0 Бердников Роман Николаевич
1 Электросетевой комплекс Российской Федерации Центральные регионы и Урал Плотность населения, чел. /кв. км 32, 0 Плотность электрических сетей, условные единицы оборудования/1000 кв. км 3, 25 Сибирь и Дальний Восток Социальноэкономическое развитие страны Проблемы в электросетевом комплексе Плотность населения, чел. /кв. км 2, 38 Плотность электрических сетей, условные единицы оборудования/1000 кв. км 0, 14
2 Присутствие ОАО «Россети» в Северо-Западном Федеральном округе Магистральный сетевой комплекс Филиалы ОАО «ФСК ЕЭС» Северо-Западный федеральный округ: Территория: 1 686, 9 тыс. км 2 (9, 87 % от РФ) Население: 13 799 191 чел. (9, 61 % от РФ) Средняя плотность населения - 8, 1 чел/км 2 Количество субъектов РФ: 11 Количество городов: 152 МЭС Северо-Запада + Вологодская энергосистема МЭС Центра Мурманск Кол-во и установленная мощность ПС: 220 -750 к. В (82 шт) - 36 733, 5 МВА; 110 к. В и ниже (2 шт) - 46, 17 МВА Протяженность ЛЭП (по трассе): 220 -750 к. В -12 640, 54 км 110 (150) к. В и ниже - 178, 78 км Распределительный сетевой комплекс ОАО «МРСК Северо-Запада» Петрозаводск Санкт. Петербур г Псков. Новгород Архангельск Калининград Северо-Западный федеральный округ Вологда Присутствие ОАО «Россети» Компании группы ОАО «Россети» осуществляют операционную деятельность на территории 10 регионов Северо. Западного федерального округа, за исключением Ненецкого АО Сыктывкар Кол-во и установленная мощность ПС: 35 -220 к. В (1 149 шт ); 6 -20 к. В (36 273 шт) Протяженность ЛЭП (по трассе): 35 -220 к. В – 32 564, 0 км; 0, 4 -20 к. В – 124 172, 1 км ОАО «Ленэнерго» Кол-во и установленная мощность ПС: 35 -110 к. В (379 шт) – 14 569, 8 МВА; 6 -10 к. В (15 531 шт) – 8 489, 2 МВА Протяженность ЛЭП (по трассе): 35 -110 к. В – 8 207, 8 км; 0, 4 -6 (10) – 50 162, 2 км ОАО «Янтарьэнерго» Кол-во и установленная мощность ПС: 60 -330 к. В (48 шт ) – 2 594, 7 МВА; 6 -10(15) к. В (3 860 шт) Протяженность ЛЭП (по цепям): 60 -330 к. В – 1 913 км; 0, 23(0, 4)-6(15) к. В – 12 126 км
3 Электросетевой комплекс Северо-Западного Федерального округа: Особенности и проблемы § Перераспределение тарифа для сетевых компаний внутри технологической цепочки (организационная разобщенность и большое количество собственников электросетевых компаний) Электросетевой комплекс Магистральные сети УСТАНОВЛЕННАЯ ГЕНЕРИРУЮЩАЯ МОЩНОСТЬ 23, 39 ГВт Распределительные сети ОАО «Россети» (ОАО «ФСК ЕЭС) ДЗО ОАО «Россети» ОАО «МРСК Северо. Запада» ДЗО ОАО «Россети» ОАО «Янтарьэнерго» Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада ОАО «РЖД» ОАО «Оборонэнерго» ОАО «Россети» ОАО «Ленэнерго» Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра 214 территориальных сетевых организаций (ТСО) § Несинхронное развитие генерация – сети – субъект (потребитель) МАКСИМУМ НАГРУЗКИ 14, 2 ГВт ЭКСПОРТ МОЩНОСТИ 2, 1 ГВт РЕЗЕРВ МОЩНОСТИ 2, 7 ГВт ИТОГО ПОТРЕБНОСТЬ 19 ГВт (сети не рассчитаны на активный рост, при наличии резерва установленной мощности генерации. Свыше 30 % подстанций исчерпали свои возможности для технологического присоединения потребителей. ) § Высокий уровень износа основных производственных фондов (60 -70 % подстанций и линий электропередачи выработали свой нормативный ресурс) § Высокий уровень расходов на эксплуатацию (высокая плотность сети - в 23 раза выше, например, чем в Сибири)
Карта-схема развития электрических сетей Северо-Западного федерального округа 4
5 Основные вводы электроэнергетических мощностей на территории Северо-Западного федерального округа в 2011 -2013 гг. Магистральные сети Распределительные сети Проектная мощность: 8 294 МВА 406, 58 км 5 111, 8 МВА 8 183, 0 км ОАО «ОГК-2» Киришская ГРЭС, ввод ГТУ 564 МВт (Ленинградская область) ОАО «Юго-Западная ТЭЦ» бл. № 1 ПГУ-185 (г. Санкт -Петербург) ОАО «ТГК-1» ЗАО «Норд Гидро» Генерирующие станции: 13 Правобережная ТЭЦ-5 , бл. № 2 ПГУ 463 МВт (г. Санкт -Петербург) Введенная мощность: Первомайская ТЭЦ -14, бл. № 2 ПГУ 180 МВт (г. Санкт -Петербург) 2 297, 4 МВт Южная ТЭЦ -22, бл. № 4 ПГУ 425 МВт (г. Санкт -Петербург) МГЭС «Рюмякоске» , бл. № 1 0, 63 МВт (Республика Карелия) МГЭС «Ляскеля» , бл. № 1 -6 4, 8 МВт ОАО «ТГК-2» Новгородская ТЭЦ бл. № 4 ГТУ 168 МВт ТЭЦ ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК» бл. № 5 ГТУ 87, 7 МВт (Республика Коми) ТЭЦ-1 ОАО «Кондопога» бл. № 1 -3 48 МВт (Республика Карелия) ТЭЦ ОАО «Архангельский ЦБК» бл. № 5 25 МВт (г. Архангельск)
