Transcript презентация - Северо

0
Новые условия планирования развития
электросетевого комплекса
Северо-Западного федерального округа
Бердников Роман Николаевич
29 апреля 2014
1
Электросетевой комплекс Российской Федерации
Центральные
регионы и Урал
Плотность населения, чел. /кв. км
32,0
Плотность электрических сетей,
условные единицы
оборудования/1000 кв. км
3,25
Сибирь и
Дальний Восток
Плотность населения, чел. /кв. км
Социальноэкономическое
развитие страны
Проблемы в
электросетевом
комплексе
2,38
Плотность электрических сетей,
условные единицы
оборудования/1000 кв. км
0,14
2
Присутствие ОАО «Россети»
в Северо-Западном Федеральном округе
Магистральный сетевой комплекс
Филиалы ОАО «ФСК ЕЭС»
Северо-Западный
федеральный округ:
Территория: 1 686,9 тыс. км2
(9,87 % от РФ)
Население: 13 799 191 чел.
(9,61 % от РФ)
Средняя плотность населения
- 8,1 чел/км2
Количество субъектов РФ: 11
Количество городов: 152
МЭС Северо-Запада + Вологодская
энергосистема МЭС Центра
Мурманск
Кол-во и установленная мощность ПС:
220-750 кВ (82 шт) - 36 733,5МВА; 110 кВ и
ниже (2 шт) - 46,17 МВА
Протяженность ЛЭП (по трассе):
220-750 кВ -12 640,54 км
110 (150) кВ и ниже - 178,78 км
Распределительный сетевой комплекс
ОАО «МРСК Северо-Запада»
Петрозаводск
СанктПетербург
Калининград
Псков Новгород
Архангельск
Северо-Западный
федеральный
округ
ОАО «Ленэнерго»
Вологда
Присутствие
Присутствие
ОАО
«Россети»
ОАО «Россети»
Компании группы ОАО
Компании группы ОАО
«Россети» осуществляют
«Россети» осуществляют
операционную деятельность на
операционную деятельность на
территории 10 регионов Северотерритории 10 регионов СевероЗападного федерального
Западного федерального
округа, за исключением
округа, за исключением
Ненецкого АО
Ненецкого АО
Кол-во и установленная мощность ПС:
35-220 кВ (1 149 шт ); 6-20 кВ (36 273 шт)
Протяженность ЛЭП (по трассе):
35-220 кВ – 32 564,0 км; 0,4-20 кВ – 124 172,1
км
Сыктывкар
Кол-во и установленная мощность ПС: 35-110
кВ (379 шт) – 14 569,8 МВА; 6-10 кВ (15 531 шт)
– 8 489,2 МВА
Протяженность ЛЭП (по трассе):
35-110 кВ – 8 207,8 км; 0,4-6 (10) – 50 162,2 км
ОАО «Янтарьэнерго»
Кол-во и установленная мощность ПС: 60-330
кВ (48 шт ) – 2 594,7 МВА; 6-10(15) кВ (3 860
шт)
Протяженность ЛЭП (по цепям):
60-330 кВ – 1 913 км; 0,23(0,4)-6(15) кВ –12 126
км
3
Электросетевой комплекс Северо-Западного Федерального округа:
Особенности и проблемы
 Перераспределение тарифа для сетевых компаний внутри технологической цепочки
(организационная разобщенность и большое количество собственников электросетевых компаний)
Электросетевой комплекс
Магистральные
сети
УСТАНОВЛЕННАЯ
ГЕНЕРИРУЮЩАЯ
МОЩНОСТЬ
23,39 ГВт
Распределительные сети
ОАО «Россети»
(ОАО «ФСК ЕЭС)
ДЗО ОАО «Россети»
ОАО «МРСК СевероЗапада»
ДЗО ОАО «Россети»
ОАО «Янтарьэнерго»
Филиал ОАО
«ФСК ЕЭС» МЭС
Северо-Запада
ОАО «РЖД»
ОАО
«Оборонэнерго»
ОАО «Россети»
ОАО «Ленэнерго»
Филиал ОАО
«ФСК ЕЭС» МЭС
Центра
214 территориальных сетевых организаций
(ТСО)
 Несинхронное развитие генерация – сети – субъект (потребитель)
МАКСИМУМ
НАГРУЗКИ
14,2 ГВт
ЭКСПОРТ
МОЩНОСТИ
2,1 ГВт
РЕЗЕРВ
МОЩНОСТИ
2,7 ГВт
ИТОГО
ПОТРЕБНОСТЬ
19 ГВт
(сети не рассчитаны на активный рост, при наличии резерва установленной мощности генерации.
Свыше 30 % подстанций исчерпали свои возможности для технологического присоединения потребителей.)
 Высокий уровень износа основных производственных фондов
(60-70 % подстанций и линий электропередачи выработали свой нормативный ресурс)
 Высокий уровень расходов на эксплуатацию
(высокая плотность сети - в 23 раза выше, например, чем в Сибири)
Карта-схема развития электрических сетей
Северо-Западного федерального округа
4
5
Основные вводы электроэнергетических мощностей
на территории Северо-Западного федерального округа в 2011-2013 гг.
