|
Расширенный поиск
Распоряжение Правительства Российской Федерации от 09.06.2017 № 1209-рПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАСПОРЯЖЕНИЕ от 9 июня 2017 г. № 1209-р МОСКВА 1. Утвердить прилагаемую Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2035 года (далее - Генеральная схема). 2. Минэнерго России: учитывать положения Генеральной схемы при разработке схемы и программы развития Единой энергетической системы России; осуществлять мониторинг реализации Генеральной схемы и представлять ежегодно, начиная с 2018 года, в I квартале, в Правительство Российской Федерации соответствующий доклад; внести в 6-месячный срок в Правительство Российской Федерации проект изменений в схему территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденную распоряжением Правительства Российской Федерации от 1 августа 2016 г. № 1634-р. 3. Признать утратившим силу распоряжение Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 11, ст. 1038). Председатель Правительства Российской Федерации Д.Медведев __________________________ УТВЕРЖДЕНА распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2017 г. № 1209-р ГЕНЕРАЛЬНАЯ СХЕМА размещения объектов электроэнергетики до 2035 года I. Цели и задачи Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года (далее - Генеральная схема) разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики". Целями Генеральной схемы являются: формирование структуры генерирующих мощностей и объектов электросетевого хозяйства для обеспечения перспективного баланса производства и потребления электрической энергии и мощности в Единой энергетической системе России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах; предотвращение прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности наиболее эффективными способами с учетом прогнозируемых режимов работы энергетических систем, необходимого технологического резерва и основных технологических ограничений; определение основных направлений размещения линий электропередачи и подстанций, относимых к межсистемным связям и необходимых для обеспечения баланса производства и потребления электрической энергии и мощности по объединенным энергетическим системам, а также для обеспечения нормального электроэнергетического режима работы Единой энергетической системы России и выдачи мощности новых электрических станций, установленная мощность которых составляет 1000 МВт и выше, либо увеличения выдачи мощности существующих электрических станций, установленная мощность которых составляет 500 МВт и выше. Для достижения целей Генеральной схемы необходимо решение следующих задач: анализ современного состояния электроэнергетики и существующей структуры объектов генерации и электросетевого хозяйства; разработка научно обоснованных предложений по оптимальной (рациональной) структуре генерирующих мощностей; разработка научно обоснованных предложений по объемам вывода из эксплуатации генерирующего оборудования, модернизации оборудования или замещению новым оборудованием действующих генерирующих мощностей; разработка предложений по составу электростанций, включая их характеристики и район размещения; разработка перспективных балансов мощности и электрической энергии в Единой энергетической системе России, объединенных энергетических системах и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах до 2035 года; прогноз спроса на топливо; разработка предложений по развитию основной электрической сети Единой энергетической системы России напряжением 330 кВ и выше. Генеральная схема разработана с учетом: проекта энергетической стратегии Российской Федерации до 2035 года (в части электроэнергетики); перспективных планов генерирующих компаний по вводу и выводу из эксплуатации генерирующего оборудования на долгосрочную перспективу; данных о планах по строительству объектов электроэнергетики, в том числе о перечне, сроках, местах расположения, вводимой мощности, виде используемого топлива, включенных в федеральные целевые и федеральные адресные целевые программы, программу деятельности Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" на долгосрочный период, а также аналогичных данных о планах по строительству объектов электроэнергетики, строительство которых предполагается осуществлять за счет средств Инвестиционного фонда Российской Федерации; предложений системного оператора о перечне и размещении объектов электроэнергетики, в том числе о перечне и размещении объектов, необходимых для достижения технологической сбалансированности и допустимости перспективных режимов работы Единой энергетической системы России и учитывающих технологические ограничения перетока электрической энергии, а также данных о функционировании Единой энергетической системы России в предшествующем периоде; предложений субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах о перечне генерирующих и сетевых объектов и об их размещении на территории технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем; предложений публичного акционерного общества "Российские сети" о планируемых к реализации и реализуемых проектах по развитию единой национальной электрической сети, а также данных о ее функционировании в предшествующий период; предложений органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации о перечне объектов электроэнергетики и об их размещении на территории субъектов Российской Федерации; схем и программ развития железнодорожного транспорта общего пользования и Единой системы газоснабжения; информации, предоставляемой органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации и потребителями электрической энергии, о планируемых инвестиционных проектах на территории субъектов Российской Федерации, в том числе о перечне объектов, строительство которых предполагается осуществлять на территории субъекта Российской Федерации, об их присоединяемой мощности, о сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения; информации о прогнозе потребления электрической энергии и мощности крупных энергоемких потребителей электрической энергии, присоединенная мощность которых превышает 50 МВт и энергопринимающие установки которых влияют на электроэнергетический режим работы энергетической системы; информации о планах международного сотрудничества в сфере экспорта (импорта) электрической энергии, представляемой субъектами электроэнергетики; статистической информации о фактических балансах производства и потребления по объединенным энергетическим системам; требований к обеспечению надежного и безопасного функционирования электроэнергетических систем, предусмотренных законодательством Российской Федерации. Генеральная схема содержит: долгосрочный прогноз спроса на электрическую энергию и мощность; перспективные балансы мощности и электрической энергии с указанием рекомендуемой структуры генерирующих мощностей и прогнозируемых объемов экспорта (импорта) мощности и электрической энергии; информацию о действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации атомных электростанциях, тепловых электростанциях, установленная мощность которых превышает 500 МВт, и гидравлических электростанциях, установленная мощность которых превышает 100 МВт, в том числе о месте расположения, количестве и типе блоков, виде используемого топлива; информацию о действующих и планируемых к сооружению линиях электропередачи и подстанциях, класс напряжения которых равен или превышает 330 кВ, а также об основных линиях электропередачи 220 кВ, относимых к межсистемным связям, необходимых для обеспечения баланса производства и потребления электрической энергии и мощности по объединенным энергетическим системам, нормального электроэнергетического режима работы Единой энергетической системы России и выдачи мощности электрических станций, установленная мощность которых превышает 500 МВт, обеспечивающих ликвидацию технологических ограничений перетока электрической энергии в отдельных частях Единой энергетической системы России, в том числе о размещении, протяженности и трансформаторной мощности указанных объектов электросетевого хозяйства; прогноз спроса на топливо; сведения о развитии экспорта (импорта) электрической энергии и мощности в Российской Федерации; прогноз экологических последствий влияния развития электроэнергетики на окружающую природную среду и предложения по их снижению; меры по обеспечению надежного и безопасного функционирования энергетических систем в соответствии с законодательством Российской Федерации. Генеральная схема используется в качестве основы: для формирования схемы и программы развития Единой энергетической системы России; для формирования рекомендаций в целях внесения изменений в энергетическую стратегию России. Генеральная схема является рекомендательным документом для субъектов электроэнергетики при разработке программ развития промышленного производства и жилищного строительства и принятии субъектами электроэнергетики инвестиционных решений. II. Современное состояние электроэнергетики Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения России на начало 2016 года составила 243,2 млн. кВт, из них 27,2 млн. кВт (11,2 процента) на атомных электростанциях, 50,6 млн. кВт (20,8 процента) на гидравлических электростанциях, 164,5 млн. кВт (67,6 процента) на тепловых электростанциях, 0,9 млн. кВт (0,4 процента) на электростанциях, функционирующих на базе возобновляемых источников энергии. Производство электрической энергии в зоне централизованного электроснабжения России в 2015 году составило 1049,9 млрд. кВт x ч, из них 195,5 млрд. кВт x ч (18,6 процента) на атомных электростанциях, 168,5 млрд. кВт x ч (16,1 процента) на гидравлических электростанциях, 683,4 млрд. кВт x ч (65,1 процента) на тепловых электростанциях, 2,5 млрд. кВт x ч (0,2 процента) на электростанциях, функционирующих на базе возобновляемых источников энергии. Потребление электрической энергии в зоне централизованного электроснабжения России в 2015 году составило 1036,4 млрд. кВт x ч, максимум потребления мощности составил 152,1 млн. кВт. За 2007 - 2014 годы в зоне централизованного электроснабжения России