6 Проекты усиления электрических связей Северо-Западного федерального округа Проект Год ввода Текущий статус Строительство объектов схемы выдачи мощности Ленинградской АЭС-2 (бл. № 1 1170 МВт и бл. № 2 1170 МВт) Строительство ВЛ 330 к. В Ленинградская АЭС-2 - ПС Кингисеппская 2019 Строительство ВЛ 330 к. В Ленинградская АЭС-2 - ПС Гатчинская 2019 Строительство ВЛ 330 к. В Ленинградская АЭС - 2 - ПС Пулковская - ПС Южная 2019 Строительство ВЛ 750 к. В Ленинградская АЭС-2 – Ленинградская, ВЛ 750 к. В Ленинградская АЭС – Ленинградская АЭС-2, заходы ВЛ 750 к. В Ленинградская АЭС – Ленинградская ОРУ 750 к. В Ленинградская АЭС-2 2018 Проектирование Строительство линии электропередачи между объединенными энергосистемами Северо-Запада и Центра Сооружение ВЛ 750 к. В Ленинградская - Белозерская 2019 Выдача мощности Череповецкой ГРЭС бл. № 4 (420 МВт) Технико-экономическое обоснование Строительство ВЛ 220 к. В Череповецкая ГРЭС– РПП-2 с расширением ПС 220 к. В РПП-2 и ВЛ 220 к. В Череповецкая ГРЭС – Череповецкая с реконструкцией ОРУ 220 к. В ПС 500 к. В Череповецкая Строительство линии электропередачи между Ленинградской, Смоленской и Псковской энергосистемами в целях обеспечения энергобезопасности регионов 2014 Строительство ВЛ 330 к. В Лужская – Псков Строительство ВЛ 330 к. В Новосокольники - Талашкино 2020 Технико-экономическое обоснование Строительство ВЛ 330 к. В Ондская - Петрозаводская (2 -я ВЛ) Строительство ВЛ 330 к. В ПС Тихвин – Петрозаводская ВЛ 330 к. В Путкинская ГЭС – ОРУ 330 к. В Ондской ГЭС 2021 2018 2015 Проектирование Строительство Усиление Коми транзита 220 к. В: Строительство 2 -ой ВЛ 220 к. В Печорская ГРЭС - Ухта 2015 Строительство Проектирование Усиление транзита 330 к. В Кола-Карелия – Ленинградская область
7 Новые финансовые условия формирования инвестиционных программ электросетевых компаний Объем финансирования, млн. руб. с НДС Субъект РФ Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" утвержденная проект 2013 -2017 гг. 2014 -2018 гг. Инвестиционная программа МРСК / РСК отклонение утвержденная проект отклонение % 2013 -2017 гг. 2014 -2018 гг. % Итого по СЗФО 58 136 76 750 32 122 467 218 391 78 Архангельская область 1 242 611 -51 3 278 3 308 1 Вологодская область 3 941 7 800 98 9 045 6 403 -29 Республика Карелия 5 272 1 885 -64 4 859 1 298 -73 Мурманская область 1 043 1 492 43 3 962 4 052 2 Республика Коми 7 609 5 855 -23 6 124 7 078 16 Новгородская область 3 624 1 275 -65 7 033 1 622 -77 Псковская область 604 3 605 497 3 851 1 087 -72 Ленинградская область 19 105 35 731 87 20 212 52 699 161 г. Санкт-Петербург 14 846 18 418 24 52 521 136 073 159 Калининградская область 850 78 -91 11 582 4 771 -59 Исходя новых прогнозов роста тарифов наиболее сокращены (по отношению к утвержденной ИП с учетом одинакового периода - 5 лет) объемы финансирования проектов инвестиционных программ ДЗО ОАО «Россети» по Новгородской области (- 65 % ФСК, - 77 % МРСК), Республике Карелия (- 64 % ФСК, -73 % МРСК), Псковская область (-72% МРСК), Калининградская область (- 91 % ФСК, - 59 % Янтарьэнерго), Архангельской области (-51% ФСК)
8 Субъект РФ Итого по СЗФО Архангельская область Вологодская область Республика Карелия Мурманская область Республика Коми Новгородская область Псковская область Ленинградская область г. Санкт-Петербург Калининградская область Единицы измерений Физические параметры инвестиционных программ электросетевых компаний МВА км МВА км МВА км Вводимая мощность, МВА, км Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" Инвестиционная программа МРСК/РСК утвержденная проект отклонение 2013 -2017 гг. 2014 -2018 гг. % 5 099 1 232 25 0 1 523 0 0 298 0 0 0 294 375 2 125 0 1 850 575 1 201 63 0 0 4 839 2 248 0 0 1 169 80 0 155 250 30 0 541 0 0 0 150 1 300 1 278 2 120 15 0 0 -5 83 -100 0 -23 100 0 -48 100 0 84 -100 -30 122 76 -77 0 0 8 329 8 613 214 423 522 724 327 449 550 68 157 676 308 824 196 1 083 1 569 1 752 3 582 1 903 713 15 667 19 283 229 602 467 1 277 133 332 587 95 239 767 104 220 5 85 4 049 9 819 9 477 5 720 378 365 88 124 7 42 -11 76 -59 -26 7 39 52 14 -66 -73 -98 -92 158 461 165 201 -58 -49