Магистральные сети
Распределительные сети
Проектная мощность:
Проектная мощность:
8 294 МВА
406,58 км
5 111,8 МВА
8 183,0 км
ОАО «ОГК-2»
Киришская ГРЭС, ввод ГТУ 564 МВт
(Ленинградская область)
ОАО «Юго-Западная ТЭЦ»
бл. №1 ПГУ-185 (г. Санкт -Петербург)
ОАО «ТГК-1»
ЗАО «Норд Гидро»
Генерирующие станции:
13
ОАО «ТГК-2»
Новгородская ТЭЦ бл. №4 ГТУ 168 МВт
Правобережная ТЭЦ-5 , бл. №2 ПГУ 463 МВт
(г. Санкт -Петербург)
Введенная мощность:
Первомайская ТЭЦ -14, бл. №2 ПГУ 180 МВт
(г. Санкт -Петербург)
2 297,4 МВт
Южная ТЭЦ -22, бл.№ 4 ПГУ 425 МВт
(г. Санкт -Петербург)
МГЭС «Рюмякоске», бл. № 1 0,63 МВт
(Республика Карелия)
МГЭС «Ляскеля», бл. №1-6 4,8 МВт
ТЭЦ ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК»
бл. №5 ГТУ 87,7 МВт (Республика Коми)
ТЭЦ-1 ОАО «Кондопога»
бл. №1-3 48 МВт (Республика Карелия)
ТЭЦ ОАО «Архангельский ЦБК»
бл. №5 25 МВт (г. Архангельск)
6
Проекты усиления электрических связей
Северо-Западного федерального округа
Проект
Год ввода
Текущий статус
Строительство объектов схемы выдачи мощности Ленинградской АЭС-2
(бл. № 1 1170 МВт и бл. № 2 1170 МВт)
Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Кингисеппская
2019
Строительство
Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Гатчинская
2019
Строительство
Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС - 2 - ПС Пулковская - ПС Южная
2019
Строительство
Строительство ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС-2 – Ленинградская, ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС –
Ленинградская АЭС-2, заходы ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС – Ленинградская ОРУ 750 кВ
Ленинградская АЭС-2
2018
Проектирование
Строительство линии электропередачи между объединенными энергосистемами
Северо-Запада и Центра
Сооружение ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская
Выдача мощности Череповецкой ГРЭС
2019
бл. № 4 (420 МВт)
Технико-экономическое
обоснование
Строительство ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС– РПП-2 с расширением ПС 220 кВ РПП-2 и ВЛ 220 кВ
Череповецкая ГРЭС – Череповецкая с реконструкцией ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Череповецкая
Строительство линии электропередачи между Ленинградской, Смоленской и Псковской
энергосистемами в целях обеспечения энергобезопасности регионов
2014
Строительство ВЛ 330 кВ Лужская – Псков
Строительство ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино
2020
2020
Технико-экономическое
обоснование
Строительство ВЛ 330 кВ Ондская - Петрозаводская (2-я ВЛ)
Строительство ВЛ 330 кВ ВЛ 330 кВ ПС Тихвин – Петрозаводская
ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – ОРУ 330 кВ Ондской ГЭС
2021
2018
2015
Проектирование
Проектирование
Строительство
Усиление Коми транзита 220 кВ: Строительство 2-ой ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта
2015
Строительство
Проектирование
Усиление транзита 330 кВ Кола-Карелия – Ленинградская область
7
Новые финансовые условия формирования
инвестиционных программ электросетевых компаний
Объем финансирования, млн. руб. с НДС
Субъект РФ
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС"
утвержденная
проект
2013-2017гг. 2014-2018гг.
Инвестиционная программа МРСК / РСК
отклонение
утвержденная
проект
отклонение
%
2013-2017гг.
2014-2018гг.
%
Итого по СЗФО
58 136
76 750
32
122 467
218 391
78
Архангельская область
1 242
611
-51
3 278
3 308
1
Вологодская область
3 941
7 800
98
9 045
6 403
-29
Республика Карелия
5 272
1 885
-64
4 859
1 298
-73
Мурманская область
1 043
1 492
43
3 962
4 052
2
Республика Коми
7 609
5 855
-23
6 124
7 078
16
Новгородская область
3 624
1 275
-65
7 033
1 622
-77
Псковская область
604
3 605
497
3 851
1 087
-72
Ленинградская область
19 105
35 731
87
20 212
52 699
161
г. Санкт-Петербург
14 846
18 418
24
52 521
136 073
159
Калининградская область
850
78
-91
11 582
4 771
-59
Исходя новых прогнозов роста тарифов наиболее сокращены (по отношению к утвержденной ИП с учетом
одинакового периода - 5 лет) объемы финансирования проектов инвестиционных программ ДЗО ОАО «Россети» по
Новгородской области (- 65 % ФСК, - 77 % МРСК), Республике Карелия (- 64 % ФСК, -73 % МРСК), Псковская
область (-72% МРСК), Калининградская область (- 91 % ФСК, - 59 % Янтарьэнерго), Архангельской области (-51% ФСК)
8
Субъект РФ
Итого по СЗФО
Архангельская область
Вологодская область
Республика Карелия
Мурманская область
Республика Коми
Новгородская область
Псковская область
Ленинградская область
г. Санкт-Петербург
Калининградская область
Единицы измерений
Физические параметры инвестиционных программ электросетевых компаний
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
Вводимая мощность, МВА, км
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС"
Инвестиционная программа МРСК/РСК
утвержденная
проект
отклонение
утвержденная
проект
отклонение
2013-2017гг.
2014-2018гг.
%
2013-2017гг.
2014-2018гг.