потребление электрической энергии увеличилось на 72,9 млрд. кВт x ч (7,5 процента по отношению к уровню 2006 года), максимум потребления мощности увеличился на 7,7 млн. кВт (5,1 процента по отношению к уровню 2006 года), установленная мощность электростанций увеличилась на 27 млн. кВт (12,7 процента по отношению к уровню 2006 года), производство электрической энергии увеличилось на 65,1 млрд. кВт x ч (6,6 процента по отношению к уровню 2006 года). Объем ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей в зоне централизованного электроснабжения России в 2007 - 2014 годах составил 30,3 млн. кВт, объем вывода из эксплуатации генерирующих мощностей в указанный период - 9 млн. кВт. Основу возрастной структуры генерирующего оборудования составляет оборудование, введенное в эксплуатацию в 1961 - 1970 годах установленной мощностью 47,2 млн. кВт, в 1971 - 1980 годах - установленной мощностью 61,1 млн. кВт и в 1981 - 1990 годах - установленной мощностью 51,2 млн. кВт. Суммарная установленная мощность генерирующего оборудования, введенного в эксплуатацию до 1961 года, составляет 17,5 млн. кВт, оборудования, введенного в эксплуатацию в 1991 - 2014 годах, - 63,26 млн. кВт. В настоящее время, по данным отраслевой отчетности, паротурбинное оборудование в объеме более 90 млн. кВт выработало парковый ресурс, срок его эксплуатации определяется назначенным ресурсом по результатам индивидуальных обследований. До 2025 года парковый ресурс выработает оборудование тепловых электростанций в объеме дополнительно 30 млн. кВт. Протяженность электрических сетей напряжением 330 - 750 кВ Единой энергетической системы России за 2007 - 2014 годы увеличилась с 55,1 тыс. км до 63,2 тыс. км, суммарная мощность трансформаторных подстанций напряжением 330 - 750 кВ увеличилась с 145,9 млн. кВА до 192,5 млн. кВА. На начало 2016 года протяженность электрических сетей напряжением 330 - 750 кВ составила 65 тыс. км, суммарная мощность трансформаторных подстанций напряжением 330 - 750 кВ - 196 тыс. кВА. III. Сценарные условия развития электроэнергетики Перспективные уровни потребления электрической энергии и мощности приняты в соответствии с проектом долгосрочного прогноза спроса на электрическую энергию и мощность в Российской Федерации до 2035 года, одобренным на заседании Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики от 17 апреля 2015 г. (далее - долгосрочный прогноз спроса). Долгосрочный прогноз спроса разработан на основе эконометрической модели с дополнительным учетом крупнейших отраслевых проектов, прогноз потребления электрической энергии и мощности по которым формировался с использованием расчетной модели на основе удельных показателей потребления электрической энергии с учетом информации по перспективным объемам выпуска продукции. Долгосрочный прогноз спроса разработан на основе консервативного сценария прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года и уточнен с учетом основных параметров прогноза социально-экономического развития России на 2017 год и плановый период 2018 - 2019 годов, одобренных на заседании Правительства Российской Федерации 21 апреля 2016 г. Долгосрочный прогноз спроса представлен в 2 вариантах - базовом и минимальном. Базовый вариант долгосрочного прогноза спроса учитывает замещение электроэнергией других видов топлива и энергии и углубление электрификации в ряде отраслей, в том числе в обрабатывающей промышленности, жилищно-коммунальном хозяйстве и на транспорте. Минимальный вариант долгосрочного прогноза спроса учитывает интенсивную реализацию программ энергосбережения и внедрение новых технологий с пониженным потреблением электрической энергии. Долгосрочный прогноз спроса учитывает присоединение к Единой энергетической системе России энергетической системы Республики Крым и г. Севастополя, а также Центрального и Западного энергетических районов Республики Саха (Якутия). Долгосрочный прогноз спроса в базовом варианте предполагает к 2035 году в зоне централизованного электроснабжения России увеличение потребления электрической энергии до 1345,2 млрд. кВт x ч, увеличение максимума потребления мощности до 197 млн. кВт, среднегодовой прирост потребления электрической энергии на уровне 1,3 процента. Долгосрочный прогноз спроса в минимальном варианте предполагает к 2035 году в зоне централизованного электроснабжения России увеличение потребления электрической энергии до 1275,3 млрд. кВт x ч, увеличение максимума потребления мощности до 187,6 млн. кВт, среднегодовой прирост потребления электрической энергии на уровне 1 процента. Долгосрочный прогноз спроса (базовый вариант) приведен в приложении № 1. Долгосрочный прогноз спроса (минимальный вариант) приведен в приложении № 2. Экспортные поставки электрической энергии и мощности на перспективу до 2035 года прогнозируются в базовом варианте на уровне соответственно 11,7 млрд. кВт x ч и 3,5 млн. кВт, в минимальном варианте на уровне соответственно 10,7 млрд. кВт x ч и 3,3 млн. кВт. Дополнительно рассматривается вариант увеличения экспорта электрической энергии до 50 млрд. кВт x ч за счет расширения поставок по азиатскому направлению. Прогноз экспорта и импорта электрической энергии и мощности (базовый вариант) приведен в приложении № 3. Прогноз экспорта и импорта электрической энергии и мощности (минимальный вариант) приведен в приложении № 4. Прогноз централизованного потребления тепловой энергии предполагает до 2025 года сохранение объемов теплопотребления на уровне 2015 года и последующий их умеренный рост до 1325 млн. Гкал к 2035 году. Прогноз динамики установленной мощности действующих тепловых электростанций разработан на основе данных отраслевой отчетности, технико-экономических расчетов, планов производителей электрической энергии по модернизации и выводу из эксплуатации действующего генерирующего оборудования. До 2035 года генерирующее оборудование тепловых электростанций в объеме 129,2 млн. кВт достигнет установленных сроков эксплуатации и потребует инвестиционных решений по обновлению или выводу из эксплуатации генерирующего оборудования. По результатам экономических сравнений и системной оптимизации возможна модернизация оборудования действующих тепловых электростанций в объеме до 76,5 млн. кВт при затратах на модернизацию не выше 30 - 50 процентов стоимости нового оборудования аналогичной мощности. Рекомендуемые объемы вывода из эксплуатации генерирующего оборудования тепловых электростанций (в том числе под замену прогрессивным оборудованием), для которого в связи с низкими технико-экономическими показателями мероприятия по продлению сроков эксплуатации экономически нецелесообразны, могут составить до 52,7 млн. кВт до 2035 года. Итоговые решения в отношении отдельных единиц генерирующего оборудования об их модернизации или о выводе из эксплуатации будут приниматься исходя из экономической целесообразности и учитываться при разработке схемы и программы развития Единой энергетической системы России, а также схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации. Прогноз динамики установленной мощности действующих атомных электростанций разработан на основе данных Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом". До 2035 года планируется вывод из эксплуатации атомных энергоблоков серий РБМК-1000, ВВЭР-440, ЭГП-6, БН-600 суммарно в объеме 13,4 млн. кВт. Установленная мощность действующих гидравлических электростанций на период до 2035 года не изменяется. Прогнозируемое снижение суммарной установленной мощности действующих электростанций зоны централизованного электроснабжения России в связи с выводом из эксплуатации части оборудования атомных и тепловых электростанций может составить к 2035 году 66,1 млн. кВт. IV. Развитие электроэнергетики до 2035 года К 2025 году для обеспечения баланса электрической энергии и мощности с учетом имеющихся избытков генерирующей мощности может потребоваться ввод в эксплуатацию отдельных новых генерирующих мощностей. С учетом прогнозируемых уровней потребления электрической энергии и мощности, объемов экспорта и технологически необходимого резерва мощности до 2035 года могут потребоваться новые генерирующие мощности в объеме 84,6 млн. кВт для базового варианта и 72,7 млн. кВт для минимального варианта. Определение рациональной структуры генерирующих мощностей до 2035 года выполнено на основе сравнительного анализа эффективности технологий производства электрической энергии и оптимизации масштабов их развития по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат на электроснабжение экономики с учетом: долгосрочного прогноза спроса; структуры и прогнозируемой динамики установленной мощности существующих электростанций, а также объектов генерации, вводимых в эксплуатацию в ближайшие годы по программе договоров о предоставлении мощности или в соответствии с инвестиционными программами акционерного общества "Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях", публичного акционерного общества "Федеральная гидрогенерирующая компания - РусГидро" и публичного акционерного общества "РАО Энергетические системы Востока"; прогноза централизованного потребления тепловой энергии и экономически обоснованных масштабов развития теплоэлектроцентралей; технико-экономических показателей электростанций различных типов; прогнозируемой динамики цен на топливо и их территориальной дифференциации; прогнозируемых режимов потребления электрической энергии и графиков потребления мощности. Основным направлением развития атомных электростанций является внедрение энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-ТОИ, также планируется сооружение инновационного энергоблока с реактором типа БН-1200 на Белоярской атомной электростанции и энергоблока БРЕСТ-300 на Северской атомной электростанции. Ввод в эксплуатацию энергоблока БРЕСТ-300 на Северской атомной электростанции не учитывается в балансах электрической энергии и мощности. Объем вводов в эксплуатацию новых энергоблоков атомных электростанций до 2035 года прогнозируется на уровне: при реализации базового варианта - 21,4 млн. кВт; при реализации минимального