Постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 26.04.2017 № 48-ПГ

Примечание.

Информация о прогнозном потреблении электроэнергии и мощности в соответствии с представленными данными от крупных потребителей.

Таблица 1.5 Перечень основных перспективных потребителей.

В ЭЭС ЯНАО в рассматриваемый период 2017 – 2022 годов  в рамках реализации заключенных договоров на технологическое присоединение планируется ввод новых производственных мощностей следующих крупных потребителей:

- АО «Транснефть – Сибирь». Объекты нефтеперекачивающих станций магистрального нефтепровода Заполярье – Пурпе. Максимальная мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 43,24 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется сооружение ПС 220 кВ Ермак с заходами ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея и ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская;

- АО «Тюменнефтегаз». В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО «Тюменнефтегаз» к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» планируется присоединение объектов электросетевого хозяйства Русского месторождения с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 74 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется сооружение ПС 110/35/10 кВ Русская с ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Ермак и ПС 110 кВ ПСП Заполярное с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Ермак;

- ОАО «Арктикгаз». В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО «Арктикгаз» планируется присоединение объектов электросетевого хозяйства площадки Уренгойского и Самбургского УКПГ Самбургского НГКМ с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 11 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется присоединение к вновь сооружаемому СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Буран ПС 110/35/6 кВ Ачимовская с ЛЭП 110 кВ от СП 110 кВ до ПС 110/35/6 кВ Ачимовская;

- ЗАО «Ямалгазинвест». Максимальная мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 40 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется строительство ПС 220 кВ Исконная с шлейфовыми заходами ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой, строительство ПП 110 кВ Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ Уренгой – Лимбя-Яха-I,II цепи на ПС 110 кВ Лимбя-Яха, строительство ВЛ 110 кВ Исконная – Лимбя-Яха-I,II цепи, строительство ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Лимбя-Яха до вновь сооружаемой ПС 110 кВ ЗАО «Ямалгазинвест»;

- ЗАО «Ямалгазинвест». Максимальная мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 15,52 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется строительство новой ПС 110 кВ ПСП с питающими ВЛ 110 кВ;

- ООО «Газпром добыча Уренгой». В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «Газпром добыча Уренгой» планируется присоединение объектов электросетевого хозяйства с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 8,4 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется строительство второй цепи ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая и новой ПС 110 ЦПС-4 с отпайками от ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая – 1,2.

- ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Максимальная мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 35 МВт. Для возможности осуществления технологического присоединения планируется строительство СП 110 кВ с двумя линейными ячейками 110 кВ в районе ПП 110 кВ Северный, строительство ПС 110/10 кВ ГДН, сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ от СП 110 кВ в районе пп 110 кВ Северный до ПС 110 кВ ГДН.

4.2.2.2. Умеренно-оптимистический вариант развития.

Умеренно-оптимистический прогноз потребления электроэнергии и мощности до 2022 года представлен органом исполнительной власти и основан на данных о планируемых к присоединению новых энергопринимающих устройств в рамках реализации действующих договоров на технологическое присоединение, а также информации о поданных заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств и планируемом увеличении нагрузок по данным крупных потребителей, территориальных сетевых организаций и органов местного самоуправления в ЯНАО. Умеренно-оптимистический прогноз представлен в таблице 31.

Таблица 31

Умеренно-оптимистический прогноз изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы

Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7
Максимум нагрузки, МВт	1 814	1 949	2 066	2 079	2 085	2 201
В т.ч. Ноябрьский энергорайон	1216	1214	1200	1201	1201	1212
Северный энергорайон	598	735	866	878	884	989
Электропотребление, млн кВт ч	13575	14416	15365	15464	15486	16398
В т.ч. Ноябрьский энергорайон	9100	8980	8925	8933	8920	9030
Северный энергорайон	4475	5437	6441	6531	6566	7368

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2012 – 2016 годы (факт) и 2017 – 2022 годы (умеренно-оптимистический прогноз) представлены на схеме 26.