%
5 099
1 232
25
0
1 523
0
0
298
0
0
0
294
375
2
125
0
1 850
575
1 201
63
0
0
4 839
2 248
0
0
1 169
80
0
155
250
30
0
541
0
0
0
150
1 300
1 278
2 120
15
0
0
-5
83
-100
0
-23
100
0
-48
100
100
0
84
-100
-100
-100
100
-30
122
76
-77
0
0
8 329
8 613
214
423
522
724
327
449
550
68
157
676
308
824
196
1 083
1 569
1 752
3 582
1 901
903
713
15 667
19 283
229
602
467
1 277
133
332
587
95
239
767
104
220
5
85
4 049
9 819
9 477
5 720
378
365
88
124
7
42
-11
76
-59
-26
7
39
52
14
-66
-73
-98
-92
158
461
165
201
-58
-49
Основа инвестиционной программы
документы в области перспективного развития электроэнергетики
9
Постановление Правительства РФ от 17 октября 2009 г. N 823
«О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»
Минэнерго РФ
ОАО «СО ЕЭС» ОАО
«ФСК ЕЭС»
Результаты:
Генеральная схема размещения
объектов электроэнергетики на 15 лет
( корректировка не реже 1 раза в 3 года)
ОАО «ФСК ЕЭС»
ОАО «СО ЕЭС»
Схема развития ЕЭС
(включая Схему развития ЕНЭС)
на 7-летний период
(ежегодно, до 1 марта)
Администрации
субъектов РФ
Схема развития электроэнергетики субъекта РФ на
основании прогноза социальноэкономического развития
на 5-летний период
(ежегодно, до 1 мая)
Инвестиционные программы субъектов электроэнергетики
(срок направления инвестиционных программ в ОИВ в соответствии с ПП РФ № 977
"Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики» до 15 марта)
Корректировка Генеральной Схемы
размещения объектов
электроэнергетики до 2020 года
с учетом перспективы до 2030 года.
Одобрена Правительством РФ
(выписка из протокола заседания
Правительства РФ от 03.06.2010 №24)
Схема и программа развития
ЕЭС России на 2013-2019 гг. Утверждена
приказом Минэнерго России
от 19.06.2013 №309
Схемы и программы развития
электроэнергетики субъектов РФ в 2013 году
утверждены в 56 регионах, в которых
присутствуют ОАО «Россети»
Проблемы и ограничения перспективного развития электроэнергетики
10
значительное отличие прогнозируемого и фактического роста электропотребления ЕЭС
России ведет к невостребованным инвестициям в новое электросетевое строительство
Фактический и прогнозируемый рост
электропотребления, млрд. кВт·час
Прогноз и факт электропотребления
2013 года по федеральным округам,
млрд. кВт·час
отклонение от
прогноза на 3%
93,1
234,0 230,4
ФАКТ
электропотребления:
2006-2013
90,3
ПРОГНОЗ
Схем развития ЕЭС России:
2010-2016
2012-2018
2011-2017
2013-2019
Северо-Запад
Центр
отклонение от
прогноза на 2,8% 110,3 108,8
260,0 257,8
отклонение от
прогноза на 3,4%
Волга
88,1
85,6
отклонение от
прогноза на 5,1%
Урал
Юг
Прогноз на 2013 год Схемы развития
ЕЭС России на 2013-2019 годы
Факт 2013 года
212,5 205,3
33,3
31,6
Восток
Сибирь
Снижение темпов роста электропотребления требует пересмотра объемов сводной
инвестиционной программы электросетевого комплекса
11
Данные о динамике электропотребления ОЭС Северо-Запада
в период 2009-2020 гг.
млрд.
кВт*час.
Факт
Прогноз
Объем электропотребления по ОЭС Северо-Запада снизился в 2013 году относительно предыдущего года на 2,3%
(в 2012 году увеличился по отношению к 2011 на 0,74 %)
Среднегодовой темп роста электропотребления в соответствии с проектом Схемы развития ЕЭС России на 2014-2020 гг.
прогнозируется на уровне 0,64 % (прогноз Схемы развития ЕЭС России на 2013-2019 гг. составлял 1,28 %)
Собственный максимум нагрузки ОЭС Северо-Запада уменьшился относительно 2012 г. на 7,47 %
(в 2013 г. составил 14 220 МВт, в 2012 г. - 15 368 МВт)
Прирост максимума нагрузки в соответствии с проектом Схемы развития ЕЭС России на 2014-2020 гг. по СЗФО
прогнозируется в среднем на 21,7 МВт в год (прогноз Схемы развития ЕЭС России на 2013-2019 гг. - 24,9 МВт в год)
12
Данные о разработке региональных Схем и программ развития
электроэнергетики в 2013 году
№
п/п
Границы ОДУ (ОЭС)
Границы ФО
Мурманская
область
ОДУ СевероЗапада
Республика
Карелия
Калининградская
область
СПб
Ленинградская
область
Псковская
область
Ненецкий АО
Архангельская
область
Новгородская
область
Вологодская
область
СевероЗападный ФО
Ленэнерго
07
МЭС Северо-Запада
06
МЭС Центра
Янтарьэнерго
МРСК Северо-Запада
Республика Коми
Субъект РФ*
разработка СПР
в 2013 г.
