

Итого по станции 710 730 730 730 6.

Итого по станции 1172 1187 1187 1422 Саратовская энергосистема 7.

Итого по станции 465 465 465 610 8.

Итого по станции 440 440 440 640 Татарская энергосистема 9.

Итого по станции 2400 2400 2200 2400 10.

Итого по станции 405 555 555 450 11.

Итого по станции 1180 1180 1060 1050 12.

Итого по станции 850 850 790 845 Чувашская энергосистема 13.

Итого по станции 460 460 620 620 Ульяновская энергосистема 14.

Итого по станции 435 435 435 565 15.

Итого по станции 417 417 417 577

Таблица 4

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Юга

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

Итого по станции 380 780 1180 1180 Волгоградская энергосистема 2.

Итого по станции 541 541 541 662 3.

Максимальный вариант местные - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320 угли

Итого по станции - - 1320 1320 (максимальный вариант)

Кубанская энергосистема 4.

Итого по станции 648 1026 467 550 5.

Итого по станции - - - 800

Максимальный вариант газ - - - - - - 1 ПГУ-400 400 2 ПГУ-400 800 (дополнительная мощность)

Итого по станции - - 400 1600 (максимальный вариант)

Итого по станции - - 400 400 Ростовская энергосистема 7.

Итого по станции 2112 2112 2178 2178

Максимальный вариант уголь - - - - - - - - - 1 К-330-240 330 (дополнительная донецкий мощность)

Итого по станции 2112 2112 2178 2508 (максимальный вариант)

Итого по станции - - 1320 2640 (максимальный вариант)

Ставропольская энергосистема 9.

Итого по станции 2400 2800 2400 2400

Максимальный вариант газ - - - - - - 1 ПГУ-400 400 - - - (дополнительная мощность)

Итого по станции 2400 2800 2800 2400 (максимальный вариант)

10.

Итого по станции 1290 1640 1440 1600

Таблица 5

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Урала

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

Итого по станции 1800 1800 1800 1600 2.

Итого по станции 511 511 511 511 3.

Итого по станции 530 530 530 530 4.

Итого по станции 466 466 622 622 Кировская энергосистема 5.

Итого по станции 450 450 450 700 Курганская энергосистема 6.

Итого по станции 480 710 680 680 Оренбургская энергосистема 7.

Итого по станции 2400 2400 2300 2100 8.

Максимальный попут- - - - - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800 вариант ный нефтя- ной газ

Итого по станции - - 800 800 (максимальный вариант)

Пермская энергосистема 9.

Итого по станции 600 1000 1000 1000 10.

Итого по станции 2400 3200 2400 2400 11.

Итого по станции 447 410 615 615 12.

Итого по станции 170 220 230 505 13.

Итого по станции - - 400 400 Свердловская энергосистема 14.

Итого по станции 3800 3800 4460 4460

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 1 К-660-300 660 вариант (дополнительная мощность)

Итого по станции 3800 3800 5120 5120 (максимальный вариант)

15.

Итого по станции 1497 1497 1342 1405

Максимальный газ - - - - - - 1 ПГУ-400 400 - - - вариант (дополнительная мощность)

Итого по станции 1497 1497 1742 1405 (максимальный вариант)

16.

Итого по станции 1181,5 1565,5 1265,5 988,5 17.

Итого по станции 526 526 890 890 18.

Итого по станции - - 660 660 19.

Итого по станции 284 399 971 1130 20.

Итого по станции 550 550 800 800 21.

Итого по станции - 208 1040 1040 22.

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320 вариант кузнец- кий Итого по станции - 208 1320 1320 (максимальный вариант)

Тюменская энергосистема 23.

Итого по станции 3280 3280 3450 3600 24.

Итого по станции 4800 5600 5600 5600 25.

Итого по станции - - 1200 1200 26.

Итого по станции 755 755 1205 1205 27.

Итого по станции 472 662 852 852 28.

Итого по станции 1600 2400 3200 3200 29.

Итого по станции - 400 1200 1200 30.

Итого по станции 452 662 662 662 31.

Итого по станции - - 1200 1200 Удмуртская энергосистема 32.

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320 вариант кузнец- кий

Итого по станции - - 1320 1320 (максимальный вариант)

Челябинская энергосистема 33.

Итого по станции 2059 2059 3379 3469 34.

Итого по станции 882 972 1093 1093

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 1 К-660-300 660 вариант (дополнительная мощность)

Итого по станции 882 972 1753 1753 (максимальный вариант)

35.

Итого по станции 360 580 580 580

Таблица 6

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Сибири

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

Итого по станции 535 535 535 535 2.

Итого по станции 430 430 430 610 Бурятская энергосистема 3.

Итого по станции 1100 1135 1135 1135 4.

Итого по станции - - 3600 3600 Иркутская энергосистема 5.