Схема 26. Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2012 –  2016 годы (факт) и 2017 – 2022 годы (умеренно-оптимистический прогноз)

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии по энергорайонам ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы представлена на схемах 27, 28.

Схема 27. Динамика изменения максимума нагрузки по энергорайонам ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы, МВт

Схема 28. Динамика изменения потребления электроэнергии по энергорайонам ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы, млн кВт·ч

Таблица 1.6 Перечень основных перспективных потребителей.

Дополнительно в рамках разработки умеренно-оптимистического варианта развития сетей ЭЭС ЯНАО учтены данные, полученные от органов местного самоуправления в ЯНАО, а также крупных потребителей о планируемых к вводу потребителях. Ниже приведена информация о наиболее крупных, планируемых к вводу потребителях:

- ввод новых производственных мощностей ООО «Газпромдобыча Уренгой» с увеличением потребления мощности на подстанциях транзита 110 кВ Оленья – Буран – Уренгой. Ориентировочный суммарный объем вновь вводимой нагрузки составляет более 43 МВт;

- ввод новых производственных мощностей ООО «Газпром добыча Ямбург» с увеличением потребления мощности от шин ПС 220 кВ Оленья. Ориентировочный суммарный объем вновь вводимой нагрузки составляет более 29 МВт;

- ввод новых производственных мощностей АО «РИТЕК» на Средне-Хулымском и Сандибинском месторождениях. Ориентировочный суммарный объем вновь вводимой нагрузки составляет 12,5 МВт;

- обустройство двух ПС 110/35/6 кВ и питающих ВЛ 110 кВ от района расположения ПС 110/35/6 кВ Барсуковская для обеспечения роста нагрузки на Барсуковском месторождении, начиная с 2022 года, – 9 МВт.

Следует отметить, что в рамках рассмотрения умеренно-оптимистического прогноза мощности в дополнение к информации о планируемых к подключению энергопринимающих устройств, на основании действующих договоров на технологическое присоединение учтены данные о поданных и планируемых к подаче заявкам на технологическое присоединение энергопринимающих устройств. Для вышеперечисленных энергопринимающих устройств при формировании поузловых прогнозов потребления, используемых при проведении расчетов электроэнергетических режимов, учтён эффект совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятности набора заявленной максимальной мощности новых потребителей.

Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО на период до 2022 года приведено на схеме 29.

Схема 29. Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО, МВт

4.2.3. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на территории ЯНАО на 5-летний период.

4.2.3.1. Базовый прогноз.

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы, учитывающие перспективный прогноз потребления электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы в рамках рассмотрения базового варианта развития ЭЭС ЯНАО.

Перспективный прогноз потребления электроэнергии и мощности принят на основании базового прогноза потребления электроэнергии и мощности согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы.

Также при составлении баланса электроэнергии и мощности учитывается изменение установленной мощности генерирующего оборудования на территории ЭЭС ЯНАО в соответствии с мероприятиями по демонтажу, вводу, модернизации и перемаркировке генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2022 годы.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен таблице 32 (33) и на схеме 30 (0).

Таблица 32

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО до 2022 года, млн кВт·ч

Наименование показателя	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7
Электропотребление, млн кВтч	11 300	11 428	11 565	11 715	11 921	12 405
Собственная выработка, млн кВтч	4 334	4 352	4 384	4 418	4 480	4 558
Среднегодыые темпы прироста электропотребления, %	2,21	1,13	1,2	1,3	1,76	4,06
Сальдо перетока («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	6 966	7 076	7 181	7 297	7 441	7 847