1
Архангельская область
Да
2
Вологодская область
Да
3
Республика Коми
Да
4
Мурманская область
Да
5
Республика Карелия
Да
6
Новгородская область
Да
7
Псковская область
Да
8
Калининградская область
Да
9
г. Санкт-Петербург
Да
10
Ленинградская область
Нет
* в операционной зоне деятельности ОАО «Россети»
Основные недостатки региональных Схем
развития электроэнергетики:
1. Отсутствуют расчеты электрических режимов,
обосновывающие рекомендованные мероприятия;
2. Существенные отклонения регионального прогноза
электропотребления
(если
разрабатывается)
от
федерального;
3. Утверждаются после формирования инвестиционных
программа сетевых организаций;
4.
Не
синхронизированы
с
документами
территориального планирования.
13
Данные о заявках на технологическое присоединение в СЗФО
за период 2009-2013 гг.
МВт
14
Технологическое присоединение и прогноз роста спроса на
мощность в Северо-Западном Федеральном округе
Заявки потребителей в 2009-2013 гг.
(МЭС + МРСК / РСК), МВт
МВт
29 %
Прогнозные и фактические значения
максимума нагрузок за 2009-2013 гг., МВт
МВт
 Отсутствует ответственность заявителей за
заявляемую при технологическом
присоединении и потребляемую в
дальнейшем мощность
(В период 2009-2013 гг. отозвано 29 % заявок)
96 %
 Качество прогнозов роста нагрузки не
соответствует потребностям регионов и
электросетевого комплекса
(Фактическое снижение нагрузки в СевероЗападном округе в период 2009 -2013 гг. составил
606 МВт)
«Узкие места» электрической сети Республики Карелия,
г. Петрозаводск и мероприятия по их ликвидации
ЭС Республики Карелия
Потребность (собственный максимум), МВт
Изменение потребности в год, МВт
Дефицит мощности
в Олонецком р-не:
Реконструкция ПС
110 кВ Олонец
(замена 2х16 на
2х25 МВА), 352 млн.
руб., ввод в 2016г.
по ИП;
Дефицит мощности в
Лахденпохском р-не:
Реконструкция ПС 110
кВ № 34 Лахденпохья
(замена 2х10 на 2х25
МВА), 391,2 млн.руб.,
ввод в 2018 г. по ИП
2009
1349
2010
1367
2011 2012
1339 1330
-9,0
Повышение надежности
электроснабжения
Медвежьегорского района:
Реконструкция ПС 220 кВ
Медвежьегорск (установка
2х63 МВА), 1583 млн. руб.,
ввод в 2021 г. по ИП;
2013
1148
-182,0
15
2014
2015
2016 2017 2018
2019 2020
1140
1147
1147 1151
1151
1152 1152
-8,0
7,0
0,0
4,0
0,0
1,0
0,0
Усиление Северного транзите 330 кВ:
Строительство 2-ой цепи на участках
ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Ондская
ГЭС – Петрозаводск (298+278 км),
завершение строительства стоимостью
17 352 млн.руб. в 2021 г.
Дефицит мощности в Кондопожском р-не:
Реконструкция ПС-63 «Березовка».
1041 млн.руб, включена в СПР 2016г.;
Реконструкция подстанций 35 кВ № 1П Спасская
Губа и № 2П Кончозеро (замена 2х2,25 на 2х6,3
МВА), 145,1 млн.руб, ввод в 2016 г. по СиПР
Дефицит мощности в
Прионежском р-не:
Строительство ПС 110 кВ
Прионежская (55 МВА, 8,9 км), 452
млн. руб., ввод в 2015 г. по СиПР;
Реконструкция ПС110 кВ
Деревянка (замена 10+16 на 2х16),
365,5 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП;
Дефицит мощности в г. Петрозаводск:
Реконструкция ПС 220 кВ № 2 Древлянка (установка 2х220+2х63
МВА), 2642,6 млн. руб., ввод в 2021 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ № 7 Тяжбуммаш (замена 2х25 МВА на
2х40 МВА), 407,5 млн.руб., ввод в 2016 г. по СиПР;
Реконструкция ПС 110 кВ № 1 Петрозаводск (замена 2х40 МВА на
2х63 МВА), 314 млн.руб., ввод в 2014 г. по СиПР;
Реконструкция ПС110 кВ № 70 Прибрежная (замена 16+25 на
2х40 МВА), 334,5 млн.руб., ввод в 2014 г. по СиПР;
«Узкие места» электрической сети Архангельской области,
г. Архангельска и мероприятия по их ликвидации
ЭС Архангельской области
Потребность (собственный максимум),
МВт
Изменение потребности в год, МВт
16
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1247
1266
1244
1289
45,0
1184
-105,0
1258
74,0
1260
2,0
1261
1,0
1264
3,0
1265
1,0
1266
1,0
1267
1,0
Дефицит мощности в г. Северодвинске:
Строительство и реконструкция распределительных сетей 6-10 кВ в г.