варианта - 17,7 млн. кВт. Перечень атомных электростанций, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (базовый вариант), приведен в приложении № 5. Перечень атомных электростанций, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (минимальный вариант), приведен в приложении № 6. Объем вводов в эксплуатацию новых гидравлических электростанций до 2035 года прогнозируется на уровне: при реализации базового варианта - 3,1 млн. кВт; при реализации минимального варианта - 2,6 млн. кВт. Перечень гидравлических электростанций установленной мощностью 100 МВт и выше, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (базовый вариант), приведен в приложении № 7. Перечень гидравлических электростанций установленной мощностью 100 МВт и выше, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (минимальный вариант), приведен в приложении № 8. При техническом перевооружении и строительстве новых тепловых электростанций рекомендуется использование: современных высокотемпературных газотурбинных и парогазовых установок; паротурбинных блоков ультрасверхкритических параметров на угольном топливе. Объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования тепловых электростанций до 2035 года может составить: при реализации базового варианта - 59,5 млн. кВт (включая 49,7 млн. кВт на газе и 9,6 млн. кВт на угле), из них 28,8 млн. кВт на конденсационных электростанциях и 30,7 млн. кВт на теплоэлектроцентралях; при реализации минимального варианта - 51,4 млн. кВт (включая 44,3 млн. кВт на газе и 7 млн. кВт на угле), из них 23 млн. кВт на конденсационных электростанциях и 28,4 млн. кВт на теплоэлектроцентралях. Перечень тепловых электростанций установленной мощностью 500 МВт и выше, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (базовый вариант), приведен в приложении № 9. Перечень тепловых электростанций установленной мощностью 500 МВт и выше, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (минимальный вариант), приведен в приложении № 10. Объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования, функционирующего на основе возобновляемых источников энергии, соответствует заключенным договорам на предоставление мощности объектами генерации, функционирующими на основе возобновляемых источников энергии, и составляет 1,8 млн. кВт. Дополнительно рассмотрен сценарий увеличения установленной мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии, до 11,6 млн. кВт к 2035 году. Общий объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования до 2035 года может составить при реализации базового варианта 85,9 млн. кВт, при реализации минимального варианта - 73,5 млн. кВт. Суммарная установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения России с учетом прогнозируемой динамики установленной мощности действующих электростанций и указанных объемов ввода в эксплуатацию нового генерирующего оборудования к 2035 году составит при реализации базового варианта 264,1 млн. кВт, при реализации минимального варианта - 251,7 млн. кВт. При росте спроса на мощность в зоне централизованного электроснабжения России к 2035 году по базовому варианту в объеме 44,9 млн. кВт по сравнению с фактическим уровнем 2015 года прирост суммарной установленной мощности электростанций составит 20,9 млн. кВт за счет сокращения до 1,2 млн. кВт к 2035 году избытков мощности, превышающих нормативный резерв. При росте спроса на мощность в зоне централизованного электроснабжения России к 2035 году по минимальному варианту в объеме 35,5 млн. кВт по сравнению с фактическим уровнем 2015 года прирост суммарной установленной мощности электростанций составит 8,5 млн. кВт за счет сокращения до 1,9 млн. кВт к 2035 году избытков мощности, превышающих нормативный резерв. С учетом указанных объемов ввода в эксплуатацию нового генерирующего оборудования структура установленной мощности зоны централизованного электроснабжения России до 2035 года в целом сохранится. При незначительном снижении доли тепловых электростанций (с 67,6 процента в 2015 году до 65 процентов в 2035 году) в структуре установленной мощности увеличится доля атомных электростанций. Баланс мощности зоны централизованного электроснабжения России, Единой энергетической системы России и объединенных энергетических систем до 2035 года (базовый вариант) приведен в приложении № 11. Баланс мощности зоны централизованного электроснабжения России, Единой энергетической системы России и объединенных энергетических систем до 2035 года (минимальный вариант) приведен в приложении № 12. В результате сокращения избытков мощности к 2035 году планируется увеличение числа часов использования установленной мощности тепловых электростанций до 5500 часов для конденсационных электростанций и до 5000 - 5050 часов для теплоэлектроцентралей. Баланс электрической энергии зоны централизованного электроснабжения России, Единой энергетической системы России и объединенных энергетических систем до 2035 года (базовый вариант) приведен в приложении № 13. Баланс электрической энергии зоны централизованного электроснабжения России, Единой энергетической системы России и объединенных энергетических систем до 2035 года (минимальный вариант) приведен в приложении № 14. Увеличение установленной мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии, к 2035 году до 11,6 млн. кВт отрицательно отразится на загрузке тепловых электростанций. Число часов использования установленной мощности тепловых электростанций к 2035 году составит приблизительно 5100 часов. Оптимальное размещение новых электростанций позволит избежать больших капитальных вложений в объекты электрической сети. Строительство новых объектов электрической сети предусматривается в целях: выдачи мощности новых электростанций и при необходимости усиления выдачи мощности существующих электростанций; обеспечения прироста потребления электрической энергии и мощности по субъектам Российской Федерации и отдельным крупным потребителям; резервирования межсистемных транзитов, проходящих по территории сопредельных государств. Совокупный объем ввода в эксплуатацию новых объектов электрических сетей до 2035 года составит: при реализации базового варианта - 19,7 тыс. км линий электропередачи и 59,9 тыс. МВА трансформаторной мощности, из них соответственно 5,1 тыс. км линий электропередачи и 8,5 тыс. МВА трансформаторной мощности для выдачи мощности электростанций; при реализации минимального варианта - 18 тыс. км линий электропередачи и 59,9 тыс. МВА трансформаторной мощности, из них соответственно 3,5 тыс. км линий электропередачи и 8,5 тыс. МВА трансформаторной мощности для выдачи мощности электростанций. Перечень действующих и планируемых к сооружению объектов электрических сетей класса напряжения 330 кВ и выше, а также основных линий электропередачи 220 кВ приведен в приложении № 15. Реализация мероприятий по развитию генерирующих мощностей и электрических сетей позволит обеспечить надежное функционирование энергетических систем с учетом прогнозируемого роста спроса на электрическую энергию и мощность. Параметры реализации мероприятий по сооружению и расширению электростанций и объектов электрических сетей (сроки ввода, величина установленной мощности) подлежат уточнению в рамках разработки схемы и программы развития Единой энергетической системы России на соответствующий период с учетом доступных инвестиционных ресурсов, тарифных (ценовых) ограничений, а также с учетом изменения параметров спроса и развития новых технологий. Потребность тепловых электростанций централизованной зоны электроснабжения России в топливе к 2035 году составит: при реализации базового варианта - 339 млн. тонн условного топлива; при реализации минимального варианта - 327 млн. тонн условного топлива. К 2035 году планируется незначительное увеличение доли угля (с 25 процентов в 2015 году до 25,7 - 25,8 процента к 2035 году) при сохранении доли газа в структуре используемого топлива на уровне 70,8 - 70,9 процента к 2035 году. Потребность в топливе тепловых электростанций централизованной зоны электроснабжения России (базовый вариант) приведена в приложении № 16. Потребность в топливе тепловых электростанций централизованной зоны электроснабжения России (минимальный вариант) приведена в приложении № 17. Объемы валовых выбросов вредных веществ и парниковых газов в атмосферу от тепловых электростанций зоны централизованного электроснабжения России к 2035 году составят: при реализации базового варианта - 2,6 млн. тонн в год вредных веществ и 580 млн. тонн в год парниковых газов; при реализации минимального варианта - 2,5 млн. тонн в год вредных веществ и 560 млн. тонн в год парниковых газов. Объемы валовых выбросов вредных веществ к 2035 году могут увеличиться на 5,9 процента при росте производства электрической энергии тепловыми электростанциями на 31,8 процента. Значительно более низкие темпы роста выбросов вредных веществ по сравнению с темпами роста производства электрической энергии обусловлены следующими основными факторами: повышение эффективности использования топлива, прежде всего за счет ввода большого числа парогазовых установок с высоким коэффициентом полезного действия; увеличение доли атомных электростанций в структуре генерирующих мощностей к 2035 году. Совокупный объем инвестиций в отрасль до 2035 года (в прогнозных ценах) прогнозируется на уровне: при реализации базового варианта до 12,9 трлн. рублей, из них 12,1 трлн. рублей на объекты генерации и 0,8 трлн. рублей на объекты электрической сети; при реализации минимального варианта до 11,1 трлн. рублей, из них 10,3 трлн. руб. на объекты генерации и 0,8 трлн. рублей на объекты электрической сети. ____________ ПРИЛОЖЕНИЕ № 1 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года ДОЛГОСРОЧНЫЙ ПРОГНОЗ спроса на электрическую энергию и мощность в Российской Федерации до 2035 года (базовый вариант) ------------------------------|-------------------------------------------------|-------------------------------------------- Объединение |Потребление электрической энергии (млрд. кВт x ч)| Максимум потребления мощности (млн. кВт) |----------|---------|---------|---------|--------|--------|--------|--------|--------|-------- | 2015 год | 2020 год| 2025 год| 2030 год|2035 год|2015 год|2020 год|2025 год|2030 год|2035 год | (факт.) | | | | | (факт.)