Итого по станции 1110 1110 1110 1110 6.

Итого по станции 475 495 510 510 7.

Итого по станции 655 655 655 655 8.

Итого по станции 525 535 575 575 9.

Итого по станции 240 270 430 760

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 - - вариант иркут- ский

Итого по станции 240 270 760 760 (максимальный вариант)

10.

Итого по станции - - 225 300

Максимальный попут- - - - - - - 1 ГТУ-75 75 4 ГТУ-75 300 вариант ный нефтя- ной газ

Итого по станции - - 300 600 (максимальный вариант)

11.

Максимальный попут- - - - - - - 1 ГТУ-200 200 1 ГТУ-200 200 вариант ный нефтя- ной газ -"- - - - - - - 1 ГТУ-400 400 1 ГТУ-400 400

Итого по станции - - 600 600 (максимальный вариант)

12.

Итого по станции - - 330 660

Максимальный уголь - - - - - - - - - 1 К-660-240 660 вариант тулун- (дополнительная ский мощность)

Итого по станции - - 330 1320 (максимальный вариант)

13.

Максимальный газ - - - - - - - - - 1 ПГУ-450 450 вариант (дополнительная мощность)

Итого по станции - - - 900 (максимальный вариант)

Кузбасская энергосистема 14.

Итого по станции 1200 1200 1200 1200 15.

Итого по станции 1272 1272 2592 2535 16.

Итого по станции 554 554 510 634 17.

Итого по станции 485 450 560 560 18.

Итого по станции 465 580 560 610 19.

Итого по станции 600 600 610 610 20.

Итого по станции - - - 660

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 - - вариант кузнец- (дополнительная кий мощность)

Итого по станции - - 660 660 (максимальный вариант)

21.

Итого по станции - - 660 660 (максимальный вариант)

22.

Итого по станции - - - 660 (максимальный вариант)

Красноярская энергосистема 23.

Итого по станции 1120 1210 1210 1210 24.

Итого по станции 1250 1250 1250 1250 25.

Итого по станции 1500 2300 3100 5740 26.

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-240 660 5 К-660-240 3300 вариант бере- зовский

Итого по станции - - 660 3300 (максимальный вариант)

27.

Итого по станции 506 456 456 456 28.

Итого по станции - 370 370 555 29.

Итого по станции - - - 1320

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-240 660 3 К-660-240 1980 вариант канско- (дополнительная ачинский мощность)

Итого по станции - - 660 3300 (максимальный вариант)

Новосибирская энергосистема 30.

Итого по станции 1200 1200 1200 1200 31.

Итого по станции 499,5 499,5 498 498 32.

Итого по станции - - - 660

Максимальный уголь - - - - - - 3 К-660-240 1980 5 К-660-240 3300 вариант кузнец- (дополнительная кий или мощность) канско- ачинский

Итого по станции - - 1980 3960 (максимальный вариант)

Омская энергосистема 33.

Итого по станции 535 535 535 535 34.

Итого по станции 695 695 695 695 35.

Итого по станции - - 300 600 Томская энергосистема 36.

Итого по станции 140 140 140 510 37.

Итого по станции - - 1320 1320

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-660-240 1320 4 К-660-240 2640 вариант талов- (дополнительная ский мощность)

Итого по станции - - 2640 3960 (максимальный вариант)

Читинская энергосистема 38.

Итого по станции 430 655 655 1315

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-240 660 - - вариант хара- (дополнительная норский мощность)

Итого по станции 430 665 1315 1315 (максимальный вариант)

39.

Итого по станции - - 2400 2400 40.

Итого по станции - - 1200 1200 ______________ При реализации проекта экспорта в Китай.

Таблица 7

Тепловые электростанции мощностью 500 МВт и выше, в том числе сооружаемые на новых площадках, энергозоны Дальнего Востока

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

Итого по станции 1467 1467 1467 1467

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660 вариант (дополнительная мощность)

Итого по станции 1467 1467 2127 2127 (максимальный вариант)

Итого по станции 430 430 755 755 Сахалинская энергосистема 3.

Итого по станции - - - 450

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-225-130 225 2 К-225-130 450 вариант саха- (дополнительная линский мощность)

Итого по станции - - 225 900 (максимальный вариант)

Итого по станции - - 800 800 (максимальный вариант)

Хабаровская энергосистема 5.

Итого по станции 720 720 720 720 6.

Итого по станции 360 360 580 580 7.

Итого по станции - - 3600 3600 8.

Максимальный уголь - - - - - - 3 К-660-300 1980 4 К-660-300 2640 вариант

Итого по станции - - 1980 2640 (максимальный вариант)

Якутская энергосистема 9.

Итого по станции 570 570 540 540 _____________ При реализации проекта экспорта в Китай.