Северодвинске для резервирования работы ПС 110 кВ № 27, ПС 110 кВ № 38,
ПС 110 кВ № 55, ПС 110 кВ № 67 Южная (21, 17 км), 400 млн.руб., ввод разных
участков в разные годы в 2014-2020 гг.;
Повышение надежности
электроснабжения Плесецкого района:
Реконструкция ПС 220 кВ Плесецк (2х63
МВА), 1342 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП
Дефицит мощности в г. Архангельске:
Реконструкция ПС 110 кВ № 12 Кузнечевская (замена в 2х16
МВА на 2х25 МВА), 514,5 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ №1 (замена 2х 25 МВА на 2х 40 МВА),
282 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП;
Строительство и реконструкция распределительных сетей 6-10
кВ в центре г. Архангельска для резервирования работы
питающих центров - ПС 110 кВ № 1, ПС 110 кВ № 2, ПС 110 кВ №
14 (12,76 МВА; 36,28 км), 864,4 млн.руб., ввод разных участков в
разные годы в 2014-2020 гг.;
Строительство ПС 110 кВ Центральная с переводом на нее части
нагрузок с существующих ПС 110 кВ №2 и ПС 110 кВ №14 (2х40
МВА), 740,6 млн.руб., ввод в 2016 г. по СиПР
Увеличение пропускной способности сети 220 кВ, повышение
надежности электроснабжения Котласского района :
Строительство ВЛ 220 кВ Микунь – Заовражье (250 км), 3810,7
млн.руб, ввод в 2020 г. по СиПР;
Реконструкция ПС 220 кВ Урдома (2х63+2х16 МВА), 873 млн.руб.,
ввод в 2021 г. по ИП
«Узкие места» электрической сети Новгородской области
и мероприятия по их ликвидации
ЭС Новгородской области
Потребность (собственный максимум),
МВт
Изменение потребности в год, МВт
17
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
667
705
689
704
15,0
676
-28,0
691
15,0
694
3,0
698
4,0
704
6,0
710
6,0
715
5,0
727
12,0
Обеспечение
электроснабжения
Бабиновской промзоны:
Строительство ПС 330 кВ
Ручей с заходами ВЛ 330 кВ
Ленинградская - Чудово
(2х125 МВА, 2х1 км), 3762,7
млн.руб, ввод в 2020 г. по
ИП
Дефицит мощности в г. Великий
Новгород:
Реконструкция ПС 110 кВ Базовая (замена
(25+20+63) на 2х63 МВА), 523 млн.руб.,
ввод в 2021 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ Савино (замена
2×6,3 МВА на 2×10 МВА), 339 млн.руб.,
ввод в 2020 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ Подберезье
(замена 2х10 МВА на 2х16 МВА), 347
млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП;
Строительство ПС 110 кВ Северная (2х40
МВА) и двух ВЛ 110 кВ (31 км), 496 млн.
руб., ввод в 2017 г. по СиПР
Повышение надежности электроснабжения Окуловско-Боровичского
энергоузла:
Установка 3-го АТ на ПС 330 кВ Окуловская (125 МВА), 487 млн.руб, ввод
в 2020 г. по ИП;
Реконструкция ВЛ-110 кВ Киприя - Мозолево (38,46 км), 346 млн.руб.,
ввод в 2019г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ Огнеупоры (реконструкция ОРУ 110 с заменой
транс-ов 2х25 МВА), 250 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП
«Узкие места» электрической сети Вологодской области
и мероприятия по их ликвидации
ЭС Вологодской области
Потребность (собственный максимум), МВт
Изменение потребности в год, МВт
Повышение надежности
электроснабжения Вытегорского р-на:
Перевод ПС 35 кВ Аненнский Мост на
110 кВ (2х6,3 МВА), 545,5 млн.руб,
ввод в 2018 г. по ИП
Повышение надежности
электроснабжения
Чагодищенского и
Устюженского районов:
Строительство ВЛ 110 кВ
Чагода – Бабаево (83 км),
546 млн. руб., ввод в 2021
г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ
Устюжна (замена 2х10 МВА
на 2х25 МВА), 377 млн.
руб., ввод в 2018 г. по ИП
18
2009 2010
1914 2007
2011
2075
2012
1982
2013
1950
2014
1982
2015
1985
2016
1990
2017
1996
2018
2003
2019
2004
2020
2005
93,0
68,0
-93,0
-32,0
32,0
3,0
5,0
6,0
7,0
1,0
1,0
Выдача мощности Череповецкой ГРЭС:
Строительство ВЛ 220 кВ Череповецкая
ГРЭС – РПП-2 с расширением ПС 220 кВ
РПП-2 и ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС –
Череповецкая (40,3+32 км), 1 117
млн.руб, ввод в 2014 г. по ИП
Повышение надежности электроснабжения
Череповецкого энергоузла:
Реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая (7х167 МВА),
4622 млн.руб, ввод в 2015 г. по ИП;
Реконструкция РПП-2, 1260 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП;
Строительство ПС 110 кВ Южная (4×32 МВА) и ВЛ 110 кВ
(11,35 км), 925,9 млн., ввод в 2022 г. по ИП;
Реконструкция ВЛ 110 кВ Шексна-1 и Шексна – 2 (57,3
км), 389 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП
Дефицит мощности в
Вологодском энергоузле:
Перевод ПС 35 кВ Искра на 110 кВ
и строительство заходов ВЛ 110
кВ (2×16 МВА, 1,02 км), 499,3
млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ
Западная (замена 40,5+40 МВА на
2×63 МВА), 1116,6 млн.руб., ввод
в 2016 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ
Восточная (замена 1×25 МВА на
1×40 МВА), 474,6 млн.руб., ввод в
2019 по ИП;
Реконструкция ВЛ 35 кВ в
габаритах 110 кВ ВосточнаяГородская Северная-Западная (14
км), 192 млн. руб., ввод в 2016 г.