| | | | ------------------------------|----------|---------|---------|---------|--------|--------|--------|--------|--------|-------- Объединенная энергетическая 90,3 92,92 100,74 111,45 121,22 14,24 14,77 16,08 17,77 19,32 система Северо-Запада России Объединенная энергетическая 231,77 242,77 259,36 283,35 304,64 35,97 37,07 39,84 43,64 46,95 система Центра России Объединенная энергетическая 87,88 101,28 108,96 118,29 126,77 14,23 16,71 18,03 19,62 21,06 система Юга России Объединенная энергетическая 104,26 105,08 109,87 116,96 125,52 16,47 16,72 17,6 18,82 20,22 система Средней Волги Объединенная энергетическая 258,3 260,41 276,36 296,54 316,3 36,19 36,42 38,74 41,72 44,52 система Урала Объединенная энергетическая 203,53 213,87 228,14 246,23 264,82 29,61 31,22 33,48 36,21 38,85 система Сибири Объединенная энергетическая 32,22 45,47 58,04 61,13 65,7 5,29 7,54 9,18 9,74 10,29 система Востока России Единая энергетическая система 1008,3 1061,8 1141,5 1235 1325 147,38 154,81 166,69 180,76 193,98 России Изолированные энергетические 21,42 17,27 17,88 18,99 20,23 3,44 2,61 2,72 2,88 3,06 системы Сибири и Дальнего Востока Централизованная зона 1036,4 1079,1 1159,3 1253,9 1345,2 152,07 157,42 169,41 183,63 197,04 электроснабжения ____________ ПРИЛОЖЕНИЕ № 2 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года ДОЛГОСРОЧНЫЙ ПРОГНОЗ спроса на электрическую энергию и мощность в Российской Федерации до 2035 года (минимальный вариант) ------------------------------|------------------------------------------------|-------------------------------------------- Объединение |Потребление электрической энергии (млрд кВт x ч)| Максимум потребления мощности (млн кВт) |--------|--------|---------|---------|----------|--------|--------|--------|--------|-------- |2015 год|2020 год|2025 год |2030 год | 2035 год |2015 год|2020 год|2025 год|2030 год|2035 год |(факт.) | | | | | (факт.)| | | | ------------------------------|--------|--------|---------|---------|----------|--------|--------|--------|--------|-------- Объединенная энергетическая 90,3 92,35 99,64 107,69 114,41 14,24 14,67 15,93 17,26 18,38 система Северо-Запада России Объединенная энергетическая 231,77 240,97 257,44 276,8 291,8 35,97 36,75 39,52 42,67 45,09 система Центра России Объединенная энергетическая 87,88 98,95 106,23 114,20 120,94 14,23 16,4 17,65 19,02 20,19 система Юга России Объединенная энергетическая 104,26 105 109,65 115,54 121,14 16,47 16,69 17,54 18,59 19,56 система Средней Волги Объединенная энергетическая 258,3 253,8 267,73 281,66 293,02 36,19 35,58 37,66 39,83 41,53 система Урала Объединенная энергетическая 203,53 213,27 225,92 240,15 255,56 29,61 31,15 33,22 35,4 37,58 система Сибири Объединенная энергетическая 32,22 40,03 51,73 56,25 60,1 5,29 6,75 8,14 8,72 9,26 система Востока России Единая энергетическая система 1008,3 1044,4 1018,3 1192,3 1257 147,38 152,56 163,71 175,08 184,8 России Изолированные энергетические 21,42 16,79 17,1 17,65 18,33 3,44 2,55 2,63 2,73 2,84 системы Сибири и Дальнего Востока Централизованная зона 1036,4 1061,2 1135,4 1209,9 1275,3 152,07 155,11 166,34 177,81 187,64 электроснабжения ____________ ПРИЛОЖЕНИЕ № 3 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года ПРОГНОЗ экспорта и импорта электрической энергии и мощности (базовый вариант) ------------|------------------|------------------------------------------------------------------------|---------------------------------------------------------------------- Страна | Объединение | Экспорт | Импорт | |------------------|-----------------|-----------------|-----------------|-----------------|-----------------|-----------------|---------------- | | 2020 год | 2025 год | 2030 год | 2035 год | 2020 год | 2025 год | 2030 год | 2035 год | |---------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|------- | | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | | гия | ность | гия | ность | гия | ность | гия | ность | гия | ность | гия | ность | гия | ность | гия | ность | | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | | кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) ------------|------------------|---------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|------- Единая 12,61 3,66 11,61 3,51 11,66 3,51 11,66 3,51 1,66 1,15 1,66 1,15 1,81 1,15 1,81 1,15 энергетическая система России - всего Финляндская объединенная 4,4 1,3 4,4 1,3 4,4 1,3 4,4 1,3 0,3 0,32 0,3 0,32 0,3 0,32 0,3 0,32 Республика энергетическая система Северо- Запада России Королевство объединенная 0,15 0,03 0,15 0,03 0,15 0,03 0,15 0,03 - - - - - - - - Норвегия энергетическая система Северо- Запада России Страны объединенная 1 0,2 1 0,2 1 0,2 1 0,2 - - - - - - - - Балтии энергетическая система Северо- Запада России Республика объединенная 1 0,15 - - - - - - - - - - - - - - Белоруссия энергетическая система Центра России Украина объединенная - - - - - - - - - - - - - - - - энергетическая система Центра России, объединенная энергетическая система Юга России Республика объединенная 1,65 0,36 1,65 0,36 1,65 0,36 1,65 0,36 1 0,3 1 0,3 1 0,3 1 0,3 Казахстан энергетическая система Юга России, объединенная энергетическая система Средней Волги, объединенная энергетическая система Урала, объединенная энергетическая система Сибири Грузия объединенная 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 энергетическая система Юга России Республика объединенная 0,09 0,1 0,09 0,1 0,14 0,1 0,14 0,1 0,09 0,1 0,09 0,1 0,24 0,1 0,24 0,1 Азербайджан энергетическая система Юга России Республика объединенная 0,13 0,04 0,13 0,04 0,13 0,04 0,13 0,04 - - - - - - - - Южная энергетическая Осетия система Юга России Монголия объединенная 0,45 0,25 0,45 0,25 0,45 0,25 0,45 0,25 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 энергетическая система Сибири Китайская объединенная 3,5 0,83 3,5 0,83 3,5 0,83 3,5 0,83 - - - - - - - - Народная энергетическая Республика система Востока России ____________ ПРИЛОЖЕНИЕ № 4 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года ПРОГНОЗ экспорта и импорта электрической энергии и мощности (минимальный вариант) -------------|-----------------|----------------------------------------------------------------|---------------------------------------------------------------------- Страна | Объединение | Экспорт | Импорт | |----------------|---------------|---------------|---------------|-----------------|-----------------|-----------------|---------------- | | 2020 год | 2025 год | 2030 год | 2035 год | 2020 год | 2025 год | 2030 год | 2035 год | |---------|------|--------|------|--------|------|--------|------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|------- | | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | Энер- | Мощ- | | гия |ность | гия |ность | гия |ность | гия |ность | гия | ность | гия | ность | гия | ность | гия | ность | | (млрд. |(млн. | (млрд. |(млн. | (млрд. |(млн. | (млрд. |(млн. | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | (млрд. | (млн. | | кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) |кВт x ч)| кВт) -------------|-----------------|---------|------|--------|------|--------|------|--------|------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|------- Единая 10,61 3,31 10,61 3,31 10,66 3,31 10,66 3,31 1,66 1,15 1,66 1,15 1,81 1,15 1,81 1,15 энергетическая система России - всего Финляндская объединенная 4,4 1,3 4,4 1,3 4,4 1,3 4,4 1,3 0,3 0,32 0,3 0,32 0,3 0,32 0,3 0,32 Республика энергетическая система Северо- Запада России Королевство объединенная 0,15 0,03 0,15 0,03 0,15 0,03 0,15 0,03 - - - - - - - - Норвегия энергетическая система Северо- Запада России Страны объединенная - - - - - - - - - - - - - - - - Балтии энергетическая система Северо- Запада России Республика объединенная - - - - - - - - - - - - - - - - Белоруссия энергетическая система Центра России Украина объединенная - - - - - - - - - - - - - - - - энергетическая система Центра России, объединенная энергетическая система Юга России Республика объединенная 1,65 0,36 1,65 0,36 1,65 0,36 1,65 0,36 1 0,3 1 0,3 1 0,3 1 0,3 Казахстан энергетическая система Юга России, объединенная энергетическая система Средней Волги, объединенная энергетическая система Урала, объединенная энергетическая система Сибири Грузия объединенная 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 0,24 0,4 энергетическая система Юга России Республика объединенная 0,09 0,1 0,09 0,1 0,14 0,1 0,14 0,1 0,09 0,1 0,09 0,1 0,24 0,1 0,24 0,1 Азербайджан энергетическая система Юга России Республика объединенная 0,13 0,04 0,13 0,04 0,13 0,04 0,13 0,04 - - - - - - - - Южная энергетическая Осетия система Юга России Монголия объединенная 0,45 0,25 0,45 0,25 0,45 0,25 0,45 0,25 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 энергетическая система Сибири Китайская объединенная 3,5 0,83 3,5 0,83 3,5 0,83 3,5 0,83 - - - - - - - - Народная энергетическая Республика система Востока России ____________ ПРИЛОЖЕНИЕ № 5 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года ПЕРЕЧЕНЬ атомных электростанций, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (базовый вариант) --------------------|------------------------|-------------------------|--------------------------|---------------------------|------------------------- |По состоянию на 2015 год| 2016 - 2020 годы | 2021 - 2025 годы | 2026 - 2030 годы | 2031 - 2035 годы |------|-------|---------|------|------|-----------|------|-------|-----------|-------|-------|-----------|------|------|----------- | коли-| тип | установ-| коли-| тип | установ- | коли-| тип | установ- | коли-| тип | установ- | коли-| тип | установ- |чество| блока | ленная |чество|блока | ленная |чество| блока | ленная | чество| блока | ленная |чество|блока | ленная |блоков| | мощность|блоков| | мощность |блоков| | мощность | блоков| | мощность |блоков| | мощность | | | (МВт) | | |на 2020 год| | |на 2025 год| | |на 2030 год| | |на 2035 год | | | | | | (МВт) | | | (МВт) | | | МВт | | | (МВт) --------------------|------|-------|---------|------|------|-----------|------|-------|-----------|-------|-------|-----------|------|------|----------- I. Объединенная энергетическая система Северо-Запада России Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области Ленинградская АЭС, 4 РБМК- 4000 2 РБМК- 2000 - - - - - - - - - г. Сосновый Бор 1000 1000 Ленинградская - - - 1 ВВЭР- 1198,8 3 ВВЭР- 3596,4 4 ВВЭР- 4795,2 4 ВВЭР- 4795,2 АЭС-2, 1200 1200 1200 1200 г. Сосновый Бор Энергосистема Мурманской области (Кольская энергосистема) Кольская АЭС, 4 ВВЭР- 1760 4 ВВЭР- 1760 4 ВВЭР- 1760 4 ВВЭР- 1760 2 ВВЭР- 880 г. Полярные Зори 440 440 440 440 440 Кольская АЭС-2, - - - - - - - - - - - - 1 ВВЭР- 600 г. Полярные Зори 600 II. Объединенная энергетическая система Центра России Энергосистема Воронежской области Нововоронежская 2 ВВЭР- 834 1 ВВЭР- 417 1 ВВЭР- 417 1 ВВЭР- 417 - - - АЭС, г. Нововоронеж 417 417 417 417 1 ВВЭР- 1000 1 ВВЭР- 1000 1 ВВЭР- 1000 1 ВВЭР- 1000 1 ВВЭР- 1000 1000 1000 1000 1000 1000 Итого по станции - - 1834 1417 1417 1417 1000 Нововоронежская - - - 2 ВВЭР- 2390,8 2 ВВЭР- 2390,8 2 ВВЭР- 2390,8 2 ВВЭР- 2390,8 АЭС-2, 1200 1200 1200 1200 г. Нововоронеж Энергосистема Костромской области Центральная АЭС - - - - - - - - - - - - - ВВЭР- 1255 (Костромская), ТОИ г. Буй Энергосистема Курской области Курская АЭС, 4 РБМК- 4000 4 РБМК- 4000 2 РБМК- 2000 - - - - - - г. Курчатов 1000 1000 1000 Курская АЭС-2, - - - - - - 2 ВВЭР- 2510 3 ВВЭР- 3765 4 ВВЭР- 5020 г. Курчатов ТОИ ТОИ ТОИ Энергосистема Смоленской области Смоленская АЭС, 3 РБМК- 3000 3 РБМК- 3000 3 РБМК- 3000 1 РБМК- 1000 - - - г. Десногорск 1000 1000 1000 1000 Смоленская - - - - - - - - - 2 ВВЭР- 2510 2 ВВЭР- 2510 АЭС-2, ТОИ ТОИ г. Десногорск Энергосистема Тверской области Калининская АЭС, 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 г. Удомля 1000 1000 1000 1000 1000 III. Объединенная энергетическая система Средней Волги Энергосистема Нижегородской области Нижегородская АЭС, - - - - - - - - - - - - 2 ВВЭР- 2510 пос. Монаково ТОИ Энергосистема Саратовской области Балаковская АЭС, 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 г. Балаково 1000 1000 1000 1000 1000 IV. Объединенная энергетическая система Юга России Энергосистема Ростовской области Ростовская АЭС, 3 ВВЭР- 3000 4 ВВЭР- 4070 4 ВВЭР- 4070 4 ВВЭР- 4070 4 ВВЭР- 4070 г. Волгодонск 1000 1000 1000 1000 1000 V. Объединенная энергетическая система Урала Энергосистема Свердловской области Белоярская АЭС, 1 БН- 600 1 БН- 600 - - - - - - - - - г. Заречный 600 600 1 БН- 885 1 БН- 885 1 БН- 885 1 БН- 885 1 БН- 885 800 800 800 800 800 - - - - - - - - - - - - 1 БН- 1220 1200 Итого по станции - - 1485 - - 1485 - - 885 - - 885 - - 2105 VI. Изолированные энергетические системы Дальнего Востока Энергосистема Чукотского автономного округа, Чаун-Билибинский энергоузел Билибинская АЭС, 4 ЭГП- 48 3 ЭГП- 36 - - - - - - - - - г. Билибино 12 12 ПАТЭС, г. Певек - - - 2 КЛТ- 70 2 КЛТ- 70 2 КЛТ- 70 2 КЛТ- 70 40С 40С 40С 40С ____________ ПРИЛОЖЕНИЕ № 6 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года ПЕРЕЧЕНЬ атомных электростанций, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (минимальный вариант) --------------------------|-------------------------|--------------------------|----------------------------|--------------------------|---------------------------- | По состоянию на 2015 год| 2016 - 2020 годы | 2021 - 2025 годы | 2026 - 2030 годы | 2031 - 2035 годы |--------|------|---------|------|------|------------|--------|------|------------|------|------|------------|--------|------|------------ | коли- | тип |установ- |коли- | тип | установ- | коли- | тип | установ- | коли-| тип | установ- | коли- | тип | установ- | чество |блока | ленная |чество|блока | ленная | чество |блока | ленная |чество|блока | ленная | чество |блока | ленная | блоков | |мощность |блоков| | мощность | блоков | | мощность |блоков| | мощность | блоков | | мощность | | | (МВт) | | |на 2020 год | | |на 2025 год | | |на 2030 год,| | |на 2035 год | | | | | | (МВт) | | | (МВт) | | | МВт | | | (МВт) --------------------------|--------|------|---------|------|------|------------|--------|------|------------|------|------|------------|--------|------|------------ I. Объединенная энергетическая система Северо-Запада России Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области Ленинградская АЭС, 4 РБМК- 4000 2 РБМК- 2000 - - - - - - - - - г. Сосновый Бор 1000 1000 Ленинградская АЭС-2, - - - 1 ВВЭР- 1198,8 3 ВВЭР- 3596,4 4 ВВЭР- 4795,2 4 ВВЭР- 4795,2 г. Сосновый Бор 1200 1200 1200 1200 Энергосистема Мурманской области (Кольская энергосистема) Кольская АЭС, 4 ВВЭР- 1760 4 ВВЭР- 1760 4 ВВЭР- 1760 4 ВВЭР- 1760 2 ВВЭР- 880 г. Полярные Зори 440 440 440 440 440 Кольская АЭС-2, - - - - - - - - - - - - 1 ВВЭР- 600 г. Полярные Зори 600 II. Объединенная энергетическая система Центра России Энергосистема Воронежской области Нововоронежская АЭС, 2 ВВЭР- 834 1 ВВЭР- 417 1 ВВЭР- 417 1 ВВЭР- 417 - - - г. Нововоронеж 417 417 417 417 1 ВВЭР- 1000 1 ВВЭР- 1000 1 ВВЭР- 1000 1 ВВЭР- 1000 1 ВВЭР- 1000 1000 1000 1000 1000 1000 Итого по станции - - 1834 - - 1417 - - 1417 - - 1417 - - 1000 Нововоронежская АЭС-2, - - - 2 ВВЭР- 2390,8 2 ВВЭР- 2390,8 2 ВВЭР- 2390,8 2 ВВЭР- 2390,8 г. Нововоронеж 1200 1200 1200 1200 Энергосистема Костромской области Центральная АЭС - - - - - - - - - - - - - ВВЭР- 1255 (Костромская), ТОИ г. Буй Энергосистема Курской области Курская АЭС, 4 РБМК- 4000 4 РБМК- 4000 2 РБМК- 2000 - - - - - - г. Курчатов 1000 1000 1000 Курская АЭС-2, - - - - - - 2 ВВЭР- 2510 3 ВВЭР- 3765 4 ВВЭР- 5020 г. Курчатов ТОИ ТОИ ТОИ Энергосистема Смоленской области Смоленская АЭС, 3 РБМК- 3000 3 РБМК- 3000 3 РБМК- 3000 1 РБМК- 1000 - - - г. Десногорск 1000 1000 1000 1000 Смоленская АЭС-2, - - - - - - - - - 2 ВВЭР- 2510 2 ВВЭР- 2510 г. Десногорск ТОИ ТОИ Энергосистема Тверской области Калининская АЭС, 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 г. Удомля 1000 1000 1000 1000 1000 III. Объединенная энергетическая система Средней Волги Энергосистема Саратовской области Балаковская АЭС, 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 4 ВВЭР- 4000 г. Балаково 1000 1000 1000 1000 1000 IV. Объединенная энергетическая система Юга России Энергосистема Ростовской области Ростовская АЭС, 3 ВВЭР- 3000 4 ВВЭР- 4070 4 ВВЭР- 4070 4 ВВЭР- 4070 4 ВВЭР- 4070 г. Волгодонск 1000 1000 1000 1000 1000 V. Объединенная энергетическая система Урала Энергосистема Свердловской области Белоярская АЭС, 1 БН- 600 1 БН- 600 - - - - - - - - - г. Заречный 600 600 1 БН- 885 1 БН- 885 1 БН- 885 1 БН- 885 1 БН- 885 800 800 800 800 800 Итого по станции - - 1485 - - 1485 - - 885 - - 885 - - 885 VI. Изолированные энергетические системы Дальнего Востока Энергосистема Чукотского автономного округа, Чаун-Билибинский энергоузел Билибинская АЭС, 4 ЭГП- 48 3 ЭГП- 36 - - - - - - - - - г. Билибино 12 12 ПАТЭС, г. Певек - - - 2 КЛТ- 70 2 КЛТ- 70 2 КЛТ- 70 2 КЛТ- 70 40С 40С 40С 40С ____________ ПРИЛОЖЕНИЕ № 7 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года ПЕРЕЧЕНЬ гидравлических электростанций установленной мощностью 100 МВт и выше, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (базовый вариант) -------------------------|------------|------------------|------------------|-------------------|------------------|------------------ | Проектные | По состоянию | 2016 - 2020 годы| 2021 - 2025 годы | 2026 - 2030 годы| 2031 - 2035 годы | мощность | на 2015 год | | | | | и средне- |------|-----------|------|-----------|------|------------|------|-----------|------|----------- | многолетняя| коли-| установ- | коли-| установ- | коли-| установ- | коли-| установ- | коли-| установ- | выработка |чество| ленная |чество| ленная |чество| ленная |чество| ленная |чество| ленная | |блоков| мощность |блоков| мощность |блоков| мощность |блоков| мощность |блоков| мощность | | | (МВт) | |на 2020 год| |на 2025 год | |на 2030 год| |на 2035 год | | | | | (МВт) | | (МВт) | | (МВт) | | (МВт) -------------------------|------------|------|-----------|------|-----------|------|------------|------|-----------|------|----------- I. Объединенная энергетическая система Северо-Запада России Энергосистема Республики Карелия Кривопорожская ГЭС, 180 МВт, 4 180 4 180 4 180 4 180 4 180 г. Кемь, Кемский каскад 0,5 млрд. ГЭС, р. Кемь кВт x ч Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области Лесогорская ГЭС-10, 118 МВт, 4 118 4 118 4 118 4 118 4 118 г. Светогорск, 0,7 млрд. каскад Вуоксинских кВт x ч ГЭС, р. Вуокса Светогорская ГЭС-11, 122 МВт, 4 122 4 122 4 122 4 122 4 122 г. Светогорск, каскад 0,7 млрд. Вуоксинских ГЭС, кВт x ч р. Вуокса Верхне-Свирская 160 МВт, 4 160 4 160 4 160 4 160 4 160 ГЭС-12, г. Подпорожье, 0,5 млрд. Свирский каскад ГЭС, кВт x ч р. Свирь Нарвская ГЭС-13, 124,8 МВт, 3 124,8 3 124,8 3 124,8 3 124,8 3 124,8 г. Ивангород, р. Нарва 0,6 млрд. кВт x ч Энергосистема Мурманской области ГЭС Нива-3, 155,5 МВт, 4 155,5 4 155,5 4 155,5 4 155,5 4 155,5 г. Кандалакша, 0,8 млрд. Нивский каскад ГЭС, кВт x ч р. Нива Верхне-Туломская ГЭС, 268 МВт, 4 268 4 268 4 268 4 268 4 268 пос. Верхнетуломский, 0,8 млрд. Туломский каскад ГЭС, кВт x ч р. Тулома Княжегубская ГЭС-11, 152 МВт, 4 152 4 152 4 152 4 152 4 152 пос. Зеленоборский, 0,7 млрд. Ковдорский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ковда Серебрянская ГЭС-2 156 МВт, 3 156 3 156 3 156 3 156 3 156 (ГЭС-16), 0,5 млрд. пос. Туманный, каскад кВт x ч Серебрянских ГЭС, р. Воронья Серебрянская ГЭС-1 201 МВт, 3 201 3 201 3 201 3 201 3 201 (ГЭС-15), 0,6 млрд. пос. Туманный, каскад кВт x ч Серебрянских ГЭС, р. Воронья Верхне-Териберская 130 МВт, 1 130 1 130 1 130 1 130 1 130 ГЭС-18, пос. Териберка, 0,3 млрд. каскад Териберских кВт x ч ГЭС, р. Териберка II. Объединенная энергетическая система Центра России Энергосистема г. Москвы и Московской области Загорская ГАЭС-1, 1200 МВт, 6 1200 6 1200 6 1200 6 1200 6 1200 пос. Богородское 1,9 млрд. (г. Сергиев Посад), кВт x ч р. Кунья (энергия заряда - 2,6 млрд. кВт x ч) Загорская ГАЭС-2, 840 МВт, - - 4 840 4 840 4 840 4 840 пос. Богородское 1,4 млрд. (г. Сергиев Посад), кВт x ч р. Кунья (энергия заряда - 1,8 млрд. кВт x ч) Энергосистема Ярославской области Рыбинская ГЭС, 386,4 МВт, 6 356,4 6 376,4 6 386,4 6 386,4 6 386,4 г. Рыбинск, Волжско- 0,9 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга Угличская ГЭС, 120 МВт, 2 120 2 120 2 120 2 120 2 120 г. Углич, Волжско- 0,2 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга III. Объединенная энергетическая система Средней Волги Энергосистема Нижегородской области Нижегородская ГЭС, 529 МВт, 8 520 8 526 8 529 8 529 8 529 г. Заволжье, Волжско- 1,5 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга Энергосистема Самарской области Жигулевская ГЭС, 2488 МВт, 20 2404 20 2488 20 2488 20 2488 20 2488 г. Жигулевск, Волжско- 9,6 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга Энергосистема Саратовской области Саратовская ГЭС, 1463 МВт, 24 1391 24 1451 24 1463 24 1463 24 1463 г. Балаково, Волжско- 5,4 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга Энергосистема Республики Татарстан Нижнекамская ГЭС, 1205 МВт, 16 1205 16 1205 16 1205 16 1205 16 1205 г. Набережные челны, 1,7 млрд. Волжско-Камский кВт x ч каскад ГЭС, р. Кама Энергосистема Республики Чувашия Чебоксарская ГЭС, 1370 МВт, 18 1370 18 1370 18 1370 18 1370 18 1370 г. Новочебоксарск, 2,1 млрд. Волжско-Камский кВт x ч каскад ГЭС, р. Волга IV. Объединенная энергетическая система Юга России Энергосистема Волгоградской области Волжская ГЭС, 2744,5 23 2650 23 2734 23 2744,5 23 2744,5 23 2744,5 г. Волжский, Волжско- МВт, Камский каскад ГЭС, 11,5 млрд. р. Волга кВт x ч Энергосистема Республики Дагестан Чиркейская ГЭС, 1000 МВт, 4 1000 4 1000 4 1000 4 1000 4 1000 пос. Дубки, Сулакский 2,3 млрд. каскад ГЭС, р. Сулак кВт x ч Миатлинская ГЭС, 220 МВт, 2 220 2 220 2 220 2 220 2 220 г. Кизилюрт, Сулакский 0,7 млрд. каскад ГЭС, р. Сулак кВт x ч Ирганайская ГЭС, 400 МВт, 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 пос. Шамилькала, 1,3 млрд. каскад ГЭС на кВт x ч р. Аварское Койсу Гоцатлинская ГЭС, 100 МВт, 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 с. Чалда, 0,3 млрд. каскад ГЭС на кВт x ч р. Аварское Койсу Энергосистема Карачаево-Черкесской Республики Зеленчукская ГЭС 160 МВт, 2 160 2 160 2 160 2 160 2 160 (в составе Зеленчукской 0,4 млрд. ГЭС-ГАЭС), кВт x ч Зеленчукский каскад ГЭС, р. Аксаут Зеленчукская ГАЭС 140 МВт, - - 2 140 2 140 2 140 2 140 (в составе Зеленчукской 0,065 млрд. ГЭС-ГАЭС), кВт x ч Зеленчукский каскад (энергия ГЭС, р. Аксаут заряда - 0,075 млрд. кВт x ч) Энергосистема Ростовской области Цимлянская ГЭС, 211,5 МВт, 5 211,5 5 211,5 5 211,5 5 211,5 5 211,5 г. Цимлянск, р. Дон 0,6 млрд. кВт x ч Энергосистема Ставропольского края Кубанская ГЭС-2, 186 МВт, 4 184 4 186 4 186 4 186 4 186 пос. Ударный, 0,54 млрд. каскад Кубанских ГЭС, кВт x ч большой Ставропольский канал Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания Зарамагская ГЭС-1, 342 МВт, - - 2 342 2 342 2 342 2 342 Алагирский район 0,81 млрд. Северной Осетии, кВт x ч р. Ардон V. Объединенная энергетическая система Урала Энергосистема Республики Башкортостан Павловская ГЭС, 166,4 МВт, 4 166,4 4 166,4 4 166,4 4 166,4 4 166,4 пос. Павловка, р. Уфа 0,6 млрд. кВт x ч Энергосистема Пермского края Воткинская ГЭС, 1050 МВт, 10 1020 10 1040 10 1050 10 1050 10 1050 г. Чайковский, Волжско- 2,3 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Кама Камская ГЭС, 552 МВт, 23 549 23 552 23 552 23 552 23 552 г. Пермь, Волжско- 1,7 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Кама VI. Объединенная энергетическая система Сибири Энергосистема Иркутской области Братская ГЭС, 4500 МВт, 18 4500 18 4500 18 4500 18 4500 18 4500 г. Братск-9, Ангаро- 21,7 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ангара Иркутская ГЭС, 771,2 МВт, 8 662,4 8 771,2 8 771,2 8 771,2 8 771,2 п. Кузьмиха, Ангаро- 4 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ангара Усть-Илимская ГЭС, 3880 МВт, 16 3840 16 3880 16 3880 16 3880 16 3880 г. Усть-Илимск, Ангаро- 20,3 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ангара Энергосистема Красноярского края Красноярская ГЭС, 6000 МВт, 12 6000 12 6000 12 6000 12 6000 12 6000 г. Дивногорск, Ангаро- 18,4 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Енисей Богучанская ГЭС, 2997 МВт, 9 2997 9 2997 9 2997 9 2997 9 2997 г. Кодинск, Ангаро- 17,6 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ангара Мотыгинская ГЭС 1082 МВт, - - - - - - 10 1082 10 1082 (Выдумская), 6,3 млрд. Мотыгинский район, кВт x ч Ангаро-Енисейский каскад ГЭС, р. Ангара Энергосистема Новосибирской области Новосибирская ГЭС, 490 МВт, 7 465 7 490 7 490 7 490 7 490 г. Новосибирск, р. Обь 1,9 млрд. кВт x ч Энергосистема Республики Хакасия Саяно-Шушенская ГЭС, 6400 МВт, 10 6400 10 6400 10 6400 10 6400 10 6400 пос. Черемушки, 21,8 млрд. Ангаро-Енисейский кВт x ч каскад ГЭС, р. Енисей Майнская ГЭС, 321 МВт, 3 321 3 321 3 321 3 321 3 321 пос. Черемушки, 1,5 млрд. Ангаро-Енисейский кВт x ч каскад ГЭС, р. Енисей VII. Объединенная энергетическая система Востока России Энергосистема Амурской области Зейская ГЭС, 1330 МВт, 6 1330 6 1330 6 1330 6 1330 6 1330 г. Зея, р. Зея 4,9 млрд. кВт x ч Бурейская ГЭС, 2010 МВт, 6 2010 6 2010 6 2010 6 2010 6 2010 пос. Талакан, Буреский 6,4 млрд. каскад ГЭС, р. Бурея кВт x ч Нижне-Зейская ГЭС 400 МВт, - - - - 4 400 4 400 4 400 (Граматухинская), 2,25 млрд. г. Свободный, р. Зея кВт x ч Нижне-Бурейская ГЭС, 320 МВт, - - 4 320 4 320 4 320 4 320 пос. Новобурейский, 1,65 млрд. Бурейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Бурея Западный энергорайон Якутии (в составе объединенной энергетической системы Востока России с 2017 года) Вилюйская ГЭС-1, 340 МВт, 4 340 4 340 4 340 4 340 4 340 пос. Чернышевский, 1,3 млрд. Вилюйский каскад ГЭС, кВт x ч р. Вилюй Вилюйская ГЭС-2, 340 МВт, 4 340 4 340 4 340 4 340 4 340 пос. Чернышевский, 1,3 млрд. Вилюйский каскад ГЭС, кВт x ч р. Вилюй Светлинская ГЭС 277,5 МВт, 3 277,5 3 277,5 3 277,5 3 277,5 3 277,5 (Вилюйская ГЭС-3), 1,0 млрд. пос. Чернышевский, кВт x ч Вилюйский каскад ГЭС, р. Вилюй VIII. Изолированные энергетические системы Сибири Норильско-Таймырский энергоузел Усть-Хантайская ГЭС, 511 МВт, 7 441 7 501 7 511 7 511 7 511 пос. Снежногорск, 2,1 млрд. р. Хантайка кВт x ч Курейская ГЭС, 600 МВт, 5 600 5 600 5 600 5 600 5 600 пос. Светлогорск, 2,6 млрд. р. Курейка кВт x ч IX. Изолированные энергетические системы Дальнего Востока Энергосистема Магаданской области Колымская ГЭС, 900 МВт, 5 900 5 900 5 900 5 900 5 900 пос. Синегорье, 3,3 млрд. Колымский каскад ГЭС, кВт x ч р. Колыма Усть-Среднеканская ГЭС, 168 МВт, 2 168 2 168 2 168 2 168 2 168 пос. Синегорье, 0,5 млрд. Колымский каскад ГЭС, кВт x ч р. Колыма ____________ ПРИЛОЖЕНИЕ № 8 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года ПЕРЕЧЕНЬ гидравлических электростанций установленной мощностью 100 МВт и выше, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (минимальный вариант) -------------------------|------------|----------------|------------------|------------------|-------------------|------------------ | Проектные | По состоянию | 2016 - 2020 годы | 2021 - 2025 годы | 2026 - 2030 годы | 2031 - 2035 годы | мощность | на 2015 год | | | | | и средне- |------|---------|------|-----------|------|-----------|------|------------|------|----------- |многолетняя | коли-|установ- | коли-| установ- | коли-| установ- | коли-| установ- | коли-| установ- | выработка |чество| ленная |чество| ленная |чество| ленная |чество| ленная |чество| ленная | |блоков|мощность |блоков| мощность |блоков| мощность |блоков| мощность |блоков| мощность | | | (МВт) | |на 2020 год| |на 2025 год| |на 2030 год | |на 2035 год | | | | | (МВт) | | (МВт) | | (МВт) | | (МВт) -------------------------|------------|------|---------|------|-----------|------|-----------|------|------------|------|----------- I. Объединенная энергетическая система Северо-Запада России Энергосистема Республики Карелия Кривопорожская ГЭС, 180 МВт, 4 180 4 180 4 180 4 180 4 180 г. Кемь, Кемский каскад 0,5 млрд. ГЭС, р. Кемь кВт x ч Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области Лесогорская ГЭС-10, 118 МВт, 4 118 4 118 4 118 4 118 4 118 г. Светогорск, каскад 0,7 млрд. Вуоксинских ГЭС, кВт x ч р. Вуокса Светогорская ГЭС-11, 122 МВт, 4 122 4 122 4 122 4 122 4 122 г. Светогорск, каскад 0,7 млрд. Вуоксинских ГЭС, кВт x ч р. Вуокса Верхне-Свирская ГЭС-12, 160 МВт, 4 160 4 160 4 160 4 160 4 160 г. Подпорожье, 0,5 млрд. Свирский каскад ГЭС, кВт x ч р. Свирь Нарвская ГЭС-13, 124,8 МВт, 3 124,8 3 124,8 3 124,8 3 124,8 3 124,8 г. Ивангород, р. Нарва 0,6 млрд. кВт x ч Энергосистема Мурманской области ГЭС Нива-3, 155,5 МВт, 4 155,5 4 155,5 4 155,5 4 155,5 4 155,5 г. Кандалакша, Нивский 0,8 млрд. каскад ГЭС, р. Нива кВт x ч Верхне-Туломская ГЭС, 268 МВт, 4 268 4 268 4 268 4 268 4 268 пос. Верхнетуломский, 0,8 млрд. Туломский каскад ГЭС, кВт x ч р. Тулома Княжегубская ГЭС-11, 152 МВт, 4 152 4 152 4 152 4 152 4 152 пос. Зеленоборский, 0,7 млрд. Ковдорский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ковда Серебрянская ГЭС-2 156 МВт, 3 156 3 156 3 156 3 156 3 156 (ГЭС-16), 0,5 млрд. пос. Туманный, каскад кВт x ч Серебрянских ГЭС, р. Воронья Серебрянская ГЭС-1 201 МВт, 3 201 3 201 3 201 3 201 3 201 (ГЭС-15), 0,6 млрд. пос. Туманный, каскад кВт x ч Серебрянских ГЭС, р. Воронья Верхне-Териберская 130 МВт, 1 130 1 130 1 130 1 130 1 130 ГЭС-18, пос. Териберка, 0,3 млрд. каскад Териберских ГЭС, кВт x ч р. Териберка II. Объединенная энергетическая система Центра России Энергосистема г. Москвы и Московской области Загорская ГАЭС-1, 1200 МВт, 6 1200 6 1200 6 1200 6 1200 6 1200 пос. Богородское 1,9 млрд. (г. Сергиев Посад), кВт x ч р. Кунья (энергия заряда - 2,6 млрд. кВт x ч) Загорская ГАЭС-2, 840 МВт, - - 4 840 4 840 4 840 4 840 пос. Богородское 1,4 млрд. (г. Сергиев Посад), кВт x ч р. Кунья (энергия заряда - 1,8 млрд. кВт x ч) Энергосистема Ярославской области Рыбинская ГЭС, 386,4 МВт, 6 356,4 6 376,4 6 386,4 6 386,4 6 386,4 г. Рыбинск, Волжско- 0,9 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга Угличская ГЭС, 120 МВт, 2 120 2 120 2 120 2 120 2 120 г. Углич, Волжско- 0,2 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга III. Объединенная энергетическая система Средней Волги Энергосистема Нижегородской области Нижегородская ГЭС, 529 МВт, 8 520 8 526 8 529 8 529 8 529 г. Заволжье, Волжско- 1,5 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга Энергосистема Самарской области Жигулевская ГЭС, 2488 МВт, 20 2404 20 2488 20 2488 20 2488 20 2488 г. Жигулевск, Волжско- 9,6 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга Энергосистема Саратовской области Саратовская ГЭС, 1463 МВт, 24 1391 24 1451 24 1463 24 1463 24 1463 г. Балаково, Волжско- 5,4 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга Энергосистема Республики Татарстан Нижнекамская ГЭС, 1205 МВт, 16 1205 16 1205 16 1205 16 1205 16 1205 г. Набережные Челны, 1,7 млрд. Волжско-Камский кВт x ч каскад ГЭС, р. Кама Энергосистема Республики Чувашия Чебоксарская ГЭС, 1370 МВт, 18 1370 18 1370 18 1370 18 1370 18 1370 г. Новочебоксарск, 2,1 млрд. Волжско-Камский кВт x ч каскад ГЭС, р. Волга IV. Объединенная энергетическая система Юга России Энергосистема Волгоградской области Волжская ГЭС, 2744,5 МВт, 23 2650 23 2734 23 2744,5 23 2744,5 23 2744,5 г. Волжский, Волжско- 11,5 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Волга Энергосистема Республики Дагестан Чиркейская ГЭС, 1000 МВт, 4 1000 4 1000 4 1000 4 1000 4 1000 пос. Дубки, Сулакский 2,3 млрд. каскад ГЭС, р. Сулак кВт x ч Миатлинская ГЭС, 220 МВт, 2 220 2 220 2 220 2 220 2 220 г. Кизилюрт, Сулакский 0,7 млрд. каскад ГЭС, р. Сулак кВт x ч Ирганайская ГЭС, 400 МВт, 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 пос. Шамилькала, каскад 1,3 млрд. ГЭС на р. Аварское кВт x ч Койсу Гоцатлинская ГЭС, 100 МВт, 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 с.Чалда, каскад ГЭС на 0,3 млрд. р. Аварское Койсу кВт x ч Энергосистема Карачаево-Черкесской Республики Зеленчукская ГЭС 160 МВт, 2 160 2 160 2 160 2 160 2 160 (в составе Зеленчукской 0,4 млрд. ГЭС-ГАЭС), кВт x ч Зеленчукский каскад ГЭС, р. Аксаут Зеленчукская ГАЭС 140 МВт, - - 2 140 2 140 2 140 2 140 (в составе Зеленчукской 0,065 млрд. ГЭС-ГАЭС), кВт x ч Зеленчукский каскад (энергия ГЭС, р. Аксаут заряда - 0,075 млрд. кВт x ч) Энергосистема Ростовской области Цимлянская ГЭС, 211,5 МВт, 5 211,5 5 211,5 5 211,5 5 211,5 5 211,5 г. Цимлянск, р. Дон 0,6 млрд. кВт x ч Энергосистема Ставропольского края Кубанская ГЭС-2, 186 МВт, 4 184 4 186 4 186 4 186 4 186 пос. Ударный, Каскад 0,54 млрд. Кубанских ГЭС, кВт x ч большой Ставропольский канал Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания Зарамагская ГЭС-1, 342 МВт, - - 2 342 2 342 2 342 2 342 Алагирский район 0,81 млрд. Северной Осетии, кВт x ч р. Ардон V. Объединенная энергетическая система Урала Энергосистема Республики Башкортостан Павловская ГЭС, 166,4 МВт, 4 166,4 4 166,4 4 166,4 4 166,4 4 166,4 пос. Павловка, р. Уфа 0,6 млрд. кВт x ч Энергосистема Пермского края Воткинская ГЭС, 1050 МВт, 10 1020 10 1040 10 1050 10 1050 10 1050 г. Чайковский, Волжско- 2,3 млрд. Камский каскад ГЭС, кВт x ч р. Кама Камская ГЭС, г. Пермь, 552 МВт, 23 549 23 552 23 552 23 552 23 552 Волжско-Камский каскад 1,7 млрд. ГЭС, р. Кама кВт x ч VI. Объединенная энергетическая система Сибири Энергосистема Иркутской области Братская ГЭС, 4500 МВт, 18 4500 18 4500 18 4500 18 4500 18 4500 г. Братск-9, Ангаро- 21,7 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ангара Иркутская ГЭС, 771,2 МВт, 8 662,4 8 771,2 8 771,2 8 771,2 8 771,2 пос. Кузьмиха, Ангаро- 4 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ангара Усть-Илимская ГЭС, 3880 МВт, 16 3840 16 3880 16 3880 16 3880 16 3880 г. Усть-Илимск, Ангаро- 20,3 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ангара Энергосистема Красноярского края Красноярская ГЭС, 6000 МВт, 12 6000 12 6000 12 6000 12 6000 12 6000 г. Дивногорск, Ангаро- 18,4 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Енисей Богучанская ГЭС, 2997 МВт, 9 2997 9 2997 9 2997 9 2997 9 2997 г. Кодинск, Ангаро- 17,6 млрд. Енисейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Ангара Мотыгинская ГЭС 541 МВт, - - - - - - - - 5 541 (Выдумская), 3,1 млрд. Мотыгинский район, кВт x ч Ангаро-Енисейский каскад ГЭС, р. Ангара Энергосистема Новосибирской области Новосибирская ГЭС, 490 МВт, 7 465 7 490 7 490 7 490 7 490 г. Новосибирск, р. Обь 1,9 млрд. кВт x ч Энергосистема Республики Хакасия Саяно-Шушенская ГЭС, 6400 МВт, 10 6400 10 6400 10 6400 10 6400 10 6400 пос. Черемушки, 21,8 млрд. Ангаро-Енисейский каскад кВт x ч ГЭС, р. Енисей Майнская ГЭС, 321 МВт, 3 321 3 321 3 321 3 321 3 321 пос. Черемушки, 1,5 млрд. Ангаро-Енисейский кВт x ч каскад ГЭС, р. Енисей VII. Объединенная энергетическая система Востока России Энергосистема Амурской области Зейская ГЭС, 1330 МВт, 6 1330 6 1330 6 1330 6 1330 6 1330 г. Зея, р. Зея 4,9 млрд. кВт x ч Бурейская ГЭС, 2010 МВт, 6 2010 6 2010 6 2010 6 2010 6 2010 пос. Талакан, Бурейский 6,4 млрд. каскад ГЭС, р. Бурея кВт x ч Нижне-Зейская 400 МВт, - - - - - - 4 400 4 400 ГЭС (Граматухинская), 2,25 млрд. г. Свободный, р. Зея кВт x ч Нижне-Бурейская ГЭС, 320 МВт, - - 4 320 4 320 4 320 4 320 пос. Новобурейский, 1,65 млрд. Бурейский каскад ГЭС, кВт x ч р. Бурея Западный энергорайон Якутии (в составе объединенной энергетической системы Востока России с 2017 года) Вилюйская ГЭС-1, 340 МВт, 4 340 4 340 4 340 4 340 4 340 пос. Чернышевский, 1,3 млрд. Вилюйский каскад ГЭС, кВт x ч р. Вилюй Вилюйская ГЭС-2, 340 МВт, 4 340 4 340 4 340 4 340 4 340 пос. Чернышевский, 1,3 млрд. Вилюйский каскад ГЭС, кВт x ч р. Вилюй Светлинская ГЭС 277,5 МВт, 3 277,5 3 277,5 3 277,5 3 277,5 3 277,5 (Вилюйская ГЭС-3), 1,0 млрд. пос. Чернышевский, кВт x ч Вилюйский каскад ГЭС, р. Вилюй VIII. Изолированные энергетические системы Сибири Норильско-Таймырский энергоузел Усть-Хантайская ГЭС, 511 МВт, 7 441 7 501 7 511 7 511 7 511 пос. Снежногорск, 2,1 млрд. р. Хантайка кВт x ч Курейская ГЭС, 600 МВт, 5 600 5 600 5 600 5 600 5 600 пос. Светлогорск, 2,6 млрд. р. Курейка кВт x ч IX. Изолированные энергетические системы Дальнего Востока Энергосистема Магаданской области Колымская ГЭС, 900 МВт, 5 900 5 900 5 900 5 900 5 900 пос. Синегорье, 3,3 млрд. Колымский каскад ГЭС, кВт x ч р. Колыма Усть-Среднеканская 168 МВт, 2 168 2 168 2 168 2 168 2 168 ГЭС, пос. Синегорье, 0,5 млрд. Колымский каскад ГЭС, кВт x ч р. Колыма ____________ ПРИЛОЖЕНИЕ № 9 к Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года ПЕРЕЧЕНЬ тепловых электростанций установленной мощностью 500 МВт и выше, действующих и планируемых к сооружению, расширению, модернизации и выводу из эксплуатации (базовый вариант) --------------------------|--------|------------------------------|-----------------------------|-----------------------------|------------------------------|----------------------------- | Вид | По состоянию на 2015 год | 2016 - 2020 годы | 2021 - 2025 годы | 2026 - 2030 годы | 2031 - 2035 годы | топлива|------|--------------|--------|------|-------------|--------|------|-------------|--------|------|-------------|---------|------|-------------|-------- | | коли-| тип |установ-| коли-| тип |установ-| коли-| тип |установ-|коли- | тип |установ- | коли-| тип |установ- | |чество| блока | ленная |чество| блока | ленная |чество| блока | ленная |чество| блока | ленная |чество| блока | ленная | |блоков| | мощ- | бло- | | мощ- | бло- | | мощ- |блоков| | мощ- |блоков| | мощ- | | | | ность | ков | | ность | ков | |ность на| | |ность на | | |ность на | | | | (МВт) | | | на | | |2025 год| | |2030 год,| | |2035 год | | | | | | |2020 год| | | (МВт) | | | МВт | | | (МВт) | | | | | | | (МВт) | | | | | | | | | --------------------------|--------|------|--------------|--------|------|-------------|--------|------|-------------|--------|------|-------------|---------|------|-------------|-------- I. Объединенная энергетическая система Северо-Запада России Энергосистема Калининградской области Прегольская ТЭС, газ - - - 4 ПГУ-128 512 4 ПГУ-128 512 4 ПГУ-128 512 4 ПГУ-128 512 г. Калининград Маяковская ТЭС, газ - - - 2 ГТ-88,2 176,4 2 ГТ-88,2 176,4 2 ГТ-88,2 176,4 2 ГТ-88,2 176,4 г. Гусев Талаховская ТЭС, газ - - - 2 ГТ-88,2 176,4 2 ГТ-88,2 176,4 2 ГТ-88,2 176,4 2 ГТ-88,2 176,4 г. Советск Приморская ТЭС, уголь - - - 3 К-65-130 195 3 К-65-130 195 3 К-65-130 195 3 К-65-130 195 Светловский городской округ Калининградская ТЭЦ-2, газ 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 г. Калининград Энергосистема Республики Коми Печорская ГРЭС, газ 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 1 К-210-130 210 Республика Коми, г. Печора газ 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 газ - - - - - - - - - - - - 1 ПГУ-420 420 Итого по станции - - - 1060 - - 1060 - - 1060 - - 1060 - - 1060 ТЭЦ Монди СЛПК прочее 1 Р-12-35 12 - - - - - - - - - - - - (ТЭЦ Сыктывкарского ЛПК), Республика Коми, прочее 1 ПТ-29-35 29,3 1 ПТ-29-35 29,3 1 ПТ-29-35 29,3 1 ПТ-29-35 29,3 1 ПТ-29-35 29,3 г. Сыктывкар газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 газ 1 ПТ-62-130 62 1 ПТ-62-130 62 1 ПТ-62-130 62 1 ПТ-62-130 62 1 ПТ-62-130 62 газ 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 газ 1 ГТ-87,7 87,7 1 ГТ - 87,7 87,7 1 ГТ-87,7 87,7 1 ГТ-87,7 87,7 1 ГТ - 87,7 87,7 Итого по станции - - - 541 - - 529 - - 529 - - 529 - - 529 Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области ГРЭС-19 Киришская, газ 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 - - - - - - - - - Ленинградская область, г. Кириши газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 - - - газ 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 - - - газ 5 К-300-240 1500 5 К-300-240 1500 2 К-300-240 600 - - - - - - газ 1 ПГУ-795 795 1 ПГУ-795 795 1 ПГУ-795 795 1 ПГУ-795 795 1 ПГУ-795 795 газ - - - - - - 2 ПГУ-325 650 4 ПГУ-325 1300 4 ПГУ-325 1300 газ - - - - - - - - - 1 ПГУ-180(Т) 180 1 ПГУ-180(Т) 180 Итого по станции - - - 2595 - - 2595 - - 2185 - - 2415 - - 2275 ТЭЦ-14 Первомайская, газ 1 ПТ-58-130 58 - - - - - - - - - - - - г. Санкт - Петербург газ 1 ПТ-60-130 60 - - - - - - - - - - - - газ 1 Т-46-130 46 - - - - - - - - - - - - газ 2 ПГУ-180(Т) 360 2 ПГУ-180(Т) 360 2 ПГУ-180(Т) 360 2 ПГУ-180(Т) 360 2 ПГУ-180(Т) 360 Итого по станции - - - 524 - - 360 - - 360 - - 360 - - 360 ТЭЦ-21 Северная, газ 5 Т-100-130 500 5 Т-100-130 500 5 Т-100-130 500 5 Т-100-130 500 4 Т-100-130 400 Ленинградская область, пос. Мурино газ - - - - - - - - - - - - 1 ПГУ-180(Т) 180 Итого по станции - - - 500 - - 500 - - 500 - - 500 - - 580 ТЭЦ-22 Южная, газ 3 Т-250-240 750 3 Т-250-240 750 3 Т-250-240 750 3 Т-250-240 750 3 Т-250-240 750 г. Санкт-Петербург газ 1 ПГУ-457(Т) 457 1 ПГУ-457(Т) 457 1 ПГУ-457(Т) 457 1 ПГУ-457(Т) 457 1 ПГУ-457(Т) 457 Итого по станции - - - 1207 - - 1207 - - 1207 - - 1207 - - 1207 Северо-Западная ТЭЦ, газ 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 г. Санкт-Петербург ТЭЦ-5 Правобережная, газ 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180 г. Санкт-Петербург газ 1 ПГУ-463(Т) 463 1 ПГУ-463(Т) 463 1 ПГУ-463(Т) 463 1 ПГУ-463(Т) 463 1 ПГУ-463(Т) 463 Итого по станции - - - 643 - - 643 - - 643 - - 643 - - 643 II. Объединенная энергетическая система Центра России Энергосистема Владимирской области Владимирская ТЭЦ-2, газ 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 - - - - - - г. Владимир газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ 1 ПГУ-236(Т) 236 1 ПГУ-236(Т) 236 1 ПГУ-236(Т) 236 1 ПГУ-236(Т) 236 1 ПГУ-236(Т) 236 уголь 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 Итого по станции - - - 596 - - 596 - - 596 - - 396 - - 396 Энергосистема Вологодской области Череповецкая ГРЭС, газ 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420 - - - - - - - - - Вологодская область, пос. Кадуй уголь 1 К-210-130 210 1 К-210-130 210 - - - - - - - - - газ 1 ПГУ-421,6 421,6 1 ПГУ-421,6 421,6 1 ПГУ-421,6 421,6 1 ПГУ-421,6 421,6 1 ПГУ-421,6 421,6 газ - - - - - - - - - - - - 1 ПГУ-400 400 Итого по станции - - - 1051,6 - - 1051,6 - - 421,6 - - 421,6 - - 821,6 Энергосистема Костромской области Костромская ГРЭС, газ 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2400 7 К-300-240 2100 Костромская область, г. Волгореченск газ 1 К-1200-240 1200 1 К-1200-240 1200 1 К-1200-240 1200 1 К-1200-240 1200 - - - Итого по станции - - - 3600 - - 3600 - - 3600 - - 3600 - - 2100 Энергосистема Липецкой области Липецкая ТЭЦ-2, газ 1 ПТ-135-130 135 - - - - - - - - - - - - г. Липецк газ 2 ПТ-80-130 160 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 - - - газ 2 Т-110-130 220 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ - - - - - - - - - - - - 1 ПГУ-90(Т) 90 Итого по станции - - - 515 - - 190 - - 190 - - 190 - - 200 Энергосистема г. Москвы и Московской области ТЭЦ-8 с филиалом ТЭЦ-9 газ 1 Р-25-130 25 - - - - - - - - - - - - Мосэнерго, г. Москва газ 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 газ 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 - - - - - - газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330 газ - - - - - - - - - 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 Итого по станции - - - 605 - - 580 - - 580 - - 585 - - 585 ТЭЦ-16 Мосэнерго, газ 1 Т-30-90 30 - - - - - - - - - - - - г. Москва газ 2 Т-25-90 50 - - - - - - - - - - - - газ 1 Т-50-90 50 - - - - - - - - - - - - газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ 1 ПГУ-421(Т) 421 1 ПГУ-421(Т) 421 1 ПГУ-421(Т) 421 1 ПГУ-421(Т) 421 1 ПГУ-421(Т) 421 Итого по станции - - - 781 - - 651 - - 651 - - 651 - - 651 ТЭЦ-20 Мосэнерго, газ 3 Т-30-90 90 1 Т-30-90 30 - - - - - - - - - г. Москва газ 1 ПТ-35-90 35 - - - - - - - - - - - - газ 1 ПТ-65-90 65 1 ПТ-65-90 65 - - - - - - - - - газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 газ 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ 1 ПГУ-424,2(Т) 424,2 1 ПГУ-424,2(Т) 424,2 1 ПГУ-424,2(Т) 424,2 1 ПГУ-424,2(Т) 424,2 1 ПГУ-424,2(Т) 424,2 газ - - - - - - - - - - - - 1 ПГУ-220(Т) 220 Итого по станции - - - 1154,2 - - 1059,2 - - 964,2 - - 974,2 - - 1194,2 ТЭЦ-21 Мосэнерго, газ 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660 г. Москва газ 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ 2 Т-250-240 500 2 Т-250-240 500 - - - - - - - - - газ - - - - - - 1 Т-295-240 295 2 Т-295-240 590 2 Т-295-240 590 газ 1 ПГУ-425(Т) 425 1 ПГУ-425(Т) 425 1 ПГУ-425(Т) 425 1 ПГУ-425(Т) 425 1 ПГУ-425(Т) 425 Итого по станции - - - 1765 - - 1765 - - 1570 - - 1865 - - 1865 ТЭЦ-23 Мосэнерго, газ 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 г. Москва газ 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 1 Т-100-130 100 - - - - - - газ 4 Т-250-240 1000 4 Т-250-240 1000 2 Т-250-240 500 1 Т-250-240 250 - - - газ - - - - - - 1 Т-295-240 295 3 Т-295-240 885 4 Т-295-240 1180 Итого по станции - - - 1420 - - 1420 - - 1115 - - 1355 - - 1400 ТЭЦ-25 Мосэнерго, газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 г. Москва газ 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 Итого по станции - - - 1370 - - 1370 - - 1310 - - 1310 - - 1310 Каширская ГРЭС, уголь 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 2 К-330-240 660 Московская область, г. Кашира уголь 2 К-300-240 300 1 К-300-240 300 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 газ 3 К-300-240 900 3 К-300-240 900 3 К-300-240 900 - - - - - - газ - - - - - - - - - 2 ПГУ-325 650 3 ПГУ-325 975 газ 1 ПТ-80-130 80 - - - - - - - - - - - - Итого по станции - - - 1910 - - 1530 - - 1560 - - 1310 - - 1965 ГРЭС-5 Шатурская, газ 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600 Московская область, г. Шатура газ 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420 - - - уголь 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ 1 ПГУ-393,4 393,4 1 ПГУ-393,4 393,4 1 ПГУ-393,4 393,4 1 ПГУ-393,4 393,4 1 ПГУ-393,4 393,4 газ - - - - - - - - - - - - 1 ПГУ-400 400 Итого по станции - - - 1493,4 - - 1493,4 - - 1493,4 - - 1493,4 - - 1473,4 ГРЭС-3 им. Классона, газ 3 ГТ-90 270 3 ГТ-90 270 3 ГТ-90 270 3 ГТ-90 270 3 ГТ-90 270 Московская область, г. Электрогорск газ 1 Т-6-29 6,3 - - - - - - - - - - - - газ 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9 газ 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12 газ 1 ГТ-110 110 1 ГТ-110 110 1 ГТ-110 110 1 ГТ-110 110 1 ГТ-110 110 газ 1 ГТ-125 125 1 ГТ-125 125 1 ГТ-125 125 1 ГТ-125 125 1 ГТ-125 125 Итого по станции - - - 532,3 - - 526 - - 526 - - 526 - - 526 ТЭЦ-22 Мосэнерго, уголь 1 ПТ-70-130 70 1 ПТ-70-130 70 1 ПТ-70-130 70 1 ПТ-70-130 70 1 ПТ-70-130 70 Московская область, г. Дзержинский газ 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 уголь 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 газ 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 газ 3 Т-240-240 720 1 Т-240-240 240 - - - - - - - - - газ - - - 2 Т-295-240 590 3 Т-295-240 885 3 Т-295-240 885 3 Т-295-240 885 Итого по станции - - - 1310 - - 1420 - - 1475 - - 1475 - - 1475 ТЭЦ-12 с филиалом ТЭЦ-7 газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 Мосэнерго, г. Москва газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ 1 ПТ-90-130 90 1 ПТ-90-130 90 1 ПТ-90-130 90 1 ПТ-90-130 90 1 ПТ-90-130 90 газ 1 ПГУ-211,6(Т) 211,6 1 ПГУ-211,6(Т) 211,6 1 ПГУ-211,6(Т) 211,6 1 ПГУ-211,6(Т) 211,6 1 ПГУ-211,6(Т) 211,6 Итого по станции - - - 611,6 - - 611,6 - - 611,6 - - 611,6 - - 611,6 ТЭЦ-26 Мосэнерго, газ 1 ПТ-90-130 90 1 ПТ-90-130 90 1 ПТ-90-130 90 1 ПТ-90-130 90 1 ПТ-90-130 90 г. Москва газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 газ 1 ПГУ-420,9(Т) 420,9 1 ПГУ-420,9(Т) 120,9 1 ПГУ-420,9(Т) 420,9 1 ПГУ-420,9(Т) 420,9 1 ПГУ-420,9(Т) 420,9 Итого по станции - - - 1840,9 - - 1840,9 - - 1840,9 - - 1840,9 - - 1840,9 ТЭЦ-27 Северная газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 Мосэнерго, Московская область, газ 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 2 ПГУ-450(Т) 900 г. Мытищи Итого по станции - - - 1060 - - 1060 - - 1060 - - 1060 - - 1060 Энергосистема Рязанской области Рязанская ГРЭС, уголь 3 К-260-240 780 3 К-260-240 780 3 К-260-240 780 3 К-260-240 780 3 К-260-240 780 Рязанская область, г. Новомичуринск уголь 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 газ 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 Итого по станции - - - 2710 - - 2710 - - 2710 - - 2710 - - 2710 Энергосистема Смоленской области Смоленская ГРЭС, газ 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 1 К-210-130 210 Смоленская область, пос. Озерный газ - - - - - - - - - - - - 1 ПГУ-420 420 Итого по станции - - - 630 - - 630 - - 630 - - 630 - - 630 Энергосистема Тверской области Конаковская ГРЭС, газ 4 К-325-240 1300 4 К-325-240 1300 1 К-325-240 325 - - - - - - Тверская область, г. Конаково газ - - - - - - 1 ПГУ-325 325 7 ПГУ-325 2275 7 ПГУ-325 2275 газ 4 К-305-240 1220 4 К-305-240 1220 2 К-305-240 610 1 К-305-240 305 - - - Итого по станции - - - 2520 - - 2520 - - 1260 - - 2580 - - 2275 Энергосистема Тульской области ГРЭС Черепетская, уголь 2 К-300-240 600 - - - - - - - - - - - - Тульская область, г. Суворов уголь 1 К-265-240 265 1 К-265-240 265 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 уголь 2 К-225-130 450 2 К-225-130 450 2 К-225-130 450 2 К-225-130 450 2 К-225-130 450 Итого по станции - - - 1315 - - 715 - - 780 - - 780 - - 780 III. Объединенная энергетическая система Средней Волги Энергосистема Нижегородской области Дзержинская ТЭЦ, газ 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 - - - - - - - - - Нижегородская область, г. Дзержинск газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ 1 ПГУ-180(Т) 180 1 ПГУ-180(Т) 180 1 ПГУ-180(Т) 180 1 ПГУ-180(Т) 180 1 ПГУ-180(Т) 180 газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 Итого по станции - - 565 - - 565 - - 505 - - 505 - - 505 Автозаводская газ, 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 - - - ТЭЦ (ТЭЦ ГАЗ), нефте- г. Нижний Новгород топливо Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