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 7 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Рациональная структура генерирующих мощностей (зона централизованного электроснабжения)

(млн. кВт) ------------------------------------------------------------------- | | | Базовый |Максимальный | 2006 | 2010 | вариант | вариант | год | год +-------------+------------ | | | 2015 | 2020 | 2015 |2020 | | | год | год | год |год ------------------------------------------------------------------- Установленная мощность - 210,8 243,8 297,5 347,4 326,2 397,7 всего

в том числе: гидроэлектростанции

атомные электростанции

тепловые электростанции - 142,4 167,7 202,3 222,5 230,2 262,2 всего

в том числе: теплоэлектроцентрали -

в том числе:

паротурбинные на

парогазовые и газо-

паротурбинные на

конденсационные

в том числе:

паротурбинные на

парогазовые и газо-

паротурбинные на

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 8 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Прогноз ввода генерирующих мощностей в период до 2020 года

(млн. кВт) ------------------------------------------------------------------- | Сценарии +-------------------------------------------- | Базовый | Максимальный +------------------------+------------------- |2006-|2011-|2016-|2006- |2011- |2016-|2006- |2010 |2015 |2020 |2020 |2015 |2020 |2020 |годы |годы |годы |годы -|годы |годы |годы - | | | |всего | | |всего ------------------------------------------------------------------- Новая мощность - 34,4 83,3 68,4 186,1 111,8 90,2 236,4 всего в том числе:

гидроэлектростанции

атомные

тепловые

из них:

использующие газ

использующие

техническое

новое строительство 25,3 46

__________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 9 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Прогнозируемая динамика и структура производства электрической энергии (зона централизованного электроснабжения)

(млрд. кВт х ч) ----------------------------------------------------------------------------- | | | Базовый вариант | 2006 |Про- +------------------------------------------ | год |центы| 2010 |про- | 2015 |про- | 2020 |про- | | | год |центы| год |центы | год |центы ----------------------------------------------------------------------------- Производство 972,8 100 1191,1 100 1482,1 100 1766,9 100 электроэнергии - всего

в том числе:

гидроэлектростанции

атомные

тепловые

из них:

теплоэлектроцентрали 221,2 22,7 281,1

теплоэлектроцентрали 148,7 15,3 166,8

конденсационные

__________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 10 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Потребность электростанций в топливе при базовом варианте

(млн. т у. т.) ------------------------------------------------------------------- Наименование топлива | 2006 год | 2010 год | 2015 год | 2020 год | | | | ------------------------------------------------------------------- Всего 295,1 356,8 398,8 427,9

в том числе:

газ

__________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 11 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Перечень электросетевых объектов Таблица 1 Межсистемные и межгосударственные линии электропередачи ---------------------------------------------------------------------------------------------------------

Межсистемные линии электропередачи Северо-Запад - Центр 1. ВЛ 750 кВ Ленинградская

2. ВЛ 500 кВ Вологодская -

3. ВЛ 330 кВ Новосокольники -

Средняя Волга - Юг 4. ВЛ 500 кВ Курдюм - Фролово

Средняя Волга - Урал 5. ВЛ 500 кВ Красноармейская -

6. ВЛ 500 кВ Помары -

Урал - Центр 7. ППТ +-750 кВ (3000 МВт)

Сибирь - Урал 8. ППТ +-500 кВ (2500 МВт)

9. ППТ +-500 кВ (2500 МВт)

10. ППТ +-500 кВ (2000 МВт)

11. Две ВЛ 500 кВ Ишим - Восход

12. ВЛ 500 кВ Томск -

13. ФПУ на ВЛ 220 кВ Томск -

Сибирь - Восток 14. ВНС 200 МВт на ПС 220 кВ

15. ВНС 200 МВт на ПС 220 кВ

16. Подвеска второй цепи

17. Двухцепная ВЛ 220 кВ

18. ПС 220 кВ Ленск

19. Двухцепная ВЛ 220 кВ

20. ПС 220 кВ Олекминск

21. Двухцепная ВЛ 220 кВ

Сибирь - Центр 22. ППТ +-750 кВ (3000 МВт)

Итого по межсистемным 230 563 5104,2 7877 8455 26518 13789,2 34958 линиям электропередачи

Межгосударственные линии электропередачи Юг - Азербайджан 23. ВЛ 330 кВ Артем - Дербент -

Северо-Запад - Финляндия 24. Двухцепная ВЛ 400 кВ

Сибирь - Китай 25. ППТ +-750 (600) кВ (3000

26. Две ВЛ 500 кВ Татауровская

27. ППТ +-750 (600) кВ

Восток - Китай 28. ППТ +-750 (600) кВ (3000

29. ВЛ 500 кВ Амурская -

Калининград - Польша 30. Двухцепная ВЛ 400 кВ

Итого по межгосударственным 150 - 1864 10800 295 2280 2309 13080 линиям электропередачи