по ИП
Повышение надежности
электроснабжения
Вологодского энергоузла:
Реконструкция 220 кВ
Вологда-Южная (750
МВА), 3978 млн.руб., ввод
в 2015 г. по ИП;
Реконструкция ПС 220 кВ
Ростилово (2х125 МВА),
1967 млн.руб., ввод в
2021 г. по ИП
«Узкие места» электрической сети Мурманской области
и мероприятия по их ликвидации
ЭС Мурманской области
Потребность (собственный максимум), МВт
Изменение потребности в год, МВт
2009
2011
2010
2016
2011
2005
2012
2063
58,0
2013
1815
-248,0
2014
1873
58,0
2015
1883
10,0
2016
1895
12,0
19
2017
1901
6,0
2018
1912
11,0
2019
1919
7,0
2020
1873
-46,0
Усиление сети 330 кВ:
Реконструкция ВЛ 330 кВ ВыходнойМончегорск Л-406 (заводка на ПС
Мончегорск №11 и ПС Выходной №200
по проектной схеме – 4,15 км), 1824
млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП
Повышение надёжности электроснабжения
Ковдорского ГОКа и района г. Ковдор:
Реконструкция подстанции 150 кВ № 88 Зашеек
с расширением ОРУ 150 кВ для присоединения
ЛЭП после ликвидации «тройника», 180
млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП
Отсутствие централизованного
электроснабжения с. Кашкаранцы
Терского района:
Строительство ПС 110/10 кВ ПС-92
Кашкаранцы (2х16 МВА), 340 млн.руб.,
ввод в 2014 г. по ИП
Дефицит мощности в г. Мурманске и
северо-западной части области:
Строительство ПС 330 кВ Мурманская
(2×125 МВА, 2×15 км), 2437 млн.руб.,
ввод в 2016 г. и 2019 г. по ИП;
Строительство ВЛ-150 кВ для
присоединения ПС 330 кВ Мурманская
к сети 150 кВ (от ПС № 53 -2х7км и
заходов Л-172 и Л-179 -4х2км), 208
млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП;
Реконструкция ПС 150 кВ № 53 (замена
2х25 на 2х40 МВА), 38 млн.руб., ввод в
2014 г. по ИП и установка 2-го АТ 125
МВА, 253 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП;
Расширение ПС 150 кВ № 100 (установка
3-го транс-ра 16 МВА), 159 млн.руб.,
ввод в 2017 г. по ИП
«Узкие места» электрической сети Псковской области
и мероприятия по их ликвидации
ЭС Псковской области
Потребность (собственный максимум), МВт
Изменение потребности в год, МВт
2009
400
2010
429
2011
426
2012
443
17,0
2013
419
-24,0
2014
440
21,0
2015
441
1,0
2016
442
1,0
20
2017
443
1,0
2018
443
0,0
2019
443
0,0
2020
444
1,0
Дефицит мощности в г.Псков:
Реконструкция ПС 110 кВ Завеличье (замена 2х25
на 2х40 МВА), 201 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП
Технологическое присоединение
индустриального парка «Моглино»:
Строительство ПС 110 кВ Моглино с ВЛ 110 кВ
(2х40 МВА; 3,6 км), 407 млн. руб., ввод в 2015 г.
по договору ТП
Усиление межсистемных связей 330 кВ:
Строительство ВЛ 330 кВ Лужская – Псков
(150 км), 3578 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП
Дефицит мощности в г.Псков:
Реконструкция ПС 110 кВ Льнокомбинат
(замена 2х16 на 2х25 МВА), 192 млн.руб.,
ввод в 2018 г. по СиПР
Дефицит мощности г. Великие Луки:
Установка 3-го АТ на ПС 330 кВ
Новосокольники (125 МВА), 618,5 млн.руб.,
ввод в 2020 г. по ИП
Усиление межсистемных связей 330 кВ:
Строительство ВЛ 330 кВ Новосокольники –
Талашкино (230 км), 3442 млн.руб., ввод в
2025 г. по ИП
21
«Узкие места» электрической сети Республики Коми
и мероприятия по их ликвидации
ЭС Республики Коми
Потребность (собственный максимум), МВт
Изменение потребности в год, МВт
2009 2010
1362 1355
2011
1316
2012
1344
28,0
2013
1307
-37,0
2014
1356
49,0
2015
1367
11,0
Повышение надежности электроснабжения
Ижемского и Усть-Цилемского районов:
Строительство ВЛ 110 кВ Лемью-Ижма, 1 этап (109,7
км), 1476 млн.руб, ввод в 2019 г. по ИП
2016
1377
10,0
2017
1383
6,0
2018
1389
6,0
2019
1395
6,0
2020
1401
6,0
Повышение надежности
электроснабжения Усинского района:
Реконструкция ПС 220 кВ Усинская (2х80
МВА), 3538 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП
Повышение надежности электроснабжения
северных районов энергосистемы:
Реконструкция ВЛ 220 кВ Инта - Воркута
(247 км), 3490 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП
Дефицит мощности районе г. Сыктывкар:
Строительство ВЛ 110 кВ СыктывкарКраснозатонская (27 км) и новой ПС 110
кВ Краснозатонская (2х16 МВА), 1101
млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП;
Строительство ВЛ 110 кВ Соколовка Пажга с расширением ПС 110 кВ
Соколовка и ПС 110 кВ Пажга (6,3 МВА,
25км), 687 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП;
Строительство 2-ой цепи ВЛ 220 кВ
Микунь – Сыктывкар с ПС 220 кВ
Сыктывкар (87 км, установка 2-го АТ 125
МВА), 621 млн.руб., ввод в 2025 г. по ИП
Усиление транзита 220 кВ, выдача
«запертой» мощности Печорской ГРЭС:
Строительство ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС Ухта – Микунь (участок 294 км ПГРЭСУхта), 7592 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП
22
«Узкие места» электрической сети Калининградской области
и мероприятия по их ликвидации
ЭС Калининградской области
Потребность (собственный максимум), МВт
Изменение потребности в год, МВт
2009
731
Перевод сетей 60 кВ на 110 кВ:
Перевод ПС 60 кВ 0-8 Янтарный на 110 кВ (2х25 МВА),
727 млн.руб., ввод в 2017 г. по СиПР, в ИП - только ПИР;
Строительство ПС 110 кВ Приморск (2х10 МВА, 0,5 км)
358 млн. руб., ввод в 2016 г. поп ИП
Повышение надежности
электроснабжения г. Калининград и
ликвидация дефицита мощности:
Реконструкция ПС 110 кВ О-35
Космодемьянская (замена 2х16 на 2х25
МВА), 137 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП;
Реконструкция ВЛ 110 кВ 115/116
Центральная 330 - Северная 330 (5,4 км),
184 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ О-47 Борисово
(замен 2х10 на 2х25 МВА), 208 млн.руб.,
ввод в 2015 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ О-2 Янтарь
(замена 2х25 на 2х40 МВА), 5,31 млн.руб.