Таблица 33

Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7
Потребление – всего	1 510	1 545	1 555	1 575	1 605	1 665
Установленная мощность электростанций – всего	1032,67	1032,67	1032,67	1032,67	1032,67	1032,67
В т.ч. Уренгойская ГРЭС	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ	119,57	119,57	119,57	119,57	119,57	119,57
ПЭС Надым	24	24	24	24	24	24
ПЭС Уренгой	72	72	72	72	72	72
ГТЭС Ямбургская	72	72	72	72	72	72
ГТЭС Харвутинская	10	10	10	10	10	10
ГТЭС Песцовая	15	15	15	15	15	15
ГТЭС Юрхаровского НГКМ	8	8	8	8	8	8
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ	9	9	9	9	9	9
Новоуренгойская ГТЭС	120	120	120	120	120	120
Муниципальные электростанции г. Салехарда	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4
Сальдо перетока («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	477,33	512,33	522,33	542,33	572,33	632,33

Схема 30. Баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО до 2022 года

Схема 31. Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО до 2022 года

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на период 2017 – 2022 годов характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС ЯНАО планируется в том числе за счет присоединения Салехардского энергоузла и ввода промышленного предприятия ООО «НГХК». Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода Новоуренгойской ГТЭС и электростанций Салехардского энергоузла.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период 2017 – 2022 годов сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдо-перетока из ЭЭС ХМАО.

4.2.3.2. Умеренно-оптимистический прогноз.

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на период 2017 – 2022 годов, учитывающие перспективный прогноз потребления электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы в рамках рассмотрения умеренно-оптимистического варианта развития ЭЭС ЯНАО.

Умеренно-оптимистический прогноз потребления электроэнергии и мощности разработан на основании данных о планируемых к присоединению новых энергопринимающих устройств в рамках реализации действующих договоров на технологическое присоединение, а также информации о поданных заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств и планируемом увеличении нагрузок по данным крупных потребителей, территориальных сетевых организаций и органов местного самоуправления в ЯНАО.

Также при составлении баланса электроэнергии и мощности учитывается изменение установленной мощности генерирующего оборудования на территории ЭЭС ЯНАО в соответствии с дополнительными мероприятиями по демонтажу, вводу, модернизации и перемаркировке генерирующих объектов согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен таблице 34 (35) и на схеме 32 (0).

Таблица 34

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО до 2022 года, млн кВт·ч

Наименование показателя	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7
Электропотребление, млн кВтч	13575	14416	15365	15464	15486	16398
Собственная выработка, млн кВтч	4334	4521	4554	4179	4780	5185
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	22,78	6,20	6,58	0,64	0,14	5,89
Сальдо перетока («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	9 241	9 896	10 811	11 285	10 707	11 213

Таблица 35

Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7
Потребление – всего	1 814	1 949	2 066	2 079	2 085	2 201
Установленная мощность электростанций – всего	1032,67	1072,67	1072,67	976,67	1101,67	1174,67
Уренгойская ГРЭС	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ	119,57	119,57	119,57	119,57	119,57	119,57
ПЭС Надым	24	24	24	24	24	24
ПЭС Уренгой	72	72	72
ГТЭС Ямбургская	72	112	112	88	88	88
ГТЭС Харвутинская	10	10	10	10	10	10
ГТЭС Песцовая	15	15	15	15	15	15
ГТЭС Юрхаровского НГКМ	8	8	8	8	8	8
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ	9	9	9	9	9	9
Новоуренгойская ГТЭС	120	120	120	120	120	120
Муниципальные электростанции г. Салехарда	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4
Муниципальные электростанции г. Лабытнанги						73
ГТЭС Русского м/р					125	125
Сальдо перетока («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	781,3	876,3	993,3	1 102,3	983,3	1 026,3

Схема 32. Баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО до 2022 года

Схема 33. Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО до 2022 года

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы характеризуется как дефицитный с увеличением сальдо-перетока из ЭЭС ХМАО - Югры.

4.2.4. Прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО на 5-летний период.

В таблице 36 приведен прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО на период 2018 – 2022 годов с указанием прогноза по МО.

Таблица 36

Прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО

на период 2018 – 2022 годов

№ п/п	Прогноз потребления тепловой энергии (тыс. Гкал)	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7
	Всего по ЯНАО	7 143	7 312	7 393	7 474	7 580
	В том числе
1	Город Новый Уренгой	1 526	1 548	1 554	1 591	1 637
2	Город Ноябрьск	1 242,04	1 253,67	1 260,21	1 266,75	1 277,29
3	Город Надым	691,14	691,14	706,76	706,76	716,28
4	Город Салехард	856,2	879,8	903,3	918,5	934
5	Город Губкинский	294,23	294,23	294,23	294,23	294,23
6	Город Лабытнанги	401,06	411,76	418,73	420,16	432,22
7	Пгт Пангоды	195,57	271,21	271,27	271,21	271,27
8	Поселок Тазовский	157,9	153,17	153,17	153,17	153,17
9	Поселок Пурпе	61,13	61,13	61,13	61,13	61,13
10	Село Красноселькуп	91,76	94,51	97,35	100,27	103,28
11	Село Яр-Сале	78,3	78,3	81,9	82	83
12	Пгт Харп	60,07	87	87	87	87
13	Село Сеяха	74,5	74,5	79,8	83,4	86
14	Поселок  Ханымей	37,83	37,83	37,83	37,83	37,83
15	Сельское поселение Мужевское	50,1	50,8	52,2	54,4	55
16	Село Аксарка	37,42	37,48	37,48	37,48	37,48
17	Сельское поселение Пуровское	28,32	28,32	28,32	28,32	28,32
18	Поселок Лонгъюган	26,05	26,05	27,55	27,55	27,55
19	Село Газ-Сале	53,78	49,08	49,08	49,08	49,08
20	Сельское поселение Приозерный	47,34	47,34	47,34	47,34	47,34
21	Село Мыс Каменный	42,75	42,75	42,75	42,75	42,75
22	Поселок Ягельный	17,48	17,48	17,48	17,48	17,48
23	Село Новый Порт	18,97	18,97	18,97	18,97	18,97
24	Село Гыда	27,39	25,07	25,07	25,07	25,07
25	Село Белоярск	14,41	14,41	14,41	14,41	14,41
26	Село Антипаюта	24,25	26,04	28,1	28,1	28,1
27	Сельское поселение Горковское	22,9	23,9	25,4	27,3	28
28	Поселок Правохеттинский	21,14	21,14	21,14	21,14	21,14
29	Село Самбург	16,32	16,32	16,32	16,32	16,32
30	Село Панаевск	19,2	19,2	19,4	22,6	23
1	2	3	4	5	6	7
31	Село Салемал	16,1	16,1	16,5	18,4	19
32	Сельское поселение Ныда	22,05	23,96	23,96	24,87	25,37
33	Сельское поселение Овгортское	10,8	11,1	11,7	14,2	15
34	Село Катравож	8,5	8,8	9	9,9	10
35	Пгт Заполярный	19,51	19,51	22,45	22,45	22,45
36	Село Ратта	1,12	1,12	1,12	1,12	1,12
37	Село Толька	38,78	38,78	38,78	38,78	38,78
38	Деревня  Харампур	3,98	3,98	3,98	3,98	3,98
39	Село Находка	7,3	7,19	7,19	7,19	7,19
40	Сельское поселение Шурышкарское	5,3	5,6	5,9	6,3	7
41	Село Халясавэй	5,23	5,23	5,23	5,23	5,23
42	Село Кутопьюган	3,98	3,98	3,98	3,98	3,98
43	Сельское поселение Лопхаринское	3	3	3,1	3,2	3
44	Село Питляр	2,2	2,5	2,6	2,9	3
45	Сельское поселение Азовское	1,9	2	2	2	2
46	Город Муравленко	472,3	472,3	472,3	472,3	472,3
47	Город Тарко-Сале	182,8	182,8	182,8	182,8	182,8
48	Поселок Уренгой	97,85	97,85	97,85	97,85	97,85
49	Село Нори	0,25	0,25	0,25	0,25	0,25
50	Село Харсаим	4,96	4,98	4,98	4,98	4,98