Всего по межсистемным и 380 563 6968,2 18677 8750 28798 16098,2 48038 межгосударственным линиям электропередачи

Таблица 2 Электросетевые объекты энергозоны Северо-Запада ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Для выдачи мощности электростанций 1. ВЛ 330 кВ Новгородская ТЭС -

2. ВЛ 330 кВ

3. Заходы ВЛ 330 кВ ПС

4. Заходы ВЛ 330 кВ ПС Кондопога -

5. ВЛ 330 кВ Медвежьегорская

6. Заходы ВЛ 220 кВ ПС Кондопога -

7. ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - ПС -

8. ВЛ 330 кВ Киришская

9. Заходы двух ВЛ 330 кВ

10. Реконструкция сети 110 и 330

11. ВЛ 220 кВ ПС Ухта - ПС

12. ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС -

13. ВЛ 220 кВ ПС Микунь - ПС

14. ВЛ 330 кВ Кольская

15. ВЛ 330 кВ Ленинградская

16. ВЛ 330 кВ Ленинградская

17. ВЛ 330 кВ Ленинградская

18. Воздушно-кабельная

19. ВЛ 750 кВ Ленинградская

20. Заходы ВЛ 750 кВ

21. ВЛ 330 кВ Ленинградская

22. Расширение ПС 750 кВ

23. ВЛ 330 кВ Ленинградская

24. Заход ВЛ 330 кВ

25. ВЛ 750 кВ Ленинградская

Итого для выдачи мощности 409,2 - 1869 - 1106 1650 3384,2 1650 электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

26. ВЛ 330 кВ Кольская АЭС -

27. ВЛ 330 кВ Ондская

28. ВЛ 330 кВ Петрозаводская -

29. Расширение и реконструкция

30. ПС 330/110/15 кВ Черняховск-2 -

31. ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - ПС -

32. ПС Зеленогорская с заходами

33. Подвеска 2-ой цепи на опорах

34. ПС 330 кВ Новгородская-2

35. Реконструкция ПС 330/220/110

36. ПС 330/110 кВ

37. КЛ 330 кВ ПС Завод Ильича

38. ПС Западная (установка 3-го

39. ПС 330 кВ Ржевская с заходами 7,2

40. ВЛ 330 кВ ПС Гатчинская - ПС

41. ПС 330 кВ Центральная с КЛ

42. ПС 330/110 кВ

43. ПС 330 кВ Кудрово

44. ПС 330 кВ Парнас

45. Две ВЛ 330 кВ (213, 214) ПС

46. Реконструкция ПС 330 кВ

47. ПС 330/110 кВ Северная

48. Реконструкция ПС 330/220/110

49. ПС 220 кВ Волхов - Северная

50. ПС 220 кВ Завод Ильича N 15.

51. Реконструкция ПС 330/220/110

52. ПС 330/110 кВ Никольское с

53. ПС 330/110 кВ Пулковская

54. ВЛ 330 кВ ПС Пулковская -

55. ПС 330/110 кВ Порт с КЛ 330

56. ТЭЦ-21, РУ-330 кВ

57. ПС 330/110 кВ Приморская с

58. ПС 330/110 кВ Красносельская

59. ПС 330/110 кВ Ломоносовская

60. ПС 330/110 кВ Пушкинская с

61. ПС 330 кВ Усть-Луга с ВЛ 330

62. ВЛ 330 кВ Ленинградская

63. ПС 330 кВ Мурмаши с ВЛ 330 кВ -

64. ПС 330 кВ Мурманская с

65. ВЛ 330 кВ ПС

66. ПС 330 кВ РП-9

67. ПС 330 кВ ЗСД с заходами

68. ПС 330 кВ Охтинская

69. ПС 330 кВ Кирпичный завод

70. ВЛ 330 кВ ТЭЦ Северная -

71. ВЛ 330 кВ ПС Охтинская -

72. ВЛ 330 кВ ПС Кирпичный

73. ВЛ 330 кВ Лужская - Псков

Итого для повышения 666,6 7750 935 3200 266 2650 1867 13600 надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

Всего 1075,8 7750 2804 3200 1372 4300 5251,8 15250

Таблица 3 Электросетевые объекты энергозоны Центра ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Для выдачи мощности электростанций 1.

10. ВЛ 500 кВ Нововоронежская

11. ВЛ 500 кВ Нововоронежская

12. Вторая ВЛ 750 кВ Тверская

13. ВЛ 750 кВ

14. Две ВЛ 500 кВ от ПС 750 кВ

15. ВЛ 500 кВ Тверская

16. ПС 750 кВ Новая (Чеховская)

17. ПС 750 кВ Ожерелье с

18. Вторая ВЛ 750 кВ

19. ВЛ 500 кВ для выдачи мощности -

20. Две ВЛ 500 кВ Нижегородская

21. ВЛ 500 кВ Нижегородская АЭС - -

22. Вторая ВЛ 500 кВ

23. Две цепи ВЛ 500 кВ Загорская

24. ПС 500 кВ Ярцево с заходами

25. ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС -

26. Заходы ВЛ 330 кВ Курская

27. Заходы ВЛ 330 кВ Курская

28. Двухцепная ВЛ 500 кВ

29. Заходы ВЛ 500 кВ Тверская АЭС -

30. ВЛ 500 кВ Центральная ГАЭС -

31. Заходы ВЛ 500 кВ Костромская

32. Заходы ВЛ 220 кВ Заря -

33. Заходы ВЛ 500 кВ Ногинск -

34. Две ВЛ 500 кВ Петровская

35. Двухцепная ВЛ 220 кВ

36. Перевод ВЛ Ивановская ГРЭС -

37. ВЛ 220 кВ Ивановская ГРЭС -

38. ВЛ 220 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -

39. ВЛ 220 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -

40. Заходы ВЛ 220 кВ Нагорная -

41. ВЛ 220 кВ Нагорная -

42. Заходы ВЛ 220 кВ Нагорная -

43. Заходы ВЛ 220 кВ Сенная -

44. Вторая ВЛ 220 кВ Смоленская

45. ВЛ 220 кВ Восток - Дровнино

46. ВЛ 220 кВ Череповецкая

47. ВЛ 220 кВ Череповецкая

48. Две КЛ 220 кВ ТЭЦ-21 -

49. Вторая цепь ВЛ 220 кВ

50. Две цепи КЛ 220 кВ ТЭЦ-27 -

51. Переустройство одноцепной ВЛ

52. КЛ 220 кВ

53. Замена кабеля и провода для

54. Переустройство одноцепной ВЛ

55. Заходы ВЛ 500 кВ Бескудниково 3

56. Заход двух ВЛ 220 кВ

57. Заходы двух цепей КЛ 220 кВ

58. Две цепи КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 -

59. Две цепи КЛ 220 кВ ТЭЦ-16 -

60. ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС -

61. ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС -

62. Две цепи КЛ 220 кВ ТЭЦ-20 -

63. Перевод на 220 кВ ПС

64. КЛ 500 кВ ТЭЦ-25 - Очаково

65. ВЛ 220 кВ Калужская ТЭС -

66. ВЛ 220 кВ Калужская ТЭС -

Итого для выдачи мощности 984,9 3170 2098,5 4570 3142 4839 6225,4 12579 электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

67. ПС 500 кВ Западная,

68. ПС 500 кВ Очаково,

69. ПС 500 кВ Бескудниково,

70. ПС 500 кВ Чагино, комплексная -

71. ПС 500 кВ Ногинск,

72. ПС 500 кВ Пахра, комплексная

73. ПС 500 кВ Трубино,

74. Автотрансформатор связи

75. ПП 500 кВ Ожерелье

76. ПС 500 кВ Руднево-2,

77. ПС 500 кВ Софьино с заходами

78. ПС 500 кВ Меткино

79. ПС 500 кВ Сити-2 с КЛ 500 кВ

80. ПС 500 кВ Бутырки с КЛ 500 кВ -

81. ПС 500 кВ Дорохово,

82. ПС 500 кВ Акулово (Сохино) с

83. ВЛ 500 кВ Акулово (Сохино) -

84. ПП 500 кВ Панино с заходами

85. ПС 500 кВ Гжель с ВЛ 500 кВ

86. ПС 500 кВ Красноармейск с

87. ВЛ 500 кВ Красноармейск -

88. ВЛ 500 кВ Белый Раст -

89. ПС 750 кВ Белый Раст,

90. КЛ 500 кВ Сити-2 - Бутырки

91. ПС 500 кВ Новокарачарово с КЛ -

92. ПС 500 кВ Звезда, АТ 500/110

93. ПС 500 кВ Свиблово с КЛ 500

94. ПС 500 кВ Воронежская,

95. Участок ВЛ 500 кВ

96. ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС -

97. ПС 330 кВ Фрунзенская с

98. ПС 500 кВ Протва

99. Две ВЛ 500 кВ Протва -

100. ВЛ 500 кВ Протва - Дорохово

101. ПС 750 кВ Волоколамск,

102. ПС 750 кВ Белозерская,

103. Расширение ПС 500 кВ Вологда, -

104. ПС 330 кВ Бежецк (перевод на

105. ПС 330 кВ Чернянская с

106. ВЛ 330 кВ Металлургическая -

107. Две ВЛ 500 кВ от ПС

108. Четыре ВЛ 500 кВ от ПС ПТ

109. ПС 500 кВ ВМЗ с заходами ВЛ

110. ПС 500 кВ Радуга-2 (АТ

111. ВЛ 500 кВ Радуга-2 -

112. Расширение ПС 500 кВ Радуга

113. Расширение ПС 500 кВ Луч АТ

Итого для повышения 481,7 16969 673,6 17337 1099,4 5658 2254,7 39464 надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

Всего 1466,6 20139 2772,1 21907 4241,4 10497 8480,1 52543

Таблица 4 Электросетевые объекты энергозоны Юга -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Для выдачи мощности электростанций 1. ВЛ 500 кВ Волгодонская АЭС -

2. ВЛ 500 кВ

3. ВЛ 500 кВ

4. ВЛ 220 кВ Волгодонская АЭС -

5. Заходы ВЛ 500 кВ

6. ВЛ 500 кВ Моздок-Буйнакск с

7. ВЛ 330 кВ Зеленчукская ГЭС -

8. ПС 330 кВ Алагир с заходами

9. ВЛ 330 кВ Агвалийская ГЭС -

10. Заходы ВЛ 330 кВ Ирганайская

11. Заходы ВЛ 330 кВ Агвалийская

12. Заходы ВЛ 500 кВ Центральная - -

13. ВЛ 220 кВ Новороссийская

14. Заходы ВЛ 220 кВ Кирилловская -

15. Двухцепная ВЛ 220 кВ

16. Двухцепная ВЛ 220 кВ

17. Двухцепная ВЛ 220 кВ

18. Двухцепная ВЛ 220 кВ

19. ВЛ 500 кВ Астраханская

20. Заходы ВЛ 220 кВ Дагомыс -

Итого для выдачи мощности 818,1 1002 673 250 834 1002 2325,1 2254 электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

21. ВЛ 500 кВ Фроловская -

22. ВЛ 500 кВ Невинномысск -

23. ВЛ 500 кВ Ростовская -

24. ВЛ 500 кВ Астрахань - Моздок

25. ВЛ 500 кВ Южная - Астрахань с -

26. ВЛ 330 кВ Моздок - Артем с ПС 280

27. ВЛ 500 кВ Тихорецк - Крымская 297

28. ВЛ 500 кВ Ростовская - Шахты

29. ВЛ 500 кВ Крымская -

30. ПС 500 кВ Черноморская с

31. ВЛ 500 кВ Ставропольская

32. Установка второго АТ на ПС

33. ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС -

34. ВЛ 330 кВ Нальчик -

35. ПС 330 кВ Кисловодск с

36. ПС 330 кВ Кизляр с заходами

37. ПС 330 кВ Кропоткин,

38. ПС 330 кВ Грозный,

39. ПС 330 кВ Благодарная,

40. Установка 2-го АТ 330/110 кВ

Итого для повышения 1020,4 1836 1100,8 2829 450 501 2571,2 5166 надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

Всего 1838,5 2838 1773,8 3079 1284 1503 4896,3 7420

Таблица 5 Электросетевые объекты энергозоны Средней Волги ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Для выдачи мощности электростанций 1. ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС -

2. ПС 220 кВ Западная

3. Достройка участка ВЛ 220 кВ

4. ВЛ 220 кВ Западная - Барыш

5. ВЛ 220 кВ Чебоксарская

6. ВЛ 220 кВ ТЭЦ ВАЗ -

7. ВЛ 220 кВ Чигашево - Помары

Итого для выдачи мощности 46 400 118 - 144 - 308 400 электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

8. ПС 500 кВ Красноармейская с

9. ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС -

10. ПС 500 кВ Кама с заходами ВЛ

11. ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС -

12. Установка второго АТ 500/220

13. Установка второго АТ 500/220

14. ВЛ 500 кВ Ключики -

15. ПС 500 кВ Казань с заходами

Итого для повышения 213 1736 372 1302 81 1469 666 4507 надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

Всего 259 2136 490 1302 225 1469 974 4907

Таблица 6 Электросетевые объекты энергозоны Урала -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Для выдачи мощности электростанций 1.

10. Заходы ВЛ 220 кВ Тарко-Сале - -

11. ВЛ 220 кВ ПГУ в Тарко-Сале -

12. Достройка двухцепной ВЛ 220

13. Двухцепная ВЛ 220 кВ ПГУ в

14. ВЛ 220 кВ ПГУ в Тарко-Сале -

15. Двухцепная ВЛ 220 кВ Северная -

16. Заходы ВЛ 500 кВ Холмогоры -

17. Заходы ВЛ 220 кВ Вандмтор -

18. Заходы ВЛ 500 кВ Ильково -

19. Две ВЛ 220 кВ Няганьская

20. Две ВЛ 220 кВ

21. Две ВЛ 220 кВ

22. ВЛ 220 кВ Новобогословская

23. Две ВЛ 220 кВ Новая ТЭЦ в

24. ВЛ 220 кВ Новая ТЭЦ в

25. Двухцепная ВЛ 220 кВ

26. Заходы ВЛ 220 кВ Уренгой -

27. ВЛ 500 кВ Уренгойская ГРЭС -

28. ВЛ 220 кВ Нижневартовская

29. ВЛ 500 кВ Нижневартовская

30. ВЛ 500 кВ Нижневартовская

31. ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - 150

32. ВЛ 220 кВ Тюменская ТЭЦ-1 -

33. ПС 500 кВ Беркут

34. Заходы ВЛ 220 кВ Заводоуковск -

35. ВЛ 220 кВ Нижнетуринская ГРЭС -

36. Две ВЛ 220 кВ Нижнетуринская

37. ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС -

38. ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС -

39. ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС -

40. Заходы второй цепи ВЛ 220 кВ

41. ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - 6

42. Переключение ВЛ 220 кВ Южно-

43. Заходы ВЛ 220 кВ

44. Заходы ВЛ 500 кВ Сосьва -

45. ВЛ 220 кВ Кировская ТЭЦ-5 -

Итого для выдачи мощности 764,2 - 2630 501 714 - 4108,2 501 электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

46. ВЛ 500 кВ Курган - Козырево

47. ПС 500 кВ Северная - Вятка

48. ПС 500 кВ Емелино с заходами

49. ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ с

50. ПС 500 кВ Сосьва с заходами

51. ПС 500 кВ Приваловская

52. ПС 500 кВ Газовая

53. ПС 500 кВ Маян с заходами ВЛ

54. ПС 500 кВ Шиловская с

55. ПС 500 кВ Амет с заходами ВЛ

56. ПС 500 кВ Ельничная с

57. ПС 500 кВ Исеть с заходами ВЛ -

58. ПС 500 кВ Катаба с заходами

59. ПС 500 кВ Дубровка с заходами -

60. ПС 500 кВ Миасс с заходами ВЛ -

61. ПС 500 кВ Урал с заходами ВЛ

62. ПС 500 кВ Преображенская с

63. ПС 500 кВ Новотроицкая

64. ПС 500 кВ Котельнич с

65. ПС 500 кВ Журавлиная с

66. ВЛ 500 кВ Холмогоры -

67. ВЛ 500 кВ Луговая - Ильково

68. ПС 500 кВ Тюмень (комплексная -

69. ПС 500 кВ Демьянская

70. ВЛ 500 кВ Холмогоры - Тарко-

71. ПС 500 кВ Белозерная (вывод

72. ПС 500 кВ Кирилловская

73. ВЛ 220 кВ (в габаритах 500

74. ПС Кирпичниково с заходами ВЛ 110

75. ПС 500 кВ Пыть-Ях

76. ПС 500 кВ

77. ПС 500 кВ

78. ПС 500 кВ Магистральная

79. ПС 500 кВ Нелым

80. ПС 500 кВ Луговая

81. ПС 500 кВ Тарко-Сале

82. ПС 500 кВ Сомкинская АТГ N 3

83. ВЛ 500 кВ Кирилловская -

84. ПС 500 кВ Иртыш

85. ПС 500 кВ Ишим

86. ВЛ 500 кВ Белозерная -

87. ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - 120

88. ПС 500 кВ Радужная

89. ПС 500 кВ Тарасовская с

90. ВЛ 500 кВ Тарасовская -

91. ПС 500 кВ Русскореченская

92. Две ВЛ 500 кВ Русскореченская -

93. ПС 500 кВ Надым

94. ВЛ 500 кВ Надым - Уренгойская -

95. ПС 500 кВ Хантос

96. ВЛ 500 кВ Хантос - Ильково

97. ВЛ 500 кВ Хантос - Нелым

98. ПС 500 кВ Тайлаковская

99. ВЛ 500 кВ Нижневартовская

100. ВЛ 500 кВ Тайлаковская -

101. ПС 500 кВ Обская

102. ВЛ 500 кВ Обская - Надым

103. ПС 500 кВ Тобольская

104. Заходы ВЛ 500 кВ Тюмень -

105. ПС 500 кВ Приобская с

106. ПС 500 кВ Сибирская АТГ N 3

107. ВЛ 500 кВ Холмогорская -

Итого для повышения 1504,1 12358 566,4 6177 3159 17832 5229,5 36367 надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

Всего 2268,3 12358 3196,4 6678 3873 17832 9337,7 36868

Таблица 7 Электросетевые объекты энергозоны Сибири --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Для выдачи мощности электростанций 1.

8. Две ВЛ 500 кВ Байкальская ТЭС -

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

18.

19.

20.

21.

22.

23.

24.

25.

26.

27.

28.

29.

30.

31.

32.

33.

34.

35.

36.

37.

38.

39.

40.

41.

42.

43.

44.

45.

46.

47.

Итого для выдачи мощности 1975 1753 1201 501 1857 1369 5033 3623 электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

48.

49.

50.

51.

52.

53.

54.

55.

56.

57.

58.

59.

60.

61.

62.

63.

64.

65.

66.

67.

68.

69.

70.

71.

72.

73.

74.

75.

76.

77.

78.

79.

80.

81.

82.

83.

84.

85.

86.

87.

Итого для повышения 1725,2 7368 3621,3 4642 1975 668 7321,5 12678 надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

Всего 3700 9121 4822,3 5143 3832 2037 12354,5 16301

__________________________ Схема выдачи мощности будет уточнена при проектировании новой электростанции.

Таблица 8 Электросетевые объекты энергозоны Востока ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Для выдачи мощности электростанций 1. ВЛ 500 кВ Ургальская ТЭС - ПП -

2. ПП Лондоко с заходами двух ВЛ -

3. ВЛ 500 кВ Ургальская ТЭС -

4. Заходы от двух ВЛ 220 кВ

5. Три ВЛ 220 кВ Новая ГРЭС -

6. ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС -

7. ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - 136

8. Двухцепная ВЛ 220 кВ

9. Двухцепная ВЛ 220 кВ

10. Двухцепная ВЛ 220 кВ

11. Две ВЛ 500 кВ Приморская

12. Заход ВЛ 220 кВ Оротукан -

13. Двухцепная ВЛ 220 кВ Усть-

14. ВЛ 220 кВ Оротукан -

15. Две ВЛ 220 кВ Граматухинская

16. Двухцепная ВЛ 220 кВ

17. ВЛ 220 кВ Канкунская ГЭС - ПП -

18. Заходы ВЛ 220 кВ

19. Две ВЛ 500 кВ Канкунская

20. ПС 500 кВ Нерюнгринская

21. ВЛ 500 кВ Нерюнгринская -

22. ВЛ 500 кВ Нерюнгринская -

23. Две ВЛ 500 кВ Сковородино-2 - -

24. ПС 500 кВ Сковородино-2

25. ВЛ 220 кВ Нижнетимптонская

26. Две ВЛ 500 кВ

Итого для выдачи мощности 209 668 2347 - 2010 1336 4566 2004 электростанций

Для повышения надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

27. ВЛ 500 кВ Дальневосточная -

28. ВЛ 500 кВ Чугуевка -

29. ВЛ 220 кВ Нерюнгринская

30. ПП 500 кВ Амурский

31. ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС - ПП

32. ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - ПП

33. ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС -

34. ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС -

35. Двухцепная ВЛ 220 кВ

36. ПС 220 кВ Майя

37. ПС 220 кВ Томмот

38. Подвеска второй цепи ВЛ 220

Итого для повышения 333 1294 1162 626 1744 - 3239 1920 надежности электроснабжения потребителей и снятия сетевых ограничений

Всего 542 1962 3509 626 3754 1336 7804 3924

_______________

ПРИЛОЖЕНИЕ N 12 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

П Р О Г Н О З потребности в капиталовложениях на развитие электростанций и сооружение электросетевых объектов

Таблица 1

Потребность в капиталовложениях на развитие электростанций (базовый вариант) на 2006-2020 годы

(млрд. рублей, в ценах соответствующих лет) ------------------------------------------------------------------- | 2006-2015 годы | 2016-2020 годы ------------------------------------------------------------------- Всего 6742,8 4873,5 в том числе:

гидроэлектростанции

атомные электростанции

тепловые электростанции

Таблица 2

Потребность в капиталовложениях на сооружение электросетевых объектов (базовый вариант) на период до 2020 года

(млрд. рублей, в ценах соответствующих лет) ------------------------------------------------------------------- | 2006- | 2011- | 2016- | 2006- |2010 годы|2015 годы|2020 годы |2020 годы ------------------------------------------------------------------- Единая национальная 717,6 1630,3 2524,7 4872,5 (общероссийская) электрическая сеть - всего в том числе:

новое строительство

реновации сетей

прочие затраты

Распределительные

новое строительство

реновации сетей

прочие затраты

Итого

_________

Связанные записи

Энциклопедия

Электроэнергетическая отрасль РФ
В статье рассматривается современное состояние электроэнергетической отрасли Российской Федерации, её технологический цикл, масштабные объекты электростанций и сетей, а также роль централизованного диспетчерского управления. Анализируются планы развития до 2020 года согласно распоряжению Правительства РФ № 215‑р и перспективы дальнейшего роста высокоавтоматизированных систем.

Распоряжение Правительства Российской Федерации от 22.02.2008 № 215-р

Оглавление

Связанные записи

Энциклопедия