(ПИР), ввод в 2016 г. по СиПР
2010
784
2011
723
2012
807
84,0
2013
799
-8,0
2014
850
51,0
2015
883
33,0
2016
915
32,0
2017
946
31,0
2018
976
30,0
2019
999
23,0
2020
1010
11,0
Повышение надежности электроснабжения западного энергорайона:
Реконструкция ПС 110 кВ О-9 Светлогорск (замена 2х25 на 2х40 МВА), 223
млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ О-27 Муромская (замена 2х10 на 2х16 МВА), 260
млн.руб, ввод в 2017 г. по ИП;
Реконструкция ВЛ 110 кВ Муромская – Северная (16,5 км) и Муромская –
Зеленоградск (10,6 км), 18,7 млн. руб.(ПИР), ввод в 2016 г. по СиПР
Электроснабжение объектов инфраструктуры Чемпионата мира по
футболу – 2018 года:
Строительство ПС 110 кВ Береговая с ВЛ 110 кВ (2х40 МВА, 15 км),
96,9 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2017 г.
Строительство ПС 110 кВ Храброво с заходами ВЛ 110 кВ (2х10 МВА,
2х7 км), 35,2 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2017 г.
Повышение надежности
электроснабжения
восточного энергорайона:
Повышение надежности электроснабжения –
реконструкция распределительных сетей:
Модернизация сетей 6-15 кВ в г. Черняховске (66 МВА,
150км), 62 млн.руб. (ПИР), необходим ввод в 2017 г.;
Модернизация сетей 6-10 кВ в г. Калининграде (95 МВА,
167 км), 38 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2016 г.;
Перевод сетей 0,23 кВ на 0,4 кВ в г. Калининграде (22
МВА, 173 км), 10 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2016
г.;
Перевод сетей 0,23 кВ на 0,4 кВ г. Черняховске (34 км),
1,84 млн.руб. (ПИР), необходим ввод в 2016 г.
Реконструкция ПС 110 кВ
О-46 Славск (замена 2х6,3
на 2х16 МВА), 461 млн.
руб., ввод в 2019 г. по ИП;
Реконструкция ПС 110 кВ
О-32 Черняховск-2
(замена 2х16 МВА), 9,8
млн.руб. (ПИР), ввод в
2018 г. по СиПР;
Реконструкция ПС 110 кВ
О-4 Черняховск (замена
2х25 МВА), 3,7 млн. руб.,
вод в 2018 г. по СиПР
23
Узкие места» электрической сети Санкт-Петербург
и мероприятия по их ликвидации
«
Обеспечение надежности электроснабжения северных
районов Санкт-Петербурга:
Строительство ПС 330 кВ Парнас с заходами ВЛ (2×200
МВА, 2×1 км), 3139 млн.руб, ввод в 2015 г. по ИП
Обеспечение надежности электроснабжения
северных районов Санкт-Петербурга:
Строительство ПС 330 кВ Новодевяткино с заходами
ВЛ (2×200 МВА), 3139 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП
Строительство ПС 110 кВ №109 (2х40
МВА, КЛ 1,4 км) в 2016 г. ;
Реконструкция ПС 110 кВ №36 (2х80
МВА) в 2017 г.;
Строительство ПС 35 кВ №36 Б (2х25
МВА, КЛ 4 км) для разгрузки ПС 110 кВ
№542 в 2018 г, 981,605 млн. руб.