Основа инвестиционной программы документы в области перспективного развития электроэнергетики 9 Постановление Правительства РФ от 17 октября 2009 г. N 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» Минэнерго РФ ОАО «СО ЕЭС» ОАО «ФСК ЕЭС» Результаты: Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на 15 лет ( корректировка не реже 1 раза в 3 года) ОАО «ФСК ЕЭС» ОАО «СО ЕЭС» Схема развития ЕЭС (включая Схему развития ЕНЭС) на 7 -летний период (ежегодно, до 1 марта) Администрации субъектов РФ Схема развития электроэнергетики субъекта РФ на основании прогноза социальноэкономического развития на 5 -летний период (ежегодно, до 1 мая) Инвестиционные программы субъектов электроэнергетики (срок направления инвестиционных программ в ОИВ в соответствии с ПП РФ № 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики» до 15 марта) Корректировка Генеральной Схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года. Одобрена Правительством РФ (выписка из протокола заседания Правительства РФ от 03. 06. 2010 № 24) Схема и программа развития ЕЭС России на 2013 -2019 гг. Утверждена приказом Минэнерго России от 19. 06. 2013 № 309 Схемы и программы развития электроэнергетики субъектов РФ в 2013 году утверждены в 56 регионах, в которых присутствуют ОАО «Россети»
Проблемы и ограничения перспективного развития электроэнергетики 10 значительное отличие прогнозируемого и фактического роста электропотребления ЕЭС России ведет к невостребованным инвестициям в новое электросетевое строительство Фактический и прогнозируемый рост электропотребления, млрд. к. Вт·час Прогноз и факт электропотребления 2013 года по федеральным округам, млрд. к. Вт·час отклонение от прогноза на 3% 93, 1 234, 0 230, 4 ФАКТ электропотребления: 2006 -2013 90, 3 ПРОГНОЗ Схем развития ЕЭС России: 2010 -2016 2012 -2018 2011 -2017 2013 -2019 Северо-Запад Центр отклонение от прогноза на 2, 8% 110, 3 108, 8 260, 0 257, 8 отклонение от прогноза на 3, 4% Волга 88, 1 85, 6 отклонение от прогноза на 5, 1% Урал Юг Прогноз на 2013 год Схемы развития ЕЭС России на 2013 -2019 годы Факт 2013 года 212, 5 205, 3 33, 3 31, 6 Восток Сибирь Снижение темпов роста электропотребления требует пересмотра объемов сводной инвестиционной программы электросетевого комплекса
Данные о динамике электропотребления ОЭС Северо-Запада в период 2009 -2020 гг. 11 млрд. к. Вт*час. Факт Прогноз Объем электропотребления по ОЭС Северо-Запада снизился в 2013 году относительно предыдущего года на 2, 3% (в 2012 году увеличился по отношению к 2011 на 0, 74 %) Среднегодовой темп роста электропотребления в соответствии с проектом Схемы развития ЕЭС России на 2014 -2020 гг. прогнозируется на уровне 0, 64 % (прогноз Схемы развития ЕЭС России на 2013 -2019 гг. составлял 1, 28 %) Собственный максимум нагрузки ОЭС Северо-Запада уменьшился относительно 2012 г. на 7, 47 % (в 2013 г. составил 14 220 МВт, в 2012 г. - 15 368 МВт) Прирост максимума нагрузки в соответствии с проектом Схемы развития ЕЭС России на 2014 -2020 гг. по СЗФО прогнозируется в среднем на 21, 7 МВт в год (прогноз Схемы развития ЕЭС России на 2013 -2019 гг. - 24, 9 МВт в год)
12 Данные о разработке региональных Схем и программ развития электроэнергетики в 2013 году № п/п Субъект РФ* разработка СПР в 2013 г. 1 Архангельская область Да 2 Вологодская область Да 3 Республика Коми Да 4 Мурманская область Да 5 Республика Карелия Да 6 Новгородская область Да 7 Псковская область Да 8 Калининградская область Да 9 г. Санкт-Петербург Да 10 Ленинградская область Нет * в операционной зоне деятельности ОАО «Россети» Основные недостатки региональных Схем развития электроэнергетики: 1. Отсутствуют расчеты электрических режимов, обосновывающие рекомендованные мероприятия; 2. Существенные отклонения регионального прогноза электропотребления (если разрабатывается) от федерального; 3. Утверждаются после формирования инвестиционных программа сетевых организаций; 4. Не синхронизированы с документами территориального планирования.
Данные о заявках на технологическое присоединение в СЗФО за период 2009 -2013 гг. МВт 13
Технологическое присоединение и прогноз роста спроса на мощность в Северо-Западном Федеральном округе 14 Заявки потребителей в 2009 -2013 гг. (МЭС + МРСК / РСК), МВт 29 % Прогнозные и фактические значения максимума нагрузок за 2009 -2013 гг. , МВт § Отсутствует ответственность заявителей за заявляемую при технологическом присоединении и потребляемую в дальнейшем мощность (В период 2009 -2013 гг. отозвано 29 % заявок) 96 % § Качество прогнозов роста нагрузки не соответствует потребностям регионов и электросетевого комплекса (Фактическое снижение нагрузки в Северо. Западном округе в период 2009 -2013 гг. составил 606 МВт)
«Узкие места» электрической сети Республики Карелия, г. Петрозаводск и мероприятия по их ликвидации ЭС Республики Карелия Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт Дефицит мощности в Олонецком р-не: Реконструкция ПС 110 к. В Олонец (замена 2 х16 на 2 х25 МВА), 352 млн. руб. , ввод в 2016 г. по ИП; Дефицит мощности в Лахденпохском р-не: Реконструкция ПС 110 к. В № 34 Лахденпохья (замена 2 х10 на 2 х25 МВА), 391, 2 млн. руб. , ввод в 2018 г. по ИП 2009 1349 2010 1367 2011 2012 1339 1330 -9, 0 Повышение надежности электроснабжения Медвежьегорского района: Реконструкция ПС 220 к. В Медвежьегорск (установка 2 х63 МВА), 1583 млн. руб. , ввод в 2021 г. по ИП; 15 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1148 1140 1147 1151 1152 -182, 0 -8, 0 7, 0 0, 0 4, 0 0, 0 1, 0 0, 0 Усиление Северного транзите 330 к. В: Строительство 2 -ой цепи на участках ВЛ 330 к. В Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС – Петрозаводск (298+278 км), завершение строительства стоимостью 17 352 млн. руб. в 2021 г. Дефицит мощности в Кондопожском р-не: Реконструкция ПС-63 «Березовка» . 1041 млн. руб, включена в СПР 2016 г. ; Реконструкция подстанций 35 к. В № 1 П Спасская Губа и № 2 П Кончозеро (замена 2 х2, 25 на 2 х6, 3 МВА), 145, 1 млн. руб, ввод в 2016 г. по Си. ПР Дефицит мощности в Прионежском р-не: Строительство ПС 110 к. В Прионежская (55 МВА, 8, 9 км), 452 млн. руб. , ввод в 2015 г. по Си. ПР; Реконструкция ПС 110 к. В Деревянка (замена 10+16 на 2 х16), 365, 5 млн. руб. , ввод в 2020 г. по ИП; Дефицит мощности в г. Петрозаводск: Реконструкция ПС 220 к. В № 2 Древлянка (установка 2 х220+2 х63 МВА), 2642, 6 млн. руб. , ввод в 2021 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В № 7 Тяжбуммаш (замена 2 х25 МВА на 2 х40 МВА), 407, 5 млн. руб. , ввод в 2016 г. по Си. ПР; Реконструкция ПС 110 к. В № 1 Петрозаводск (замена 2 х40 МВА на 2 х63 МВА), 314 млн. руб. , ввод в 2014 г. по Си. ПР; Реконструкция ПС 110 к. В № 70 Прибрежная (замена 16+25 на 2 х40 МВА), 334, 5 млн. руб. , ввод в 2014 г. по Си. ПР;
16 «Узкие места» электрической сети Архангельской области, г. Архангельска и мероприятия по их ликвидации ЭС Архангельской области Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1247 1266 1244 1289 45, 0 1184 -105, 0 1258 74, 0 1260 2, 0 1261 1, 0 1264 3, 0 1265 1, 0 1266 1, 0 1267 1, 0 Дефицит мощности в г. Северодвинске: Строительство и реконструкция распределительных сетей 6 -10 к. В в г. Северодвинске для резервирования работы ПС 110 к. В № 27, ПС 110 к. В № 38, ПС 110 к. В № 55, ПС 110 к. В № 67 Южная (21, 17 км), 400 млн. руб. , ввод разных участков в разные годы в 2014 -2020 гг. ; Повышение надежности электроснабжения Плесецкого района: Реконструкция ПС 220 к. В Плесецк (2 х63 МВА), 1342 млн. руб. , ввод в 2021 г. по ИП Дефицит мощности в г. Архангельске: Реконструкция ПС 110 к. В № 12 Кузнечевская (замена в 2 х16 МВА на 2 х25 МВА), 514, 5 млн. руб. , ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В № 1 (замена 2 х 25 МВА на 2 х 40 МВА), 282 млн. руб. , ввод в 2016 г. по ИП; Строительство и реконструкция распределительных сетей 6 -10 к. В в центре г. Архангельска для резервирования работы питающих центров - ПС 110 к. В № 1, ПС 110 к. В № 2, ПС 110 к. В № 14 (12, 76 МВА; 36, 28 км), 864, 4 млн. руб. , ввод разных участков в разные годы в 2014 -2020 гг. ; Строительство ПС 110 к. В Центральная с переводом на нее части нагрузок с существующих ПС 110 к. В № 2 и ПС 110 к. В № 14 (2 х40 МВА), 740, 6 млн. руб. , ввод в 2016 г. по Си. ПР Увеличение пропускной способности сети 220 к. В, повышение надежности электроснабжения Котласского района : Строительство ВЛ 220 к. В Микунь – Заовражье (250 км), 3810, 7 млн. руб, ввод в 2020 г. по Си. ПР; Реконструкция ПС 220 к. В Урдома (2 х63+2 х16 МВА), 873 млн. руб. , ввод в 2021 г. по ИП
17 «Узкие места» электрической сети Новгородской области и мероприятия по их ликвидации ЭС Новгородской области Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 667 705 689 704 15, 0 676 -28, 0 691 15, 0 694 3, 0 698 4, 0 704 6, 0 710 6, 0 715 5, 0 727 12, 0 Обеспечение электроснабжения Бабиновской промзоны: Строительство ПС 330 к. В Ручей с заходами ВЛ 330 к. В Ленинградская - Чудово (2 х125 МВА, 2 х1 км), 3762, 7 млн. руб, ввод в 2020 г. по ИП Дефицит мощности в г. Великий Новгород: Реконструкция ПС 110 к. В Базовая (замена (25+20+63) на 2 х63 МВА), 523 млн. руб. , ввод в 2021 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В Савино (замена 2× 6, 3 МВА на 2× 10 МВА), 339 млн. руб. , ввод в 2020 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В Подберезье (замена 2 х10 МВА на 2 х16 МВА), 347 млн. руб, ввод в 2020 г. по ИП; Строительство ПС 110 к. В Северная (2 х40 МВА) и двух ВЛ 110 к. В (31 км), 496 млн. руб. , ввод в 2017 г. по Си. ПР Повышение надежности электроснабжения Окуловско-Боровичского энергоузла: Установка 3 -го АТ на ПС 330 к. В Окуловская (125 МВА), 487 млн. руб, ввод в 2020 г. по ИП; Реконструкция ВЛ-110 к. В Киприя - Мозолево (38, 46 км), 346 млн. руб. , ввод в 2019 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В Огнеупоры (реконструкция ОРУ 110 с заменой транс-ов 2 х25 МВА), 250 млн. руб. , ввод в 2020 г. по ИП
18 «Узкие места» электрической сети Вологодской области и мероприятия по их ликвидации ЭС Вологодской области 2009 2010 Потребность (собственный максимум), МВт 1914 2007 Изменение потребности в год, МВт 93, 0 Повышение надежности электроснабжения Вытегорского р-на: Перевод ПС 35 к. В Аненнский Мост на 110 к. В (2 х6, 3 МВА), 545, 5 млн. руб, ввод в 2018 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Чагодищенского и Устюженского районов: Строительство ВЛ 110 к. В Чагода – Бабаево (83 км), 546 млн. руб. , ввод в 2021 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В Устюжна (замена 2 х10 МВА на 2 х25 МВА), 377 млн. руб. , ввод в 2018 г. по ИП 2011 2075 2012 1982 2013 1950 2014 1982 2015 1985 2016 1990 2017 1996 2018 2003 2019 2004 2020 2005 68, 0 -93, 0 -32, 0 3, 0 5, 0 6, 0 7, 0 1, 0 Выдача мощности Череповецкой ГРЭС: Строительство ВЛ 220 к. В Череповецкая ГРЭС – РПП-2 с расширением ПС 220 к. В РПП-2 и ВЛ 220 к. В Череповецкая ГРЭС – Череповецкая (40, 3+32 км), 1 117 млн. руб, ввод в 2014 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Череповецкого энергоузла: Реконструкция ПС 500 к. В Череповецкая (7 х167 МВА), 4622 млн. руб, ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция РПП-2, 1260 млн. руб. , ввод в 2015 г. по ИП; Строительство ПС 110 к. В Южная (4× 32 МВА) и ВЛ 110 к. В (11, 35 км), 925, 9 млн. , ввод в 2022 г. по ИП; Реконструкция ВЛ 110 к. В Шексна-1 и Шексна – 2 (57, 3 км), 389 млн. руб. , ввод в 2019 г. по ИП Дефицит мощности в Вологодском энергоузле: Перевод ПС 35 к. В Искра на 110 к. В и строительство заходов ВЛ 110 к. В (2× 16 МВА, 1, 02 км), 499, 3 млн. руб. , ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В Западная (замена 40, 5+40 МВА на 2× 63 МВА), 1116, 6 млн. руб. , ввод в 2016 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В Восточная (замена 1× 25 МВА на 1× 40 МВА), 474, 6 млн. руб. , ввод в 2019 по ИП; Реконструкция ВЛ 35 к. В в габаритах 110 к. В Восточная. Городская Северная-Западная (14 км), 192 млн. руб. , ввод в 2016 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Вологодского энергоузла: Реконструкция 220 к. В Вологда-Южная (750 МВА), 3978 млн. руб. , ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 220 к. В Ростилово (2 х125 МВА), 1967 млн. руб. , ввод в 2021 г. по ИП
19 «Узкие места» электрической сети Мурманской области и мероприятия по их ликвидации ЭС Мурманской области 2009 2010 Потребность (собственный максимум), МВт 2011 2016 Изменение потребности в год, МВт 2011 2005 2012 2063 58, 0 2013 1815 -248, 0 2014 1873 58, 0 2015 1883 10, 0 2016 1895 12, 0 2017 1901 6, 0 2018 1912 11, 0 2019 1919 7, 0 2020 1873 -46, 0 Усиление сети 330 к. В: Реконструкция ВЛ 330 к. В Выходной. Мончегорск Л-406 (заводка на ПС Мончегорск № 11 и ПС Выходной № 200 по проектной схеме – 4, 15 км), 1824 млн. руб. , ввод в 2021 г. по ИП Повышение надёжности электроснабжения Ковдорского ГОКа и района г. Ковдор: Реконструкция подстанции 150 к. В № 88 Зашеек с расширением ОРУ 150 к. В для присоединения ЛЭП после ликвидации «тройника» , 180 млн. руб. , ввод в 2015 г. по ИП Отсутствие централизованного электроснабжения с. Кашкаранцы Терского района: Строительство ПС 110/10 к. В ПС-92 Кашкаранцы (2 х16 МВА), 340 млн. руб. , ввод в 2014 г. по ИП Дефицит мощности в г. Мурманске и северо-западной части области: Строительство ПС 330 к. В Мурманская (2× 125 МВА, 2× 15 км), 2437 млн. руб. , ввод в 2016 г. и 2019 г. по ИП; Строительство ВЛ-150 к. В для присоединения ПС 330 к. В Мурманская к сети 150 к. В (от ПС № 53 -2 х7 км и заходов Л-172 и Л-179 -4 х2 км), 208 млн. руб. , ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ПС 150 к. В № 53 (замена 2 х25 на 2 х40 МВА), 38 млн. руб. , ввод в 2014 г. по ИП и установка 2 -го АТ 125 МВА, 253 млн. руб. , ввод в 2018 г. по ИП; Расширение ПС 150 к. В № 100 (установка 3 -го транс-ра 16 МВА), 159 млн. руб. , ввод в 2017 г. по ИП
20 «Узкие места» электрической сети Псковской области и мероприятия по их ликвидации ЭС Псковской области Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт 2009 2010 400 429 2011 426 2012 443 17, 0 2013 419 -24, 0 2014 440 21, 0 2015 441 1, 0 2016 442 1, 0 2017 443 1, 0 2018 443 0, 0 2019 443 0, 0 2020 444 1, 0 Дефицит мощности в г. Псков: Реконструкция ПС 110 к. В Завеличье (замена 2 х25 на 2 х40 МВА), 201 млн. руб. , ввод в 2019 г. по ИП Технологическое присоединение индустриального парка «Моглино» : Строительство ПС 110 к. В Моглино с ВЛ 110 к. В (2 х40 МВА; 3, 6 км), 407 млн. руб. , ввод в 2015 г. по договору ТП Усиление межсистемных связей 330 к. В: Строительство ВЛ 330 к. В Лужская – Псков (150 км), 3578 млн. руб. , ввод в 2018 г. по ИП Дефицит мощности в г. Псков: Реконструкция ПС 110 к. В Льнокомбинат (замена 2 х16 на 2 х25 МВА), 192 млн. руб. , ввод в 2018 г. по Си. ПР Дефицит мощности г. Великие Луки: Установка 3 -го АТ на ПС 330 к. В Новосокольники (125 МВА), 618, 5 млн. руб. , ввод в 2020 г. по ИП Усиление межсистемных связей 330 к. В: Строительство ВЛ 330 к. В Новосокольники – Талашкино (230 км), 3442 млн. руб. , ввод в 2025 г. по ИП
21 «Узкие места» электрической сети Республики Коми и мероприятия по их ликвидации ЭС Республики Коми 2009 2010 Потребность (собственный максимум), МВт 1362 1355 Изменение потребности в год, МВт 2011 1316 2012 1344 28, 0 2013 1307 -37, 0 2014 1356 49, 0 2015 1367 11, 0 Повышение надежности электроснабжения Ижемского и Усть-Цилемского районов: Строительство ВЛ 110 к. В Лемью-Ижма, 1 этап (109, 7 км), 1476 млн. руб, ввод в 2019 г. по ИП 2016 1377 10, 0 2017 1383 6, 0 2018 1389 6, 0 2019 1395 6, 0 2020 1401 6, 0 Повышение надежности электроснабжения Усинского района: Реконструкция ПС 220 к. В Усинская (2 х80 МВА), 3538 млн. руб. , ввод в 2021 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения северных районов энергосистемы: Реконструкция ВЛ 220 к. В Инта - Воркута (247 км), 3490 млн. руб. , ввод в 2018 г. по ИП Дефицит мощности районе г. Сыктывкар: Строительство ВЛ 110 к. В Сыктывкар- Краснозатонская (27 км) и новой ПС 110 к. В Краснозатонская (2 х16 МВА), 1101 млн. руб. , ввод в 2019 г. по ИП; Строительство ВЛ 110 к. В Соколовка - Пажга с расширением ПС 110 к. В Соколовка и ПС 110 к. В Пажга (6, 3 МВА, 25 км), 687 млн. руб. , ввод в 2020 г. по ИП; Строительство 2 -ой цепи ВЛ 220 к. В Микунь – Сыктывкар с ПС 220 к. В Сыктывкар (87 км, установка 2 -го АТ 125 МВА), 621 млн. руб. , ввод в 2025 г. по ИП Усиление транзита 220 к. В, выдача «запертой» мощности Печорской ГРЭС: Строительство ВЛ 220 к. В Печорская ГРЭС - Ухта – Микунь (участок 294 км ПГРЭСУхта), 7592 млн. руб. , ввод в 2015 г. по ИП
22 «Узкие места» электрической сети Калининградской области и мероприятия по их ликвидации ЭС Калининградской области 2009 2010 784 Потребность (собственный максимум), МВт 731 Изменение потребности в год, МВт Перевод сетей 60 к. В на 110 к. В: Перевод ПС 60 к. В 0 -8 Янтарный на 110 к. В (2 х25 МВА), 727 млн. руб. , ввод в 2017 г. по Си. ПР, в ИП - только ПИР; Строительство ПС 110 к. В Приморск (2 х10 МВА, 0, 5 км) 358 млн. руб. , ввод в 2016 г. поп ИП Повышение надежности электроснабжения г. Калининград и ликвидация дефицита мощности: Реконструкция ПС 110 к. В О-35 Космодемьянская (замена 2 х16 на 2 х25 МВА), 137 млн. руб. , ввод в 2016 г. по ИП; Реконструкция ВЛ 110 к. В 115/116 Центральная 330 - Северная 330 (5, 4 км), 184 млн. руб. , ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В О-47 Борисово (замен 2 х10 на 2 х25 МВА), 208 млн. руб. , ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В О-2 Янтарь (замена 2 х25 на 2 х40 МВА), 5, 31 млн. руб. (ПИР), ввод в 2016 г. по Си. ПР 2011 723 2012 807 84, 0 2013 799 -8, 0 2014 850 51, 0 2015 883 33, 0 2016 915 32, 0 2017 946 31, 0 2018 976 30, 0 2019 999 23, 0 2020 1010 11, 0 Повышение надежности электроснабжения западного энергорайона: Реконструкция ПС 110 к. В О-9 Светлогорск (замена 2 х25 на 2 х40 МВА), 223 млн. руб. , ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В О-27 Муромская (замена 2 х10 на 2 х16 МВА), 260 млн. руб, ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ВЛ 110 к. В Муромская – Северная (16, 5 км) и Муромская – Зеленоградск (10, 6 км), 18, 7 млн. руб. (ПИР), ввод в 2016 г. по Си. ПР Электроснабжение объектов инфраструктуры Чемпионата мира по футболу – 2018 года: Строительство ПС 110 к. В Береговая с ВЛ 110 к. В (2 х40 МВА, 15 км), 96, 9 млн. руб (ПИР), необходим ввод в 2017 г. Строительство ПС 110 к. В Храброво с заходами ВЛ 110 к. В (2 х10 МВА, 2 х7 км), 35, 2 млн. руб (ПИР), необходим ввод в 2017 г. Повышение надежности электроснабжения восточного энергорайона: Повышение надежности электроснабжения – реконструкция распределительных сетей: Модернизация сетей 6 -15 к. В в г. Черняховске (66 МВА, 150 км), 62 млн. руб. (ПИР), необходим ввод в 2017 г. ; Модернизация сетей 6 -10 к. В в г. Калининграде (95 МВА, 167 км), 38 млн. руб (ПИР), необходим ввод в 2016 г. ; Перевод сетей 0, 23 к. В на 0, 4 к. В в г. Калининграде (22 МВА, 173 км), 10 млн. руб (ПИР), необходим ввод в 2016 г. ; Перевод сетей 0, 23 к. В на 0, 4 к. В г. Черняховске (34 км), 1, 84 млн. руб. (ПИР), необходим ввод в 2016 г. Реконструкция ПС 110 к. В О-46 Славск (замена 2 х6, 3 на 2 х16 МВА), 461 млн. руб. , ввод в 2019 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 к. В О-32 Черняховск-2 (замена 2 х16 МВА), 9, 8 млн. руб. (ПИР), ввод в 2018 г. по Си. ПР; Реконструкция ПС 110 к. В О-4 Черняховск (замена 2 х25 МВА), 3, 7 млн. руб. , вод в 2018 г. по Си. ПР
23 Узкие места» электрической сети Санкт-Петербург и мероприятия по их ликвидации « Обеспечение надежности электроснабжения северных районов Санкт-Петербурга: Строительство ПС 330 к. В Парнас с заходами ВЛ (2× 200 МВА, 2× 1 км), 3139 млн. руб, ввод в 2015 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения северных районов Санкт-Петербурга: Строительство ПС 330 к. В Новодевяткино с заходами ВЛ (2× 200 МВА), 3139 млн. руб, ввод в 2020 г. по ИП Строительство ПС 110 к. В № 109 (2 х40 МВА, КЛ 1, 4 км) в 2016 г. ; Реконструкция ПС 110 к. В № 36 (2 х80 МВА) в 2017 г. ; Строительство ПС 35 к. В № 36 Б (2 х25 МВА, КЛ 4 км) для разгрузки ПС 110 к. В № 542 в 2018 г, 981, 605 млн. руб. Усиление сети 110 к. В ПС 330 к. В Завод Ильича -ПС 330 к. В Волхов. Северная-ПС № 29 (длинной 10 км) в 2014 году стоимостью 1992 млн. рублей Обеспечение надежности электроснабжения центральных районов Санкт-Петербурга: Строительство ПС 330 к. В Василеостровская с КЛ 330 к. В (2× 200 МВА, 14, 3+8 км), 12433 млн. руб, ввод в 2016 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения Санкт-Петербурга и области: Строительство ПС 330 к. В Ломоносовская с заходами ВЛ 330 к. В (2× 200 МВА, 2× 6, 3 км), 1757 млн. руб, ввод в 2018 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения Санкт-Петербурга и области: Строительство ПС 330 к. В Пулковская (3× 200 МВА), 2982 млн. руб, ввод в 2014 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения Санкт-Петербурга и области: Строительство ПС 330 к. В Заневская с заходами ВЛ 330 к. В (2× 200 МВА, 2× 5), 2100 млн. руб, ввод в 2019 г. по ИП Реконструкция ПС 110 к. В № 711 со строительством заходов ВЛ (1 х40 МВА , 15, 8 км) Строительство ПС 110 к. В № 12 А (2 х63 МВА, КЛ 6, 7 км) и строительство 9 КТПМ 35 к. В (9 х2 х25 МВА, КЛ 35 к. В 50 км); Реконструкция ПС 110 к. В № 165 (2 х80 МВА); Перевод ПС 35 к. В № 12 в РП в 2016 г. , 4023, 5 млн. руб.
24 «Узкие места» электрической сети Ленинградской области и мероприятия по их ликвидации Строительство ПС 35 к. В Большое поле (2 х4 МВА, 2 км) в 2017 г. , 148 млн. руб. Строительство ВЛ 110 к. В ГЭС 13 –ПС № 5 - ПС № 549 -ПС№ 292 (66, 7 км); Реконструкция ПС 110 к. В № 549 (2 х63 МВА) в 2016 г. , 1669 млн. руб. Строительство ПС 35 к. В Лужки (2 х6, 3 МВА, 1, 5 км) в 2016 г. , 194 млн. руб Обеспечение электроснабжения развития морского порта Усть-Луга: Строительство ПС 330 к. В Усть-Луга (2× 200 МВА), 2183 млн. руб, ввод в 2020 г. по ИП Строительство объектов выдачи мощности Ленинградской АЭС-2: ВЛ 330 к. В Ленинградская АЭС-2 - ПС Кингисеппская (82 км), 2682 млн. руб. , ввод в 2019 г. по ИП; ВЛ 330 к. В Ленинградская АЭС-2 - ПС Гатчинская (95 км), 3349 млн. руб. , ввод в 2019 г. по ИП; ВЛ 330 к. В Ленинградская АЭС - 2 - ПС Пулковская - ПС Южная (90+25 км), 9768 млн. руб. , ввод в 2016 г. по ИП; ВЛ 750 к. В Ленинградская АЭС-2 – Ленинградская, ВЛ 750 к. В Ленинградская АЭС – Ленинградская АЭС-2 (128 + 5 км), 2378 млн. руб. , ввод в 2018 г. по ИП Строительство ПС 35 к. В Холодный ручей (2 х6, 3 МВА, 15 км), в 2017 г. , 253 млн. руб. Строительство ПС 110 к. В Судаково (2 х6. 3 МВА, км) в 2017 г. , 252 млн. руб. Строительство ВЛ 110 к. В ТЭЦ 21 – ПС 110 к. В № 47 Лехтуси (27, 9 км), в 2014 г. , 319 млн. руб. (2 х63 МВА) Обеспечение надежности электроснабжения Лужского района Ленинградской области: Строительство ПС 330 к. В Лужская с ВЛ Гатчинская –Лужская (2× 125 МВА, 93 км), 3438 млн. руб, ввод в 2014 г. по ИП
25 Решение проблем в электросетевом комплексе Северо-Запада: Повышение надежности и развитие ЗАДАЧИ СТАДИЯ: ПЛАНИРОВАНИЕ ПУТИ РЕШЕНИЯ Прогнозирование роста спроса Формирование прогноза спроса на мощность с ответственностью потребителей за заявленную нагрузку Земельно-правовые отношения Территориальное планирование региона с резервированием земель под объекты инфраструктуры СТАДИЯ: ИНВЕСТИЦИОННОЕ РЕШЕНИЕ Введение ответственности за исполнение обязательств по технологическому присоединению Определение источников финансирования реализации проекта Техническое перевооружение и реконструкция за счет тарифа на передачу электрической энергии Реализация общесистемных проектов с привлечением государственных инвестиций и принципов государственно-частного партнерства Технологическое присоединение с применением индивидуальных долгосрочных тарифов на передачу, платы в рассрочку либо государственно -частного партнерства
26 Предложения в проект решений 1. При корректировке схем и программ перспективного развития электроэнергетики на 2014– 2018 годы учитывать прогнозный спрос на электроэнергию (мощность) в соответствии c реальной потребностью заявителей, а также планами и программами социально-экономического развития субъектов Российской Федерации и муниципальных образований; 2. Разработать механизм взаимной ответственности между органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации, перспективными потребителями и электросетевыми компаниями в части заявляемой мощности и сроков набора нагрузки при осуществлении технологического присоединения потребителей к электрическим сетям; 3. Проработать вопросы применения механизмов государственно-частного партнерства, индивидуального тарифа на передачу со сроком действия более 5 лет, рассрочки оплаты стоимости технологического присоединения или предоставления гарантий (государственных, банковских) при реализации объектов электросетевой инфраструктуры внешнего электроснабжения перспективных производственно-промышленных площадок; 4. Инициировать выпуск региональных законодательных актов и подготовить предложения об изменении нормативно-правовой базы Российской Федерации обеспечивающих: а) упрощение процедур правоотношений по землепользованию при строительстве и эксплуатации сетевых объектов; б) внедрение механизмов государственно-частного партнерства при строительстве новых электросетевых объектов; в) введение критериев по получению статуса ТСО.
27 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ !
Скачать презентацию 0 Бердников Роман Николаевич 1 Электросетевой комплекс
2300301e9150cda76f3532e1d705f009.ppt