Усиление сети 110 кВ
ПС 330 кВ Завод
Ильича-ПС 330 кВ
Волхов-Северная-ПС
№29 (длинной 10 км) в
2014 году стоимостью
1992 млн. рублей
Обеспечение надежности электроснабжения
центральных районов Санкт-Петербурга:
Строительство ПС 330 кВ Василеостровская с КЛ
330 кВ (2×200 МВА, 14,3+8 км), 12433 млн.руб,
ввод в 2016 г. по ИП
Обеспечение надежности электроснабжения
Санкт-Петербурга и области:
Строительство ПС 330 кВ Ломоносовская с
заходами ВЛ 330 кВ (2×200 МВА, 2×6,3 км), 1757
млн.руб, ввод в 2018 г. по ИП
Обеспечение надежности электроснабжения
Санкт-Петербурга и области:
Строительство ПС 330 кВ Пулковская (3×200
МВА), 2982 млн.руб, ввод в 2014 г. по ИП
Обеспечение надежности электроснабжения
Санкт-Петербурга и области:
Строительство ПС 330 кВ Заневская с заходами
ВЛ 330 кВ (2×200 МВА, 2×5), 2100 млн.руб, ввод в
2019 г. по ИП
Реконструкция ПС 110 кВ
№711 со строительством
заходов ВЛ (1х40 МВА ,15,8 км)
Строительство ПС 110 кВ №12 А
(2х63 МВА, КЛ 6,7 км) и
строительство 9 КТПМ 35 кВ
(9х2х25 МВА, КЛ 35 кВ 50 км);
Реконструкция ПС 110 кВ №165
(2х80 МВА);
Перевод ПС 35 кВ №12 в РП в
2016 г., 4023,5 млн. руб.
24
«Узкие места» электрической сети Ленинградской области
и мероприятия по их ликвидации
Строительство ПС 35 кВ
Большое поле (2х4 МВА, 2км)
в 2017 г., 148 млн. руб.
Строительство ВЛ 110 кВ ГЭС 13 –ПС
№5- ПС №549-ПС№292 (66,7 км);
Реконструкция ПС 110 кВ №549 (2х63
МВА) в 2016 г., 1669 млн. руб.
Строительство ПС 35 кВ Лужки
(2х6,3 МВА, 1,5 км) в 2016 г.,
194 млн. руб
Обеспечение
электроснабжения
развития морского
порта Усть-Луга:
Строительство ПС 330
кВ Усть-Луга (2×200
МВА), 2183 млн.руб,
ввод в 2020 г. по ИП
Строительство объектов выдачи мощности
Ленинградской АЭС-2:
ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Кингисеппская
(82 км), 2682 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП;
ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Гатчинская (95
км), 3349 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП;
ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС - 2 - ПС Пулковская - ПС
Южная (90+25 км), 9768 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП;
ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС-2 – Ленинградская, ВЛ
750 кВ Ленинградская АЭС – Ленинградская АЭС-2
(128 + 5 км), 2378 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП
Строительство ПС 35 кВ Холодный
ручей (2х6,3 МВА, 15 км), в 2017 г.,
253 млн. руб.
Строительство ПС 110 кВ Судаково
(2х6.3 МВА, км) в 2017 г., 252 млн.
руб.
Строительство ВЛ 110 кВ ТЭЦ 21
– ПС 110 кВ №47 Лехтуси (27,9
км), в 2014 г., 319 млн. руб.
(2х63 МВА)
Обеспечение надежности электроснабжения Лужского района
Ленинградской области:
Строительство ПС 330 кВ Лужская с ВЛ Гатчинская –Лужская (2×125
МВА, 93 км), 3438 млн.руб, ввод в 2014 г. по ИП
25
Решение проблем в электросетевом комплексе Северо-Запада:
Повышение надежности и развитие
ЗАДАЧИ
ПУТИ РЕШЕНИЯ
СТАДИЯ:
ПЛАНИРОВАНИЕ
Прогнозирование роста спроса
Формирование прогноза спроса на мощность
с ответственностью потребителей за заявленную
нагрузку
Земельно-правовые отношения
Территориальное планирование региона
с резервированием земель под объекты
инфраструктуры
СТАДИЯ:
ИНВЕСТИЦИОННОЕ РЕШЕНИЕ
Введение ответственности за
исполнение обязательств по
технологическому присоединению
Определение источников
финансирования реализации
проекта
Техническое перевооружение и реконструкция за
счет тарифа на передачу электрической энергии
Реализация общесистемных проектов с
привлечением государственных инвестиций и
принципов государственно-частного партнерства
Технологическое присоединение с применением
индивидуальных долгосрочных тарифов на
передачу, платы в рассрочку либо
государственно-частного партнерства
26
Предложения в проект решений
1. При корректировке схем и программ перспективного развития электроэнергетики на 2014–2018 годы
учитывать прогнозный спрос на электроэнергию (мощность) в соответствии c реальной потребностью
заявителей, а также планами и программами социально-экономического развития субъектов
Российской Федерации и муниципальных образований;
2. Разработать механизм взаимной ответственности между органом исполнительной власти субъекта
Российской Федерации, перспективными потребителями и электросетевыми компаниями в части
заявляемой мощности и сроков набора нагрузки при осуществлении технологического присоединения
потребителей к электрическим сетям;
3. Проработать вопросы применения механизмов государственно-частного партнерства,
индивидуального тарифа на передачу со сроком действия более 5 лет, рассрочки оплаты стоимости
технологического присоединения или предоставления гарантий (государственных, банковских) при
реализации объектов электросетевой инфраструктуры внешнего электроснабжения перспективных
производственно-промышленных площадок;
4. Инициировать выпуск региональных законодательных актов и подготовить предложения об
изменении нормативно-правовой базы Российской Федерации обеспечивающих:
а) упрощение процедур правоотношений по землепользованию при строительстве и эксплуатации
сетевых объектов;
б) внедрение механизмов государственно-частного партнерства при строительстве новых
электросетевых объектов;
в) введение критериев по получению статуса ТСО.
27
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ !