По cоcтоянию на 06.07.2026 г. — действующая редакция, полный текст

Текст очень длинный, поэтому разбит на части. Часть 1 из 2.

Распоряжение Правительства Российской Федерации от 22.02.2008 г. № 215-р (Собрание законодательства Российской Федерации от 2008 г., № 11, ст. 1038)

По cоcтоянию на 06.07.2026 г.

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Р А С П О Р Я Ж Е Н И Е

от 22 февраля 2008 г. N 215-р г. Москва

Утратилo силу - Распоряжение Правительства Российской Федерации от 09.06.2017 г. N 1209-р

1. Одобрить прилагаемую Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (далее - Генеральная схема). 2. Минпромэнерго России совместно с Минэкономразвития России и Росатомом осуществлять мониторинг реализации Генеральной схемы и представлять ежегодно, в I квартале, в Правительство Российской Федерации соответствующий доклад. 3. Минпромэнерго России совместно с Минэкономразвития России, Росатомом, другими заинтересованными федеральными органами исполнительной власти и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом" сформировать в 3-месячный срок постоянно действующую рабочую группу по осуществлению мониторинга реализации Генеральной схемы и утвердить регламент ее работы, предусмотрев в нем порядок рассмотрения предложений по уточнению и корректировке Генеральной схемы. 4. Минпромэнерго России утвердить в 3-месячный срок порядок формирования и обеспечения функционирования государственной системы долгосрочного прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность на оптовом и розничных рынках, в том числе порядок формирования прогноза топливного баланса электроэнергетики.

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

Председатель Правительства Российской Федерации В.Зубков __________________________

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

ГЕНЕРАЛЬНАЯ СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ДО 2020 ГОДА

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

Электроэнергетика - базовая отрасль экономики России, обеспечивающая потребности экономики и населения страны в электрической и тепловой энергии, во многом определяющая устойчивое развитие всех отраслей экономики страны. Эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли, установление приоритетов и параметров ее развития создадут необходимые предпосылки для роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Процесс опережающего развития электроэнергетической отрасли является необходимым фактором успешного экономического развития России. Энергетической стратегией России на период до 2020 года определены следующие основные целевые ориентиры долгосрочной политики государства в электроэнергетике: надежное снабжение экономики и населения страны электрической и тепловой энергией; сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте; повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе современных технологий; снижение вредного воздействия на окружающую среду. Увеличение темпов развития экономики привело к существенному росту спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы внутри страны. В настоящее время при большом различии темпов роста спроса на электрическую и тепловую энергию в регионах в условиях рыночных реформ, увеличивающих число независимых производителей электрической энергии, необходимо обеспечить максимально эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли. Учитывая длительность реализации инвестиционных проектов в электроэнергетике, динамично развивающийся спрос на электрическую и тепловую энергию, необходимо конкретизировать приоритеты и параметры развития электроэнергетической отрасли с учетом оптимального использования топливно-энергетических ресурсов и передовых технологий, обосновав на долгосрочный период рациональную, экономически эффективную структуру размещения объектов электроэнергетики. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (далее - Генеральная схема) - это сбалансированный план размещения электростанций и электросетевых объектов на указанный период на основе оценки прогнозов электропотребления страны и ее регионов, конкретизирующий цели, задачи и основные мероприятия по развитию отрасли. Целью Генеральной схемы является обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и полноценного удовлетворения потребностей экономики страны в электрической и тепловой энергии. Главной задачей Генеральной схемы является формирование на основе существующего потенциала и установленных приоритетов развития отрасли надежной, экономически эффективной и оптимально использующей топливные ресурсы страны рациональной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов и создание условий для предотвращения наиболее эффективным способом

прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности. Приоритетами Генеральной схемы в рамках установленных ориентиров долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики являются: опережающее развитие электроэнергетической отрасли, создание в ней экономически обоснованной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов для надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией; оптимизация топливного баланса электроэнергетики за счет максимально возможного использования потенциала развития атомных, гидравлических, а также использующих уголь тепловых электростанций и уменьшения в топливном балансе отрасли использования газа; создание сетевой инфраструктуры, развивающейся опережающими темпами по сравнению с развитием электростанций и обеспечивающей полноценное участие энергокомпаний и потребителей в функционировании рынка электрической энергии и мощности, усиление межсистемных связей, гарантирующих надежность взаимных поставок электрической энергии и мощности между регионами России, а также возможность экспорта электрической энергии; минимизация удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии путем внедрения современного высокоэкономичного оборудования, работающего на твердом и газообразном топливе; снижение техногенного воздействия электростанций на окружающую среду путем эффективного использования топливно-энергетических ресурсов, оптимизации производственной структуры отрасли, технологического перевооружения и вывода из эксплуатации устаревшего оборудования, увеличения объема природоохранных мероприятий на электростанциях, реализации программ по развитию и использованию возобновляемых источников энергии. В Генеральной схеме пообъектно представлены электростанции только общесистемного (федерального) уровня - все атомные электростанции, тепловые электростанции установленной мощностью 500 МВт и выше, гидроэлектростанции установленной мощностью 300 МВт и выше, электрические сети напряжением 330 кВ и выше, а также электрические сети напряжением 220 кВ, предназначенные для выдачи мощности новых электростанций, межсистемные и межгосударственные линии электропередачи. Генеральная схема будет ориентировать компании разных форм собственности, федеральные органы исполнительной власти и органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации на создание таких условий, которые обеспечивали бы рациональное использование всех энергетических ресурсов в масштабах страны.

II. Современное состояние электроэнергетики

Электроэнергетическая отрасль России - это развивающийся в масштабах всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологическим циклом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением. Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила 210,8 млн. кВт, из них мощность тепловых электростанций составляет 142,4 млн. кВт (68 процентов суммарной установленной мощности), гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций - 44,9 млн. кВт (21 процент суммарной установленной мощности) и атомных электростанций - 23,5 млн. кВт (11 процентов суммарной установленной мощности). Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России составляет 82,1 млн. кВт, или 39 процентов установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях - 57,4 млн. кВт, или 40 процентов их установленной мощности, а на гидравлических - 24,7 млн. кВт, или

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

III. Прогноз спроса на электрическую энергию

На протяжении последних 8 лет Россия демонстрирует устойчивую положительную динамику роста электропотребления. Электропотребление в стране с 1991 по 1998 год сократилось почти на 25 процентов, появились значительные резервы мощности в Единой энергетической системе России, ощутимо снизилась загрузка действующих электростанций. В 1998 году период падения спроса на электрическую энергию закончился и начался рост, при котором уровень электропотребления в 2006 году составил 980 млрд. кВт х ч, что на 9 процентов ниже максимума, зафиксированного в 1990 году (1074 млрд. кВт х ч). Общая тенденция роста спроса на электроэнергию прослеживается по всей стране, при этом важной особенностью такого роста является его неравномерность как в региональном, так и в отраслевом отношении. В ряде случаев это уже привело к дефициту генерирующих мощностей в условиях пика электропотребления в зимний период (Московская, Ленинградская и Тюменская энергосистемы). Для разработки Генеральной схемы принят прогноз, предусматривающий рост электропотребления в России к 2015 году до уровня 1426 млрд. кВт х ч (базовый вариант) с возможным вариантом увеличения электропотребления в этот период до 1600 млрд. кВт х ч (максимальный вариант). Прогноз электропотребления по России и ее регионам для базового и максимального вариантов представлен в приложении N 1. Базовый вариант электропотребления характеризуется относительно устойчивой территориальной структурой на рассматриваемый период. Прогнозируется увеличение доли регионов Северо-Запада, Центра и Дальнего Востока в общем энергопотреблении по России (суммарная доля рассматриваемых регионов может увеличиться с 36,8 процента в 2006 году до 39,9 процента в

2020 году), стабилизация доли региона Урала на уровне 24,6 - 24,7 процента и уменьшение доли регионов Средней Волги, Юга и Сибири (с 36,4 процента до 34 процентов). Опережающее развитие субъектов Российской Федерации, входящих в регионы Северо-Запада и Центра, связано с наличием здесь мощного производственного и научно-технического потенциала. На территории этих регионов ожидается расширение многочисленных действующих и строительство новых, в том числе электроемких, промышленных производств (металлургического завода в Калужской области, крупного металлургического комплекса на базе Михайловского ГОКа в Курской области, предприятий по производству целлюлозы в Ленинградской области, а также в Республике Коми и нефтеперерабатывающих заводов в Ленинградской области и на Кольском полуострове). Предполагается осуществление крупных инвестиционных проектов по развитию транспортной инфраструктуры. Существенными факторами, способствующими росту электропотребления в рассматриваемых субъектах Российской Федерации, будет динамичное развитие новых направлений сферы услуг (строительство торгово-досуговых центров, бизнес-центров и т. д.) и крупномасштабное жилищное строительство. Прогнозируемое электропотребление региона Урала определяется значительным ростом спроса на электрическую энергию на территории Тюменской энергосистемы, на долю которой приходится половина общего прироста электропотребления региона к 2020 году, что связано с увеличением добычи нефти и природного газа (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция остается ведущей нефтяной базой России), повышением электроемкости нефтедобычи и развитием транспортной инфраструктуры. В Тюменской области прогнозируется рост численности населения. В связи с этим ожидается значительный рост потребности в электрической энергии для нужд домашнего хозяйства и сферы услуг. На формирование перспективных показателей спроса на электрическую энергию по региону Урала заметное влияние окажет также реализация крупных инвестиционных проектов по расширению, модернизации и развитию металлургических производств прежде всего в Свердловской и Челябинской областях. В регионе Дальнего Востока ожидается увеличение электропотребления за весь рассматриваемый период в 1,9 раза, при этом доля региона в суммарном электропотреблении увеличится незначительно. В рассматриваемой перспективе основной спрос на электрическую энергию в регионе Сибири будет формироваться за счет промышленного производства (более 55 процентов абсолютного прироста общего электропотребления, прогнозируемого к 2020 году). На территории Сибири планируется ввод новых крупных электроемких предприятий - Богучанского и Тайшетского алюминиевых заводов, газохимического комплекса на базе Ковыктинского газоконденсатного месторождения, электрометаллургического завода в Новосибирской области, нескольких целлюлозно-бумажных комбинатов. Прогнозируемые темпы роста потребности в электрической энергии в Поволжье ниже, чем по России в целом, что в значительной степени определяется особенностями структуры промышленного производства на ее территории, характеризующейся преобладанием обрабатывающих производств, в том числе производства машиностроительной продукции. Ожидаемый спрос на электрическую энергию в Южном федеральном округе находится в зависимости от расширения промышленного производства, в том числе за счет строительства новых металлургических предприятий, а также развития объектов инфраструктуры, включая строительство новых и реконструкцию действующих курортно-оздоровительных, гостиничных и рекреационных комплексов.

Максимальный вариант потребления электрической энергии характеризуется более значительными территориальными изменениями. В течение всего прогнозного периода при максимальном варианте по сравнению с базовым вариантом происходит увеличение доли регионов Сибири и Дальнего Востока в общем электропотреблении страны за счет интенсивного роста электропотребления, связанного с предполагаемым опережающим развитием экономики соответствующих территорий. Наличие больших запасов природных ресурсов (руд цветных металлов, нерудных материалов, ресурсов леса и углеводородов) станет базой для расширения производства продукции на электроемких предприятиях. Предстоящее развитие предполагает осуществление таких крупнейших инвестиционных проектов, как проект освоения месторождений нефти на континентальном шельфе в Баренцевом море, включая строительство экспортного нефтепровода Харьяга - Индига и нефтеналивного терминала, проект комплексного развития Нижнего Приангарья, Северо-Красноярский проект (на базе освоения и разработки Ванкорского и Северо-Ванкорского месторождений нефти), проект строительства нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан, обеспечивающего разработку Верхнечонского и Талаканского нефтегазоконденсатных месторождений, Удоканский проект на базе крупнейшего в России месторождения меди, проект строительства алюминиевого завода на Дальнем Востоке. Развитие субъектов Российской Федерации, входящих в регионы Центра и Юга, связано с ожидаемым стабильным ростом спроса на электрическую энергию, обеспечиваемым устойчивым развитием экономики. Формирование крупных городских агломераций на основе современных городов-миллионников, а также развитие промышленного и сельскохозяйственного производства приведут к стабилизации доли этих регионов в общероссийском объеме электропотребления.

IV. Прогноз экспорта - импорта электрической энергии и мощности

Межгосударственное сотрудничество, освоение новых энергетических рынков, повышение надежности и экономичности обеспечения потребителей электрической энергией на основе использования экономических, технических и технологических преимуществ, связанных с параллельной работой электроэнергетических систем, являются важнейшими направлениями внешней политики России в сфере электроэнергетики. Суммарный экспорт электрической энергии из России (сальдо без учета приграничной торговли) в 2004 году составлял 6 млрд. кВт х ч, в 2005 году - 11,2 млрд. кВт х ч, в 2006 году - 14,1 млрд. кВт х ч. В Генеральной схеме предусмотрены следующие мероприятия по реализации экспортно-импортной политики России в сфере электроэнергетики: дальнейшее увеличение экспорта электрической энергии в Финляндию в период 2016-2020 годов при сооружении на площадке подстанции Княжегубская напряжением 330 кВ вставки постоянного тока (ВПТ) мощностью 500 МВт и линии электропередачи от вставки постоянного тока до Пирттикоски (Финляндия) напряжением 400 кВ и протяженностью 175 км до государственной границы. Это обеспечит возможность передачи электрической энергии и мощности в Финляндию в объеме 3 млрд. кВт х ч и 500 МВт, а также обмена электрической энергией и мощностью между Кольской энергосистемой и энергосистемой Финляндии, что повысит надежность работы протяженного транзита Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго. После 2020 года может рассматриваться перспектива установки второй вставки постоянного тока мощностью 500 МВт, подвески второй цепи на линии электропередачи напряжением 400 кВ. При этом возможность передачи мощности в энергосистему Финляндии возрастет до 1 ГВт, а передачи электрической энергии - до 6 млрд. кВт х ч;

поставка электрической энергии и мощности в Калининградскую энергосистему из энергосистемы Литвы в период 2007-2009 годов до вывода из работы второго энергоблока Игналинской АЭС в размере от 1,9 до 0,6 млрд. кВт х ч и 600 МВт. С 2010 года до ввода второго блока на Калининградской ТЭЦ-2 ликвидация дефицита электрической мощности Калининградской энергосистемы будет осуществляться за счет поставок мощности в размере 200 МВт из Единой энергетической системы России через электрические сети энергосистем Белоруссии и стран Балтии, а также за счет ввода в действие в Калининградской энергосистеме мощностей тепловых электростанций, использующих твердое топливо. В условиях возможного объединения энергосистем Литвы и Польши для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Калининградской энергосистемы предусмотрено сооружение двухцепной линии электропередачи Калининградская энергосистема - энергосистема Польши напряжением 400 кВ, которая позволит осуществлять обмен электрической энергией между ними, а также передавать ее избытки в европейские страны; импорт электрической энергии из Казахстана и Украины в связи с прогнозируемым увеличением спроса на электрическую энергию в России и невозможностью в период до 2010 года быстрого развертывания энергетического строительства из-за его большой капиталоемкости. После 2010 года с учетом намечаемых вводов генерирующих мощностей импорт электрической энергии из этих стран практически прекращается; широкомасштабный экспорт электрической энергии и мощности в Китай. Это будет являться стимулом для интенсивного развития энергетики Дальнего Востока, сооружения в данном регионе генерирующих источников на местном топливе и усиления межгосударственных электрических связей и внутренней сети Единой энергетической системы России. Кроме того, увеличение поставок электрической энергии и мощности в Китай стимулирует экономическое развитие регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Ожидается, что реализация проекта экспорта электрической энергии в Китай внесет ощутимый вклад в валовый региональный продукт этих регионов за счет строительства новых энергообъектов и значительного увеличения экспорта (налоговые и прочие поступления в бюджеты). Это будет способствовать сокращению миграции населения в другие регионы, ускорит модернизацию стареющей инфраструктуры, даст дополнительный импульс развитию смежных отраслей промышленности. Экспорт электрической энергии и мощности в Китай из энергозоны Востока будет осуществляться от существующих на юге Дальнего Востока электростанций начиная с 2008 года в объеме 0,75 ГВт и 4,5 млрд. кВт х ч и уже к 2012 году достигнет 3,75 ГВт и 22,5 млрд. кВт х ч при вводе в действие в Хабаровской энергосистеме новой Ургальской ТЭС (4х900 МВт). Рассматривается также возможность широкомасштабного экспорта электрической энергии и мощности в Китай из Сибири. В качестве экспортно ориентированных генерирующих источников в Сибири принимается ввод энергоблоков на новой Харанорской ТЭС (3 х 800 МВт), Татауровской ТЭС (2 х 600 МВт) и Олонь-Шибирской ТЭС (4 х 900 МВт). Начало широкомасштабного экспорта электрической энергии и мощности из Сибири предусматривается в 2015 году в объеме 6 ГВт и 36 млрд. кВт х ч.

V. Развитие генерирующих мощностей электроэнергетики

Основным целевым ориентиром развития генерирующих мощностей электроэнергетики на период до 2020 года является создание рациональной, всесторонне обоснованной структуры мощностей в целях надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией. В Генеральной схеме основой формирования рациональной

структуры генерирующих мощностей являются следующие основные принципы: развитие генерирующих мощностей, обеспечивающих надежное (при соблюдении установленных технологических параметров и стандартных показателей качества электрической энергии) функционирование электроэнергетики; предельно возможное развитие доли не использующих органическое топливо источников электрической энергии - атомных и гидравлических электростанций; сокращение доли мощности всех тепловых электростанций, использующих органическое топливо, сопровождающееся увеличением доли мощности тепловых электростанций, использующих твердое топливо, при интенсивном снижении доли мощности тепловых электростанций, использующих газообразное и жидкое топливо; прогнозируемый рост мощности теплоэлектроцентралей до 2020 года, осуществляемый преимущественно за счет увеличения мощности наиболее прогрессивных типов электростанций (парогазовых и газотурбинных), использующих газ. Использование газа как экологически наиболее чистого вида топлива предусмотрено в первую очередь для обеспечения растущей потребности в тепловой энергии, а также в целях развития теплофикации не только в европейской части Единой энергетической системы России, но и в газифицированных районах ее восточной части; ориентирование практически всего прогнозируемого роста мощности конденсационных электростанций в период 2013-2020 годов на развитие конденсационных электростанций, использующих уголь. Использование газа для увеличения их мощности предлагается лишь на ближайшие 5 лет, когда на фоне ускоренного роста электропотребления добиться соответствующего нарастания ввода генерирующих мощностей можно только за счет развития наиболее быстро сооружаемых типов электростанций, а также замены устаревшего оборудования на прогрессивное на действующих конденсационных электростанциях, использующих газ. Приоритетами территориального развития генерирующих мощностей являются: в европейской части России - максимальное развитие атомных и гидроаккумулирующих электростанций, техническое перевооружение электростанций, использующих газомазутное топливо; в Сибири - развитие гидроэлектростанций и тепловых электростанций, использующих уголь; на Дальнем Востоке - развитие гидроэлектростанций, тепловых электростанций, использующих уголь, а также газ (для теплоэлектроцентралей в крупных городах), с учетом перспектив разработки газовых месторождений о. Сахалина. Генеральная схема ориентирована на использование наиболее прогрессивного оборудования для развития тепловых и гидравлических электростанций. Так, оборудование, устанавливаемое при техническом перевооружении и строительстве новых тепловых электростанций, должно обеспечивать повышение надежности и эффективности использования топлива, а также улучшение экологических показателей. При использовании газа на тепловых электростанциях как при техническом перевооружении, так и при новом строительстве должны применяться исключительно парогазовые и газотурбинные технологии с постепенным повышением коэффициента полезного действия - от 50 процентов в настоящее время до 55-60 процентов после 2010 года. Для конденсационных электростанций, использующих уголь, рекомендована установка модернизированных блоков (температура пара - 565°С и коэффициент полезного действия - до 41 процента), а после 2010 года в европейской части России - энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара (давление пара 30-32 МПа, температура пара 600-620°С, коэффициент полезного действия - до 44-46 процентов). На теплоэлектроцентралях, использующих уголь, также предполагается установка модернизированного оборудования, а

при низкокачественном топливе - оснащение котлоагрегатами с циркулирующим кипящим слоем (коэффициент полезного действия - 39-41 процент). Для гидроэнергетического оборудования должна применяться современная система антикоррозийной защиты с длительным сроком эксплуатации, укомплектованная усовершенствованными автоматизированными системами управления и автоматизированными системами управления технологическими процессами, системами диагностики и контроля безопасности сооружений. На атомных электростанциях предусмотрено использование новых типовых серийных энергоблоков с реакторной установкой типа ВВЭР-1000 электрической мощностью 1150 МВт. Кроме этих блоков в период до 2020 года предусматривается возможность сооружения энергоблоков единичной мощностью 300 МВт, а также плавучих атомных электростанций мощностью 70 МВт. В период до 2015 года предусмотрено увеличение мощности на действующем оборудовании атомных электростанций за счет мероприятий по модернизации, обеспечивающих прирост мощности действующих атомных блоков на 1,5 млн. кВт. При разработке балансов электрической энергии и мощности в Генеральной схеме учитывались все электростанции независимо от величины их мощности. Для принятого базового варианта спроса на электрическую энергию потребность в установленной мощности электростанций (зона централизованного электроснабжения) определена в объеме 245,5 млн. кВт в 2010 году, 297,5 млн. кВт - в 2015 году и 347,4 млн. кВт - в 2020 году. В максимальном варианте уровень потребности в установленной мощности оценивается в 256,2 млн. кВт в 2010 году, 326,2 млн. кВт - в 2015 году и 397,7 млн. кВт - в 2020 году. Величина перспективной потребности в установленной мощности электростанций учитывает прогнозируемый максимум нагрузки, сальдо экспорта (импорта) мощности, нормативный расчетный резерв мощности, величину ограничений установленной мощности электростанций и величину неиспользуемой мощности гидроэлектростанций в период прохождения максимума нагрузки. Прогнозируемая потребность в установленной мощности электростанций обеспечивается за счет следующих групп генерирующих источников: остающаяся в эксплуатации мощность действующих электростанций всех типов; прогнозируемая на период до 2020 года новая (включая обновляемую) мощность теплоэлектроцентралей; новая (включая обновляемую) мощность электростанций общесистемного значения - атомные электростанции, гидроэлектростанции и конденсационные электростанции, использующие газ и уголь. В соответствии с полученными выводами об эффективности продления сроков эксплуатации части устаревшего оборудования или его замены новым прогнозируется уменьшение суммарной мощности всех типов действующих электростанций страны (в сравнении с уровнем 2006 года) на 49,5 млн. кВт. Изменение мощности действующих электростанций (зона централизованного электроснабжения) приведено в приложении N 2. Исходя из прогноза общей потребности страны и ее регионов в тепловой энергии, при подготовке Генеральной схемы сформирован баланс тепловой энергии, оценена прогнозируемая динамика ее суммарного производства на тепловых электростанциях и соответствующая ей прогнозируемая динамика изменения мощности теплоэлектроцентралей по стране и европейской части Единой энергетической системы России. Прогнозируемый достаточно интенсивный рост доли отпуска тепловой энергии от тепловых электростанций (в целом по стране от 44 процентов в 2006-2010 годах до 51,5 процента в 2020 году) базируется на эффективности теплофикации в условиях серьезного изменения как собственных технико-экономических показателей

теплоэлектроцентралей (особенно с прогрессивными парогазовыми и газотурбинными технологиями), так и стоимостных показателей использования разных видов топлива. Это обусловлено расположением теплоэлектроцентралей в городах и крупных населенных пунктах и связанными с этим требованиями к экологическим показателям оборудования, ограничениями в отношении площади отчуждаемых земель и водных ресурсов. Задачи обоснования размещения, мощности и типов оборудования для конкретных теплоэлектроцентралей должны быть решены на основе разработки территориальных схем развития субъектов Российской Федерации и схем теплоснабжения городов. В европейской части Единой энергетической системы России предусматривается преимущественное развитие новых мощностей теплоэлектроцентралей, работающих на газе, использующих прогрессивные технологии (парогазовые и газотурбинные), и лишь частично (в основном в районах вне зоны обслуживания газоснабжающей системы) новые мощности будут вводиться на теплоэлектроцентралях, работающих на угле. Потребность отрасли в новой мощности гидроэлектростанций, атомных электростанций и конденсационных электростанций (зона централизованного электроснабжения) приведена в приложении N 3. Масштабы развития атомных электростанций до 2020 года сформированы исходя из прогнозируемых Федеральным агентством по атомной энергии возможностей энергомашиностроения по ежегодному выпуску для них основного (реакторного) оборудования с типовым энергоблоком мощностью 1150 МВт и возможностей строительного комплекса по параллельному вводу основного оборудования на разных площадках. В Генеральной схеме районы размещения атомных электростанций выбраны исходя из условий: балансовой необходимости увеличения мощности в разных энергозонах; минимизации затрат на сетевое строительство для выдачи мощности атомных электростанций в пределах каждой энергозоны; сравнительной эффективности атомных электростанций и альтернативных электростанций, использующих иные виды энергетических ресурсов, в каждой энергозоне. Прогнозируемый ввод мощности атомных электростанций до 2020 года на территории основных энергозон при базовом варианте составляет 32,3 млн. кВт. Для покрытия потребности в мощности при максимальном варианте электропотребления предусмотрена дополнительная программа развития атомных электростанций, предполагающая максимальное задействование возможностей отечественного атомного энергомашиностроения и предусматривающая в 2015-2020 годах дополнительный ввод 5,8 млн. кВт установленной мощности. Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых атомных электростанций представлен в приложении N 4. В Генеральной схеме масштабы развития гидроэлектростанций в период до 2020 года определены с учетом: балансовой необходимости увеличения маневренной мощности в каждой энергозоне или в соседних с ней энергозонах (по гидроаккумулирующим электростанциям - с дополнительным учетом необходимости увеличения ночной нагрузки энергозоны); сравнительной эффективности в каждой энергозоне гидроэлектростанций и электростанций, использующих другие виды энергоресурсов; целесообразности достройки гидроэлектростанций и максимального использования существующих проектных наработок. Ввод мощностей гидроэлектростанций до 2020 года при базовом варианте предусмотрен в объеме 25,9 млн. кВт. Для покрытия потребности в мощности при максимальном варианте электропотребления предусмотрена дополнительная программа сооружения мощностей гидроэлектростанций в объеме 4,8 млн. кВт. Указанная программа предусматривает максимальное использование возможностей отечественного гидроэнергомашиностроения и

гидростроительного комплекса. Перечень модернизируемых и вновь сооружаемых гидроэлектростанций представлен в приложении N 5. Принцип разумной избыточности сетевой инфраструктуры, предусмотренный Генеральной схемой, позволяет не только обеспечить надежное электроснабжение потребителей, но и гарантировать инвестору при строительстве электростанций свободное подключение к сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и минимальные расходы на мероприятия, обеспечивающие выдачу мощности электростанций. Это особенно важно для тепловых электростанций, которые будут сооружаться только за счет средств частного капитала. При максимально возможном развитии атомных и гидравлических электростанций в период до 2020 года (при прогнозируемой потребности во вводе генерирующих мощностей) основная часть вводимой мощности по-прежнему будет обеспечиваться крупными конденсационными электростанциями, использующими газ или уголь. Возможности использования экологически наиболее чистого топлива - газа на конденсационных электростанциях в основном определяются ресурсными ограничениями и конкурентоспособностью с конденсационными электростанциями, использующими уголь. Конкурентоспособность конденсационных электростанций, использующих газ, и альтернативных источников (атомных электростанций и конденсационных электростанций, использующих уголь) в значительной мере определяется ценами на газ. Прогнозируемое уже в ближайшем 5-летии увеличение внутрироссийских цен на газ существенно изменит безусловную предпочтительность парогазовых электростанций по сравнению с альтернативными источниками базисной мощности (атомными электростанциями и конденсационными электростанциями, использующими уголь) в европейской части страны. Развитие тепловых электростанций будет базироваться на следующих принципах: для электростанций, использующих уголь, - вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс агрегатов, имеющих низкие значения параметров (90 атмосфер и ниже), и модернизация остальных агрегатов с последующим продлением срока их эксплуатации (при новом строительстве - приоритет над электростанциями, использующими газ); для электростанций, использующих газ, - вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс конденсационных паросиловых агрегатов независимо от значений параметров и единичной мощности блока, а также вывод из эксплуатации отработавших свой ресурс теплофикационных агрегатов, имеющих низкие значения параметров (90 атмосфер и ниже). Новое строительство ориентировано преимущественно на ввод в действие теплоэлектроцентралей. Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций представлен в приложении N 6. Сформированная структура генерирующих мощностей обеспечивает энергетическую безопасность каждого региона за счет повышения использования различных видов энергоресурсов и типов электростанций, отличаясь высокой стабильностью при неизбежных в перспективе колебаниях цен на топливо, а также технико-экономических показателей электростанций. Рациональная структура генерирующих мощностей (зона централизованного электроснабжения) приведена в приложении N 7. Прогноз ввода генерирующих мощностей в период до 2020 года приведен в приложении N 8. В период до 2010 года потребность во вводе новой мощности при базовом варианте составляет 34,4 ГВт. При базовом варианте суммарная потребность во вводе генерирующих мощностей в период до 2020 года составит 186,1 млн. кВт, в том числе гидроэлектростанций - 25,9 млн. кВт, атомных электростанций - 32,3 млн. кВт и тепловых электростанций (включая теплоэлектроцентрали) - 127,9 млн. кВт.

При максимальном варианте в период до 2020 года дополнительно потребуется ввод 50,3 млн. кВт генерирующих мощностей, в том числе на гидроэлектростанциях - 4,8 млн. кВт, на атомных электростанциях - 5,8 млн. кВт, а ввод остальных 39,7 млн. кВт генерирующих мощностей предусматривается в основном на конденсационных электростанциях, использующих уголь. Прогнозируемая динамика и структура производства электрической энергии (зона централизованного электроснабжения) приведены в приложении N 9. Прогнозируемый быстрый рост производства электрической энергии при сравнительно небольшом приросте мощностей не использующих органическое топливо электростанций (гидравлические и атомные электростанции) в период до 2015 года потребует существенного увеличения доли выработки тепловых электростанций (от 66,6 процента в 2006 году до 69,9 процента в 2015 году). Только в последующем 5-летии (2016-2020 годы) за счет интенсификации развития гидроэнергетики и атомной энергетики возможно некоторое снижение доли выработки электрической энергии на тепловых электростанциях (до 65,5 процента при базовом варианте). В структуре производства тепловых электростанций будет устойчиво расти доля электростанций, использующих уголь. Особенно сильно данная тенденция будет проявляться на конденсационных электростанциях, использующих уголь, доля которых в общем производстве электроэнергии в стране в 2006 году составляла менее 10 процентов, а к 2020 году даже при базовом варианте будет увеличена до 21,5 процента. Доля электростанций, использующих газ, будет неуклонно сокращаться, при этом стремительно возрастет роль современных парогазовых и газотурбинных технологий. Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии на тепловых электростанциях и изменение структуры выработки по типам электростанций определяют их потребность в различных видах органического топлива. Вид топлива для предлагаемых Генеральной схемой тепловых электростанций принят предварительно. Окончательный выбор топлива (газ или уголь) для реконструируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций будет сделан инвесторами при выполнении технико-экономического обоснования конкретного объекта. Потребность электростанций в топливе при базовом варианте приведена в приложении N 10. При базовом варианте суммарная потребность тепловых электростанций в топливе увеличится с 295,1 млн. т у. т. в 2006 году до 427,9 млн. т у. т. в 2020 году, то есть примерно в 1,5 раза. При этом суммарное производство электрической энергии на них за этот период возрастет в 1,8 раза. Несмотря на прогнозируемое увеличение доли электростанций, использующих уголь, в теплоэнергетике может быть достигнуто существенное увеличение коэффициента полезного действия за счет внедрения на электростанциях передовых технологий как при использовании газа, так и при использовании угля. Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электрической энергии при этом снизится от 335,9 г у. т./кВт х ч в 2006 году до 286,1 г у. т./кВт х ч в 2020 году при соответствующем росте коэффициента полезного действия от 36,7 процента до 43,4 процента. Структура потребления топлива на тепловых электростанциях при базовом варианте также существенно трансформируется. Так, устойчиво будет снижаться доля газа (с 68,1 процента в 2006 году до 56,4 процента в 2020 году) и мазута (от 3,6 процента в 2006 году до 1,6 процента в 2020 году) при интенсивном росте доли угля (от 25,3 процента в 2006 году до 39,5 процента в 2020 году). При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 20 процентов, а угля - в 2,3 раза. Это резко повысит требования к

развитию производственных мощностей в угольной промышленности, особенно в главных угольных бассейнах - Кузнецком и Канско-Ачинском.

VI. Развитие электрической сети Единой энергетической системы России

Развитие электрических сетей в период до 2020 года будет направлено на обеспечение надежного и устойчивого функционирования Единой энергетической системы России, конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности, а также на обеспечение надежного электроснабжения потребителей и выдачи мощности электростанций. В Генеральной схеме в основу перспективного развития электрической сети Единой энергетической системы России закладываются следующие основные принципы: схема основной электрической сети Единой энергетической системы России должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и обеспечить возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций; схемы выдачи мощности крупных электростанций в нормальных режимах работы энергосистемы должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности электростанции без применения устройств противоаварийной автоматики как в полной схеме сети, так и при отключении любой из отходящей линии на всех этапах сооружения электростанции (принцип "N-1"). Для атомных электростанций указанное условие должно выполняться как в нормальных режимах, так и в ремонтных режимах работы энергосистемы (принцип "N-2"); схема основной электрической сети должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды, главным образом уменьшению площади подлежащих изъятию для нового строительства земельных участков и общей площади охранных зон линий электропередачи, в которых ограничивается хозяйственная деятельность и пребывание людей; управляемость основной электрической сети должна обеспечиваться за счет использования средств принудительного потокораспределения, статических компенсаторов, устройств продольной компенсации, управляемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и других средств; схема и параметры распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электрической энергии при полной схеме сети и при отключении одной линии электропередачи или трансформатора (принцип "N-1" для потребителей). В 2011-2020 годах для вовлечения в топливно-энергетический баланс европейской части страны электрической энергии и мощности тепловых и гидравлических электростанций Сибири рекомендуется сооружение следующих линий электропередачи постоянного тока напряжением +-500 кВ и +-750 кВ: линия электропередачи постоянного тока (+-750 кВ) Сибирь - Урал - Центр пропускной способностью 3000 МВт и протяженностью 3700 км; линия электропередачи постоянного тока (+-750 кВ) Урал - Средняя Волга - Центр пропускной способностью 3000 МВт и протяженностью 1850 км; две линии электропередачи постоянного тока (+-500 кВ) Эвенкийская ГЭС - Тюмень пропускной способностью по 2500 МВт и протяженностью 600 и 800 км; линия электропередачи постоянного тока (+-500 кВ) Сибирь - Тюмень пропускной способностью 2000 МВт и протяженностью 900 км. В Генеральной схеме в период до 2020 года рекомендуется объединение для совместной работы на постоянном токе энергозон Сибири и Дальнего Востока за счет установки на подстанциях Могоча и Хани напряжением 220 кВ вставок постоянного тока мощностью по 500 МВА каждая. Развитие сетей напряжением 750 кВ предусматривается в

европейской части Единой энергетической системы России в целях: усиления связей между Северо-Западом и Центром (сооружение линии электропередачи ПС Ленинградская - Ленинградская ГАЭС - ПС Белозерская); выдачи мощности атомных электростанций, сооружаемых в этой зоне. Линии электропередачи напряжением 500 кВ будут использованы для выдачи мощности крупных электростанций и усиления основной сети в энергозонах Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири и Дальнего Востока, а также для развития межсистемных связей. В период до 2020 года усиление межсистемного сечения Северо-Запад - Центр предусматривается за счет сооружения линии электропередачи Вологда - Коноша, усиление межсистемного сечения Урал - Средняя Волга предусматривается за счет сооружения линий электропередачи Газовая - Красноармейская и Помары - Удмуртская, усиление межсистемного сечения Сибирь - Урал предусматривается за счет сооружения двух линий электропередачи Ишим - Восход и Томск - Парабель - Нижневартовская ГРЭС. Предусматривается сооружение второго кольца линий электропередачи напряжением 500 кВ вокруг г. Москвы. Для передачи электрической энергии и мощности Канкунской ГЭС и Нижнетимптонской ГЭС, сооружаемых в энергосистеме Якутии, в Хабаровскую и Приморскую энергосистемы потребуется усиление существующего транзита напряжением 500 кВ вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали. Сеть напряжением 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций в западной части энергозоны Центра, в энергозонах Северо-Запада и Юга. Предусматривается усиление связей между энергозонами Центра и Северо-Запада за счет сооружения линий электропередачи напряжением 330 кВ Новосокольники - Талашкино. Основные тенденции в развитии сетей напряжением 220 кВ будут состоять в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также в Архангельской энергосистеме и энергосистеме Республики Коми сети напряжением 220 кВ будут являться системообразующими. В рассматриваемый период намечается присоединение Центрального энергорайона Якутии к объединенной энергосистеме Востока по двухцепной линии электропередачи напряжением 220 кВ Томмот - Майя. Для обеспечения энергоснабжения магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан намечается сооружение двухцепной линии электропередачи напряжением 220 кВ по направлению Алдан - Ленск - Киренск, которая объединит Западный энергорайон Якутии с Южным энергорайоном и с энергозоной Сибири (Иркутская область). Основным направлением развития сети напряжением 110 кВ будет дальнейшее ее расширение по территории России с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. В Генеральной схеме на основе указанных принципов сформирован перечень электросетевых объектов, обеспечивающих выдачу мощности электростанций общесистемного значения, надежное электроснабжение потребителей и развитие межсистемных связей в период до 2020 года. Перечень электросетевых объектов представлен в приложении N 11. Данный перечень будет уточняться при выполнении конкретных проектов. При этом в базовом варианте для выдачи мощности вновь вводимых и расширяемых электростанций общесистемного значения потребуется сооружение 25,7 тыс. км линий электропередачи, для повышения уровня надежности электроснабжения потребителей - 22,2 тыс. км линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше, для усиления межсистемных и межгосударственных связей - 16,1 тыс. км линий электропередачи.

VII. Оценка потребности в инвестициях и источниках их финансирования

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

VIII. Снижение техногенного воздействия электростанций на окружающую среду

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

IX. Энергетика на основе использования возобновляемых источников энергии

При проведении региональной энергетической политики важное значение имеет оптимальное использование ресурсов развития традиционной электроэнергетики (атомных, гидравлических и тепловых электростанций), малой энергетики и возобновляемых источников энергии. В топливно-энергетическом балансе регионов необходимо использовать потенциал местных, нетрадиционных и возобновляемых видов топливно-энергетических ресурсов. Для России такими ресурсами в первую очередь являются торф, геотермальные воды, солнечная и ветровая энергия, энергия малых рек и морских приливов.

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

X. Механизмы реализации Генеральной схемы

Реализация Генеральной схемы заключается в обеспечении надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и экономики страны электрической и тепловой энергией в соответствии с основными положениями, принципами и механизмами государственной энергетической политики. Реализация Генеральной схемы основана на следующих принципах: создание механизма мониторинга реализации Генеральной схемы, использующего уровни электропотребления в качестве одного из показателей, позволяющего оценивать необходимость осуществления планируемых в рамках Генеральной схемы мероприятий; создание долгосрочной системы прогнозирования спроса (предложения) на электрическую энергию и мощность, создание региональных систем прогнозирования потребления электрической энергии и мощности; координация развития электроэнергетики и программ социально-экономического развития регионов; формирование порядка разработки и внесения изменений в Генеральную схему;

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

___________

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

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

Прогноз электропотребления по России на период до 2020 года*

Примечание. В скобках даны среднегодовые приросты по вариантам за период 2007-2020 годов. _____________ * Не приводится.

Таблица 1

Прогноз электропотребления по энергозонам России на период до 2020 года

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

Центр 224,6 234,7 288,7 355,9 433,9 478

Поволжье 80,6 84 98,8 110,6 125,3 158

Юг 73,5 76,4 94,1 110,9 126 155,7

Урал 228,1 241,7 293,6 349,6 420,8 470,2

Сибирь 190,8 196,2 239,8 278 330,8 425,6

Востокэнерго - всего 38,7 39 45,5 56,1 72,6 98,2 в том числе:

ОЭС Востока 27,1 27,2 31,9 40,3 50,7 68,9

изолированные 11,6 11,8 13,6 15,8 21,9 29,3 узлы Востока

Итого 920 959 1174,8 1403 1684,9 1969,7

централизованное электропотребление

Всего (с учетом зоны 940,7 980 1196,6 1426,3 1710 2000 децентрализованного электроснабжения)

Таблица 2

Прогноз электропотребления по федеральным округам на период до 2020 года

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

Центральный 190,3 199,3 245,4 306,1 377,3 413,8 федеральный округ

Приволжский 177,6 184,6 214,9 241,4 274,4 326 федеральный округ

Южный 73,5 76,4 94,1 110,9 126 155,7 федеральный округ

Уральский 151,8 162,4 204,6 249,8 307,3 344,3 федеральный округ

Сибирский 190,8 196,2 239,8 278 330,8 425,6 федеральный округ

Дальневосточный 38,7 39 45,5 56,1 72,6 98,2 федеральный округ

Децентрализованные 20,6 21 21,8 23,3 25 30,2 энергоузлы

___________

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

Изменение мощности действующих электростанций (зона централизованного электроснабжения)

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

в том числе:

мощность 44,9 45,3 45,6 45,7 +0,8 гидроэлектростанций

мощность атомных 23,5 24,8 24,9 21 -2,5 электростанций

мощность тепловых 142,4 139,3 109,4 94,6 -47,8 электростанций - всего

в том числе:

теплоэлектроцентралей 77,1 75,3 71,2 64,6 -12,5

конденсационных 65,3 64 38,2 30 -35,3 электростанций

___________

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

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

(млн. кВт) ------------------------------------------------------------------- | Базовый вариант |Максимальный вариант -------------------------+--------------------+-------------------- | 2010 | 2015 | 2020 | 2010 | 2015 |2020 | год | год | год | год | год |год ------------------------------------------------------------------- 1. Необходимая 245,5 297,5 347,4 256,2 326,2 397,7 установленная мощность

2. Мощность действующих 209,4 179,9 161,3 209,4 179,9 161,3 электростанций

3. Мощность новых 17,9 36,5 49 17,9 36,5 49 и обновляемых теплоэлектроцентралей

4. Потребность в новой 18,2 81,1 137,1 28,9 109,8 187,4 мощности гидроэлектростанций, атомных электростанций и конденсационных электростанций

__________

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

Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых атомных электростанций

Таблица 1

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

1. Северодвинская ПАТЭС - - - 2 КЛТ 40С 70 2 КЛТ 40С 70 2 КЛТ 40С 70 (но- Архангельская область, вая) г. Северодвинск

Итого по станции - 70 70 70

Кольская энергосистема

2. Кольская АЭС 4 ВВЭР 440 1760 3 ВВЭР 440 1374 3 ВВЭР 440 1374 1 ВВЭР 440 458 Мурманская область, г. Полярные Зори

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

Итого по станции 1760 1833<1> 1833 917

3. Кольская АЭС-2<2> - - - - - - - - - 4 ВБЭР 300 1200 (но- Мурманская область, вая) в 4 км от Кольской АЭС

Итого по станции - - - 1200

Ленинградская энергосистема

4. Ленинградская АЭС 4 РБМК 4000 3 РБМК 3282 3 РБМК 3282 1 РБМК 1094 Ленинградская область, 1000 1000 1000 1000 г. Сосновый Бор - - - 1 РБМК 1093 1 РБМК 1093 1 РБМК 1093 1000 1000 1000

Итого по станции 4000 4375<1> 4375 2187

5. Ленинградская АЭС-2 - - - - - - 3 ВВЭР 3450 4 ВВЭР 4600 (но- Ленинградская область, 1200 1200 вая) в 8 км от Ленинградской АЭС

Итого по станции - - 3450 4600

Таблица 2

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

1. Нововоронежская АЭС 2 ВВЭР 834 2 ВВЭР 834 2 ВВЭР 834 - - - Воронежская область, 440 440 440 г. Нововоронеж 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000 1000 1000 1000 1000

Итого по станции 1834 1834 1834 1000

2. Нововоронежская АЭС-2 - - - - - - 2 ВВЭР 2300 2 ВВЭР 2300 (но- Воронежская область, 1200 1200 вая) в 5 км от Нововоронежской АЭС

Итого по станции - - 2300 2300

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

Итого по станции - - - 4600 (максимальный вариант)

Курская энергосистема

3. Курская АЭС<3> 4 РБМК 4000 1 РБМК 1088<1> 1 РБМК 1088 1 РБМК 1088 Курская область, 1000 1000 1000 1000 г. Курчатов - - - 3 РБМК 3285<1> 3 РБМК 3285 3 РБМК 3285 1000 1000 1000

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

Нижегородская энергосистема

4. Нижегородская АЭС<4> - - - - - - - - - 3 ВВЭР 3450 (но- Нижегородская область, 1200 вая) в 20 км юго-западнее пос. Урень

Итого по станции - - - 3450

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

Итого по станции - - - 4600 (максимальный вариант)

Смоленская энергосистема

5. Смоленская АЭС 3 РБМК 3000 1 РБМК 1035 1 РБМК 1091 1 РБМК 1091 Смоленская область, 1000 1000 1000 1000 г. Десногорск - - - 2 РБМК 2156 2 РБМК 2200 2 РБМК 2200 1000 1000 1000

Итого по станции 3000 3191<1> 3291 3291

Тверская энергосистема

6. Калининская АЭС 3 ВВЭР 3000 3 ВВЭР 3129 3 ВВЭР 3129 3 ВВЭР 3129 Тверская область, 1000 1000 1000 1000 г. Удомля - - - - - - 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000 1000 1000

Итого по станции 3000 3129<1> 4129 4129

7. Тверская АЭС<4> - - - - - - 1 ВВЭР 1150 4 ВВЭР 4600 (но- Тверская область, 1200 1200 вая) Ржевский или Удомельский район

Итого по станции - - 1150 4600

Ярославская или Костромская энергосистема

8. Центральная АЭС<4> - - - - - - - - - 2 ВВЭР 2300 (но- Ярославская область 1200 вая) или Костромская область

Итого по станции - - - 2300

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

Итого по станции - - - 4600 (максимальный вариант)

Таблица 3

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

Балаковская АЭС 4 ВВЭР 4000 2 ВВЭР 2086 2 ВВЭР 2086 2 ВВЭР 2086 Саратовская область, 1000 1000 1000 1000 г. Балаково - - - 2 ВВЭР 2088 2 ВВЭР 2088 2 ВВЭР 2088 1000 1000 1000

Итого по станции 4000 4174<1> 4174 4174

Таблица 4

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

Ростовская АЭС 1<5> ВВЭР 1000 1<5> ВВЭР 1040<1> 1<5> ВВЭР 1040 1<5> ВВЭР 1040 Ростовская область, 1000 1000 1000 1000 г. Волгодонск - - - 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000 1 ВВЭР 1000 1000 1000 1000

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

Итого по станции 1000 2040 3190 4340

Таблица 5

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

1. Белоярская АЭС 1 БН 600 600 1 БН 600 600 1 БН 600 600 1 БН 600 600 Свердловская область, г. Заречный - - - - - - 1 БН 800 880 1 БН 800 880

Итого по станции 600 600 1480 1480

Челябинская энергосистема

2. Южно-Уральская АЭС<4> - - - - - - - - - 4 ВВЭР 4600 (но- Челябинская область, 1200 вая) в 140 км западнее г. Челябинска

Итого по станции - - - 4600

Таблица 6

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

Северская АЭС<4> (новая) - - - - - - 1 ВВЭР 1150 2 ВВЭР 2300 Томская область, 25 км 1200 1200 от г. Северск

Итого по станции - - 1150 2300

Таблица 7

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

1. Приморская АЭС - - - - - - - - - 2 ВБЭР 600 (но- Приморский край 300 вая)

Итого по станции - - - 600

Чаун-Билибинский энергоузел

2. Билибинская АЭС 4 ЭГП 6 48 4 ЭГП 6 48 4 ЭГП 6 48 1 ЭГП 6 12 Чукотский автономный округ, г. Билибино

Итого по станции 48 48 48 12

Певекский энергоузел

3. Певекская ПАТЭС - - - - - - - - - 2 КЛТ 70 (но- Чукотский автономный 40С вая) округ, г. Певек

Итого по станции - - - 70

______________________ <1> Увеличение мощности на действующем оборудовании за счет мероприятий по модернизации. <2> Тип блока будет уточняться. <3> Сооружение блока N 5 осуществляется в случае выделения дополнительных источников финансирования для его строительства и сооружения линий электропередачи для выдачи мощности. <4> Месторасположение указанных станций будет уточнено при разработке технико-экономического обоснования сооружения станций. <5> Блок N 1 действующей Волгодонской АЭС.

____________

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

Перечень модернизируемых и вновь сооружаемых гидроэлектростанций

Таблица 1

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

1. Мезенская ПЭС 4000 МВт<1> - - - - - - - - (новая) Архангельская область, 19700 млн. Мезенский залив кВт х ч Белого моря Максимальный вариант - - - - - - 350 700 Итого по станции - - - 700 (максимальный вариант)

Ленинградская энергосистема

2. Ленинградская ГАЭС 1560 МВт - - - - 8 1560 8 1560 (новая) Ленинградская область, 2340 млн. Лодейнопольский район, кВт х ч р. Шапша Итого по станции - - 1560 1560 _____________ <1> С возможностью увеличения мощности по результатам проектных работ.

Таблица 2

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

1. Владимирская ГАЭС 800 МВт - - - - - - 4 800 (новая) Владимирская область, 1300 млн. р. Клязьма кВт х ч Итого по станции - - - 800

Курская энергосистема

2. Курская ГАЭС 465 МВт - - - - 3 465 3 465 (новая) Курская область 730 млн. Итого по станции кВт х ч - - 465 465

Московская энергосистема

3. Загорская ГАЭС-1 1200 МВт 6 1200 6 1200 6 1200 6 1200 Московская область, 1884 млн. Сергиево-Посадский кВт х ч район, р. Кунья Итого по станции 1200 1200 1200 1200

4. Загорская ГАЭС-2 840 МВт - - 2 420 4 840 4 840 (новая) Московская область, 1100 млн. р. Кунья кВт х ч Итого по станции - 420 840 840

5. Волоколамская ГАЭС 660 МВт - - - - 1 220 3 660 (новая) Московская область, 1230 млн. р. Сестра кВт х ч Итого по станции - - 220 660

Нижегородская энергосистема

6. Нижегородская ГЭС 520 МВт 8 520 8 520 8 520 8 520 Нижегородская область, 1510 млн. г. Городец, кВт х ч Волжско-Камский каскад, р. Волга Итого по станции 520 520 520 520

Тверская энергосистема

7. Центральная ГАЭС 1300 МВт - - - - - - 4 1300 (новая) (1 очередь) 2030 млн. Тверская область, кВт х ч г. Ржев, р. Тудовка Итого по станции - - - 1300

Ярославская энергосистема

8. Рыбинская ГЭС 330 МВт 6 346,4 6 356,4 6 376,4 6 376,4 Ярославская область, 940 млн. г. Рыбинск, кВт х ч Волжско-Камский каскад, р. Волга Итого по станции 346,4 356,4 376,4 376,4

Таблица 3

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

1. Жигулевская ГЭС 2300 МВт 20 2300 20 2334 20 2369 20 2404 Самарская область, 9600 млн. г. Жигулевск, кВт х ч Волжско-Камский каскад, р. Волга Итого по станции 2300 2334 2369 2404

Саратовская энергосистема

2. Саратовская ГЭС 1360 МВт 24 1360 24 1370 24 1370 24 1370 Саратовская область, 5400 млн. г. Балаково, кВт х ч Волжско-Камский каскад, р. Волга Итого по станции 1360 1370 1370 1370

Татарская энергосистема

3. Нижнекамская ГЭС 1248 МВт 16 1205 16 1205 16 1205 16 1248 Республика Татарстан, 2460 млн. г. Набережные Челны, кВт х ч Волжско-Камский каскад, р. Кама Итого по станции 1205 1205 1205 1248

Чувашская энергосистема

4. Чебоксарская ГЭС 1404 МВт 18 1370 18 1370 18 1370 18 1404 Чувашская Республика, 3310 млн. г. Новочебоксарск, кВт х ч Волжско-Камский каскад, р. Волга Итого по станции 1370 1370 1370 1404

Таблица 4

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

1. Волжская ГЭС 2541 МВт 22 2530 22 2582,5 22 2614 22 2645,5 Волгоградская область, 10300 млн. 1 11 1 11 1 11 1 11 г. Волжский, кВт х ч Волжско-Камский каскад, р. Волга Итого по станции 2541 2593,5 2625 2656,5

Дагестанская энергосистема

2. Чиркейская ГЭС 1000 МВт 4 1000 4 1000 4 1000 4 1000 Республика Дагестан, 2256 млн. п. Дубки, р. Сулак кВт х ч Итого по станции 1000 1000 1000 1000

3. Ирганайская ГЭС 800 МВт 2 400 2 400 2 400 2 400 Республика Дагестан, 1280 млн. р. Аварское Койсу кВт х ч (приток р. Сулак) Итого по станции 400 400 400 400 Максимальный вариант - - - - 2 400 2 400 (дополнительная мощность) Итого по станции 400 400 800 800 (максимальный вариант)

4. Каскад ГЭС на 220 МВт - - - - 2 220 2 220 (новая) р. Андийское Койсу 680 млн. (Агвали) кВт х ч Республика Дагестан, р. Андийское Койсу Итого по станции - - 220 220

5. Каскад ГЭС на 200 МВт - - - - - - 2 200 (новая) р. Андийское Койсу 440 млн. (Инхойская) кВт х ч Республика Дагестан, р. Андийское Койсу Итого по станции - - - 200

Краснодарская энергосистема

6. Лабинская ГАЭС 600 МВт - - - - 2 600 2 600 (новая) Краснодарский край, 1118 млн. р. Лаба кВт х ч Итого по станции - - 600 600

Северокавказская энергосистема

7. Зарамагские ГЭС 357 МВт - - 1 15 1 15 1 15 (новые) Республика Северная 812 млн. - - - - 2 342 2 342 Осетия - Алания, кВт х ч р. Ардон Итого по станции - 15 357 357

Таблица 5

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

1. Воткинская ГЭС 1020 МВт 10 1020 10 1020 10 1020 10 1020 Пермский край, 2200 млн. г. Чайковский, кВт х ч Волжско-Камский каскад, р. Кама Итого по станции 1020 1020 1020 1020

2. Камская ГЭС 504 МВт 23 510 23 534 24 555 24 555 Пермский край, 1700 млн. г. Пермь, кВт х ч Волжско-Камский каскад, р.Кама Итого по станции 510 534 555 555

Таблица 6

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

1. Мокская ГЭС с Ивановской 1410 МВт - - - - - - 3 600 (новая) ГЭС (контррегулятором) 5740 млн. Республика Бурятия, кВт х ч р. Витим, 760 км от устья Итого по станции - - - 600 Максимальный вариант - - - - 2 300 3 600 (дополнительная мощность) - - - - - - 3 210 Итого по станции - - 300 1410 (максимальный вариант)

Иркутская энергосистема

2. Братская ГЭС 4500 МВт 18 4500 18 4500 18 4500 18 4500 Иркутская область, 21700 млн. г. Братск-9, кВт х ч Ангаро-Енисейский каскад, р. Ангара Итого по станции 4500 4500 4500 4500

3. Иркутская ГЭС 662,4 МВт 8 662,4 8 662,4 8 662,4 8 662,4 Иркутская область, 4000 млн. пос. Кузьмиха, кВт х ч Ангаро-Енисейский каскад, р. Ангара Итого по станции 662,4 662,4 662,4 662,4

4. Усть-Илимская ГЭС 3840 МВт 16 3840 16 3840 16 3840 16 3840 Иркутская область, 20300 млн. г. Усть-Илимск, кВт х ч Ангаро-Енисейский каскад, р. Ангара Итого по станции 3840 3840 3840 3840

5. Тельмамская ГЭС 450 МВт - - - - - - - - (новая) Иркутская область, 1640 млн. г. Бодайбо, р. Мамакан кВт х ч Максимальный вариант - - - - - - 3 450 Итого по станции - - - 450 (максимальный вариант)

Красноярская энергосистема

6. Красноярская ГЭС 6000 МВт 12 6000 12 6000 12 6000 12 6000 Красноярский край, 19540 млн. г. Дивногорск, кВт х ч Ангаро-Енисейский каскад, р. Енисей Итого по станции 6000 6000 6000 6000

7. Богучанская ГЭС 2997 МВт - - 5 1665 9 2997 9 2997 (новая) Красноярский край, 17600 млн. Кежемский р-н, кВт х ч г. Кодинск, Ангаро-Енисейский каскад, р. Ангара Итого по станции - 1665 2997 2997

8. Нижнебогучанская ГЭС 660 МВт - - - - - - 3 660 (новая) (Нижнеангарские ГЭС) 3300 млн. Красноярский край, кВт х ч р. Ангара ниже Богучанской ГЭС Итого по станции - - - 660

9. Мотыгинская ГЭС 1320 МВт - - - - - - 2 330 (новая) (Нижнеангарские ГЭС) 6000 млн. ниже створа кВт х ч Нижнебогучанской ГЭС, Красноярский край, р. Ангара Итого по станции - - - 330

10. Эвенкийская ГЭС с 8150 МВт - - - - - - 8 8000 (новая) Нижне-Курейской ГЭС 46400 млн. - - - - - - 3 150 Красноярский край, кВт х ч р. Нижняя Тунгуска Итого по станции - - - 8150

Кузбасская энергосистема

11. Крапивинский гидроузел 300 МВт - - - - 2 300 2 300 (новая) Кемеровская область, 1900 млн. р. Томь кВт х ч Итого по станции - - 300 300

Новосибирская энергосистема

12. Новосибирская ГЭС 455 МВт 7 455 7 455 7 455 7 455 Новосибирская область, 1745 млн. г. Новосибирск, р. Обь кВт х ч Итого по станции 455 455 455 455

Тывинская энергосистема

13. Тувинские ГЭС 1500 МВт - - - - - - - - (новая) (каскад ГЭС) 6530 млн. Республика Тыва, кВт х ч р. Большой Енисей Максимальный вариант - - - - - - 4 1500 Итого по станции - - - 1500 (максимальный вариант)

Хакасская энергосистема

14. Саяно-Шушенская ГЭС 6400 МВт 10 6400 10 6400 10 6400 10 6400 Красноярский край, 21570 млн. пос. Черемушки, Ангаро- кВт х ч Енисейский каскад, р. Енисей Итого по станции 6400 6400 6400 6400

15. Майнская ГЭС 321 МВт 3 321 3 321 3 321 3 321 Красноярский край, 1640 млн. пос. Черемушки, Ангаро- кВт х ч Енисейский каскад, р. Енисей Итого по станции 321 321 321 321

Таблица 7

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

1. Зейская ГЭС 1330 МВт 6 1330 6 1330 6 1330 6 1330 Амурская область, 4641 млн. г. Зея, р. Зея кВт х ч Итого по станции 1330 1330 1330 1330

2. Бурейская ГЭС 2000 МВт 2 370 2 670 2 670 2 670 Амурская область, 7100 млн. 1 300 1 335 1 335 1 335 пос. Талакан, р. Бурея кВт х ч 1 335 3 1005 3 1005 3 1005 Итого по станции 1005 2010 2010 2010

3. Нижнебурейская ГЭС 321 МВт - - - - 3 321 3 321 (новая) контррегулятор 1650 млн. Бурейской ГЭС кВт х ч Амурская область, р. Бурея Итого по станции - - 321 321

4. Граматухинская ГЭС 300 МВт - - - - 3 300 3 300 (новая) (каскад Нижнезейских 1970 млн. ГЭС) Амурская область, кВт х ч р. Зея Итого по станции - - 300 300

Магаданская энергосистема

5. Колымская ГЭС 900 МВт 5 900 5 900 5 900 5 900 Магаданская область, 3317 млн. пос. Синегорье, кВт х ч р. Колыма Итого по станции 900 900 900 900

6. Усть-Среднеканская ГЭС 570 МВт - - 2 69,4 4 570 4 570 (новая) Магаданская область, 500 млн. р. Колыма кВт х ч Итого по станции - 69,4 570 570

Хабаровская энергосистема

7. Тугурская ПЭС 3580 МВт - - - - - - - - (новая) Хабаровский край, 14300 млн. Тугурский залив кВт х ч Охотского моря Максимальный вариант - - - - - - 200 200 Итого по станции - - - 200 (максимальный вариант)

Якутская энергосистема

8. Вилюйская ГЭС-1 340 МВт 4 340 4 340 4 340 4 340 Республика Саха 1290 млн. (Якутия), кВт х ч пос. Чернышевский, р. Вилюй Итого по станции 340 340 340 340

9. Вилюйская ГЭС-2 340 МВт 4 340 4 340 4 340 4 340 Республика Саха 1290 млн. (Якутия), кВт х ч пос. Чернышевский, р. Вилюй Итого по станции 340 340 340 340

10. Канкунская ГЭС 1300 МВт - - - - 2 400 5 1300 (новая) Республика Саха 5700 млн. (Якутия), кВт х ч р. Тимптон Итого по станции - - 400 1300

11. Нижнетимптонская ГЭС 800 МВт - - - - - - 4 800 (новая) контррегулятор 3600 млн. Канкунской ГЭС кВт х ч Республика Саха (Якутия), р. Тимптон Итого по станции - - - 800

12. Среднеучурская ГЭС 3300 МВт - - - - - - - - (новая) Республика Саха 15000 млн. (Якутия), р. Учур кВт х ч Максимальный вариант - - - - - - 2 500 Итого по станции - - - 500 (максимальный вариант)

13. Верхнеалданская ГЭС 1000 МВт - - - - - - - - (новая) Республика Саха 3600 млн. (Якутия), р. Алдан кВт х ч Максимальный вариант - - - - - - 5 1000 Итого по станции - - - 1000 (максимальный вариант)

____________

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

Перечень модернизируемых, расширяемых и вновь сооружаемых тепловых электростанций

Таблица 1

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

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ | Вид | По состоянию | 2006-2010 годы | 2011-2015 годы | 2016-2020 годы |топлива | на 2006 год | | | | +-----------------------+-----------------------+-----------------------+----------------------- | |коли-| тип |уста-|коли-| тип |уста-|коли-| тип |уста-|коли-| тип |уста- | |чест-| блока |нов- |чест-| блока |нов- |чест-| блока |нов- |чест-| блока |нов- | | во | |лен- | во | |лен- | во | |лен- | во | |лен- | |бло- | | ная |бло- | | ная |бло- | | ная |бло- | | ная | | ков | |мощ- | ков | |мощ- | ков | |мощ- | ков | |мощ- | | | |ность| | |ность| | |ность| | |ность | | | | | | | на | | | на | | | на | | | | | | |2010 | | |2015 | | |2020 | | | | | | | год | | | год | | | год ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Калининградская энергосистема

1. Калининградская газ 1 ПГУ(Т)-450 450 2 ПГУ(Т)-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900 ТЭЦ-2 г. Калининград

Итого по станции 450 900 900 900

Карельская энергосистема

2. Медвежьегорская ТЭС уголь - - - - - - - - - 3 К-660-300 1980 (но- Республика Карелия, кузнецвая) 18 км южнее кий или г. Медвежьегорск интинский

Итого по станции - - - 1980

Максимальный вариант уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 1 К-660-300 660 (дополнительная кузнецмощность) кий или интинский

Итого по станции - - 660 2640 (максимальный вариант)

Кольская энергосистема

3. Мурманская ТЭЦ-2 уголь - - - - - - 3 Т-180-130 540 3 Т-180-130 540 г. Мурманск кузнецкий

Итого по станции - - 540 540

Коми энергосистема

4. Печорская ГРЭС газ 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 Республика Коми, газ 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 г. Печора

Итого по станции 1060 1060 1060 1060

Ленинградская энергосистема

5. Киришская ГРЭС газ, 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 1 ПТ-50-130 50 - - - Ленинградская мазут область, газ, 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 1 ПТ-60-130 60 - - - г. Кириши мазут газ, 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 мазут газ, 6 К-300-240 1800 5 К-300-240 1500 - - - - - - мазут газ - - - 1 ПГУ-800 800 1 ПГУ-800 800 1 ПГУ-800 800 газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800 газ - - - - - - 1 ГТ(Т)-50 50 2 ГТ(Т)-50 100 газ - - - - - - 1 ГТ(Т)-65 65 2 ГТ(Т)-65 130

Итого по станции 2100 2600 1905 1910

6. Дубровская ТЭЦ-8 уголь 3 К-50-90 150 3 К-50-90 150 3 К-50-90 150 - - - Ленинградская кузнецобласть, кий г. Кировск -"- 1 Т-37-90 37 1 Т-37-90 37 1 Т-37-90 37 - - - -"- 1 Р-5-90 5 1 Р-5-90 5 1 Р-5-90 5 - - - -"- - - - - - - - - - 2 К-330-240 660

Итого по станции 192 192 192 660

7. ТЭЦ-5 Правобережная газ 2 П-32-29 64 - - - - - - - - - г. Санкт-Петербург газ 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180 1 Т-180-130 180 газ - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450 2 ПГУ(Т)-450 900

Итого по станции 244 630 630 1080

8. Юго-Западная ТЭЦ1 газ - - - 2 ПГУ-225 450 2 ПГУ-225 450 2 ПГУ-225 450 г. Санкт-Петербург газ - - - - - - 2 ГТ-75,7 150 2 ГТ-75,7 150

Итого по станции - 450 600 600

9. Первомайская ТЭЦ газ 2 ПТ-30-90 60 - - - - - - - - - г. Санкт-Петербург газ 2 ПТ-60-130 120 - - - - - - - - - уголь 3 Т-50-130 150 2 Т-50-130 100 - - - - - - газ - - - 2 ПГУ(Т)-180 360 3 ПГУ(Т)-180 540 3 ПГУ(Т)-180 540

Итого по станции 330 460 540 540

10. ТЭЦ-21 Северная газ 5 Т-100-130 500 5 Т-100-130 500 5 Т-100-130 500 4 Т-100-130 400 Ленинградская газ - - - - - - - - - 1 ГТ-110(Т) 110 область, газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450 Всеволожский район

Итого по станции 500 500 950 960

11. ТЭЦ-22 Южная газ 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 ГТ(Т)-50 50 1 ГТ(Т)-50 50 1 ГТ(Т)-50 50 1 ГТ(Т)-50 50 газ - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450

Итого по станции 800 1250 1250 1250

12. Северо-Западная ТЭЦ газ 2 ПГУ-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900 2 ПГУ(Т)-450 900 г. Санкт-Петербург, пос. Ольгино

Итого по станции 900 900 900 900

13. ТЭЦ Парнас<1> газ - - - - - - 2 ПГУ(Т)-200 400 2 ПГУ(Т)-200 400 (но- г. Санкт-Петербург вая) Итого по станции - - 400 400

Новгородская энергосистема

14. Новгородская ТЭС уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320 (но- Новгородская кузнецвая) область, кий Боровичский или Окуловский район

Итого по станции - - 1320 1320

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

Итого по станции - - 1320 1980 (максимальный вариант)

Псковская энергосистема

15. Псковская ГРЭС газ 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 Псковская область, уголь - - - - - - - - - 2 К-330-240 660 пос. Дедовичи кузнецкий

Итого по станции 430 430 430 1090

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

Итого по станции 430 430 430 1750 (максимальный вариант) ______________ <1> Блокстанции.

Таблица 2

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

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- | Вид |По состоянию на 2006 год| 2006-2010 годы | 2011-2015 годы | 2016-2020 годы |топлива +------------------------+------------------------+------------------------+----------------------- | |коли-| тип |уста- |коли-| тип |уста- |коли-| тип |уста- |коли-| тип |уста- | |чест-| блока | нов- |чест-| блока | нов- |чест-| блока | нов- |чест-| блока |нов- | | во | |ленная| во | |ленная| во | |ленная| во | |лен- | |бло- | | мощ- |бло- | | мощ- |бло- | | мощ- |бло- | | ная | | ков | |ность | ков | |ность | ков | |ность | ков | |мощ- | | | | | | | на | | | на | | |ность | | | | | | | 2010 | | | 2015 | | | на | | | | | | | год | | | год | | |2020 | | | | | | | | | | | | | год -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Вологодская энергосистема

1. Череповецкая ГРЭС газ, 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 Вологодская уголь область, уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 2 К-330-240 660 пос. Кадуй

Итого по станции 630 630 960 1290

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

Итого по станции 630 630 1290 1290 (максимальный вариант)

Ивановская энергосистема

2. Ивановские ПГУ газ - - - 2 ПГУ-325 650 2 ПГУ-325 650 2 ПГУ-325 650 (но- Ивановская вая) область, г. Комсомольск

Итого по станции - 650 650 650

Калужская энергосистема

3. Калужская ТЭС уголь - - - - - - 1 К-225-130 225 2 К-225-130 450 (но- Калужская область подмосвая) ковный

Итого по станции - - 225 450

Костромская энергосистема

4. Костромская ГРЭС газ 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2480 4 К-300-240 1220 - - - Костромская газ 1 К-1200-240 1200 1 К-1200-240 1200 - - - - - - область, газ - - - 1 ПГУ-800 800 3 ПГУ-800 2400 4 ПГУ-800 3200 г. Волгореченск

Итого по станции 3600 4480 3620 3200

Липецкая энергосистема

5. Липецкая ТЭЦ-2 газ, 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 г. Липецк доменный газ газ, 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 доменный газ газ, 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 доменный газ газ - - - 2 ГТ-160 320 2 ГТ-160 320 2 ГТ-160 320

Итого по станции 515 835 835 835

Московская энергосистема

6. ГРЭС-3 им. Классона газ 1 Т-6-29 6,3 1 Т-6-29 6,3 1 Т-6-29 6,3 - - - Московская область, газ 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9 1 ПТ-9-90 9 г. Электрогорск газ 2 ГТ-100 200 2 ГТ-100 200 - - - - - - газ 1 ГТ-107 107 1 ГТ-107 107 - - - - - - газ 1 ГТ-128 128 1 ГТ-128 128 1 ГТ-128 128 1 ГТ-128 128 газ 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12 1 Р-12-90 12 газ 1 ГТ-148 148 1 ГТ-148 148 1 ГТ-148 148 1 ГТ-148 148 газ - - - - - - - - - 1 ГТ(Т)-10 10

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

7. ГРЭС-4 Каширская уголь, 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 Московская область, газ г. Кашира газ 3 К-300-240 900 3 К-300-240 900 2 К-300-240 600 1 К-300-240 300 газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 уголь - - - 1 К-330-240 330 2 К-330-240 660 3 К-330-240 990

Итого по станции 1580 1910 1940 1970

8. ГРЭС-5 Шатурская газ, 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600 3 К-200-130 600 Московская область, уголь, г. Шатура торф газ 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420 2 К-210-130 420 газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ - - - 1 ПГУ-400 400 1 ПГУ-400 400 1 ПГУ-400 400

Итого по станции 1100 1500 1500 1500

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

Итого по станции 1100 1500 1830 1830 (максимальный вариант)

9. ТЭЦ-8 газ 1 Р-25-130 25 1 Р-25-130 25 - - - - - - г. Москва газ 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 - - - - - - газ 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ - - - - - - 2 ПГУ(Т)-370 740 2 ПГУ(Т)-370 740

Итого по станции 605 605 885 885

10. ТЭЦ-12 газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 г. Москва газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-100-130 200 2 ПТ-100-130 200 2 ПТ-100-130 200 газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ 1 П-6-29 6 1 П-6-29 6 1 П-6-29 6 1 П-6-29 6 газ 1 Р-6-29 6 1 Р-6-29 6 1 Р-6-29 6 1 Р-6-29 6 газ 1 Р-6-35 6 1 Р-6-35 6 1 Р-6-35 6 1 Р-6-35 6 газ - - - 1 ПГУ(Т)-170 170 1 ПГУ(Т)-170 170 1 ПГУ(Т)-170 170 газ - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

Итого по станции 408 1018 1018 1018

11. ТЭЦ-16 газ 1 Т-30-90 30 1 Т-30-90 30 - - - - - - г. Москва газ 1 Т-50-90 50 1 Т-50-90 50 - - - - - - газ 2 Т-25-90 50 2 Т-25-90 50 - - - - - - газ 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 газ 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

Итого по станции 360 360 630 630

12. ТЭЦ-11 газ 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 - - - - - - г. Москва газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 - - - газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 1 ПТ-80-130 80 - - - газ - - - - - - 2 ПГУ-240(Т) 480 2 ПГУ-240(Т) 480

Итого по станции 330 330 670 480

13. ТЭЦ-20 газ 3 Т-30-90 90 3 Т-30-90 90 1 Т-30-90 30 - - - г. Москва газ 1 Т-100-130 100 - - - - - - - - - газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 газ 1 ПТ-35-90 35 1 ПТ-35-90 35 1 ПТ-35-90 35 1 ПТ-35-90 35 газ 1 ПТ-65-90 65 1 ПТ-65-90 65 1 ПТ-65-90 65 1 ПТ-65-90 65 газ - - - 1 ПГУ(Т)-250 250 1 ПГУ(Т)-250 250 1 ПГУ(Т)-250 250 газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

Итого по станции 730 880 1220 1190

14. ТЭЦ-21 газ 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 г. Москва газ 2 Т-250-240 500 2 Т-250-240 500 2 Т-250-240 500 2 Т-250-240 500 газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660 6 Т-110-130 660 газ - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450 без 2 ДГА-5 10 2 ДГА-5 10 2 ДГА-5 10 2 ДГА-5 10 топлива

Итого по станции 1350 1800 1800 1800

15. ТЭЦ-22 уголь, 3 Т-240-240 720 3 Т-240-240 720 2 Т-240-240 480 2 Т-240-240 480 Московская область, газ г. Дзержинский -"- 6 ПТ-60-130 360 4 ПТ-60-130 240 4 ПТ-60-130 240 4 ПТ-60-130 240 -"- - - - 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 -"- 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 уголь, - - - - - - 1 Т-250-240 250 1 Т-250-240 250 газ<2> без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12 топлива

Итого по станции 1300 1340 1362 1362

16. ТЭЦ-23 газ 3 Т-100-130 300 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 г. Москва газ 4 Т-250-240 1000 4 Т-250-240 1000 4 Т-250-240 1000 4 Т-250-240 1000 газ 1 Т-110-130 110 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12 топлива

Итого по станции 1410 1420 1432 1432

17. ТЭЦ-25 газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 г. Москва газ 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12 топлива

Итого по станции 1370 1370 1782 1782

18. ТЭЦ-26 Южная газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-100-130 200 2 ПТ-100-130 200 2 ПТ-100-130 200 г. Москва газ 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 5 Т-250-240 1250 газ - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12 топлива

Итого по станции 1410 1850 1862 1862

19. ТЭЦ-27 Северная газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 Московская область, газ - - - 3 ПГУ(Т)-450 1350 3 ПГУ(Т)-450 1350 3 ПГУ(Т)-450 1350 г. Мытищи без - - - - - - 1 ТГУ-12 12 1 ТГУ-12 12 топлива

Итого по станции 160 1510 1522 1522

20. Петровская ТЭС уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 2 К-660-300 1320 (но- Московская область, кузнецвая) 8 км на кий северо-восток от г. Шатура

Итого по станции - - 660 1320

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

Итого по станции - - 1980 2640 (максимальный вариант)

21. ГТУ газ - - - 1 ГТ-200 200 2 ГТ-200 400 2 ГТ-200 400 (но- "Молжаниновка"<1> вая) Московская область

Итого по станции - 200 400 400

Нижегородская энергосистем

22. Дзержинская ТЭЦ газ 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 Нижегородская газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 область, газ 1 Т-45-90 45 1 Т-45-90 45 1 Т-45-90 45 1 Т-45-90 45 г. Дзержинск газ 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 газ 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150 газ - - - - - - - - - 1 ГТ(Т)-150 150

Итого по станции 580 580 580 730

23. ТЭЦ Горьковского газ, 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 автозавода<1> мазут г. Нижний Новгород газ, 3 Т-25-90 75 3 Т-25-90 75 3 Т-25-90 75 3 Т-25-90 75 мазут газ, 3 Т-100-130 300 3 Т-100-130 300 3 Т-100-130 300 3 Т-100-130 300 мазут газ, 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 мазут

Итого по станции 580 580 580 580

24. Нижегородская ТЭЦ газ - - - - - - 3 ПГУ(Т)-325 975 3 ПГУ(Т)-325 975 (но- г. Нижний Новгород вая) Итого по станции - - 975 975

Рязанская энергосистема

25. Рязанская ГРЭС газ, 4 К-260-240 1050 4 К-260-240 1050 4 К-260-240 1050 4 К-260-240 1050 Рязанская область, уголь г. Новомичуринск газ 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 - - - - - - уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 без - - - - - - 2 ДГА-5 10 2 ДГА-5 10 топлива уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 2 К-660-300 1320

Итого по станции 2650 2650 2050 2710

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

Итого по станции 2650 2650 2710 2710 (максимальный вариант)

26. Новорязанская ТЭЦ<1> газ 2 ПТ-25-90 50 2 ПТ-25-90 50 2 ПТ-25-90 50 2 ПТ-25-90 50 Рязанская область газ 2 Р-25-90 50 2 Р-25-90 50 2 Р-25-90 50 2 Р-25-90 50 газ 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 газ 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 газ 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 газ 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 газ - - - 1 ПГУ(Т)-192 192 1 ПГУ(Т)-192 192 1 ПГУ(Т)-192 192

Итого по станции 410 602 602 602

Смоленская энергосистема

27. Смоленская ГРЭС газ, 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 3 К-210-130 630 Смоленская область, уголь, пос. Озерный торф уголь, - - - - - - 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 торф

Итого по станции 630 630 960 960

Тамбовская энергосистема

28. Мучкапская ТЭС (но- Тамбовская область вая) Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 3 К-660-300 1980 вариант кузнецкий

Итого по станции - - 660 1980 (максимальный вариант)

Тверская энергосистема

29. Конаковская ГРЭС газ 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2400 - - - - - - г. Конаково, газ - - - - - - 3 ПГУ-400 1200 4 ПГУ-400 1600 Тверская область газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800

Итого по станции 2400 2400 2000 2400

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

Итого по станции 2400 2400 2400 2400 (максимальный вариант)

Тульская энергосистема

30. Черепетская ГРЭС уголь 4 К-140-130 560 4 К-140-130 560 1 К-140-130 140 1 К-140-130 140 Тульская область, уголь 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 2 К-300-240 600 г. Суворов уголь 1 К-300-240 265 1 К-300-240 300 1 К-300-240 300 1 К-300-240 300 уголь - - - 2 К-225-130 450 3 К-225-130 675 4 К-225-130 900

Итого по станции 1425 1910 1715 1940

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

Итого по станции 1425 1910 2390 2390 (максимальный вариант)

Ярославская энергосистема

31. Ярославская ТЭЦ-2 газ 1 ПТ-30-90 30 - - - - - - - - - г. Ярославль газ 1 ПТ-20-90 20 - - - - - - - - - газ 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 газ 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 газ 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 газ - - - 1 Т-115-130 115 2 Т-115-130 230 2 Т-115-130 230 газ - - - 1 ГТ-160 160 1 ГТ-160 160 1 ГТ-160 160

Итого по станции 210 435 550 550 _____________ <1> Блокстанции. <2> Вид топлива будет уточнен при выполнении проекта.

Таблица 3

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

1. Йошкар-Олинская ТЭЦ газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 Республика Марий Эл, газ 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 г. Йошкар-Ола газ - - - - - - - - - 3 ПГУ(Т)-115 345

Итого по станции 195 195 195 540

Мордовская энергосистема

2. Мордовская ГРЭС (но- Республика Мордовия вая) Максимальный вариант уголь - - - - - - 3 К-660-300 1980 4 К-660-300 2640 канскоачинский

Итого по станции - - 1980 2640 (максимальный вариант)

Пензенская энергосистема

3. Никольская ГРЭС (но- Пензенская область, вая) в 90 км северо-восточнее г. Пенза

Максимальный вариант уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 4 К-660-300 2640 канскоачинский

Итого по станции - - 1320 2640 (максимальный вариант)

Самарская энергосистема

4. Новокуйбышевская газ 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 - - - ТЭЦ-2 газ 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 Самарская область, газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 - - - г. Новокуйбышевск газ 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 - - - газ 2 Р-75-130 150 2 Р-75-130 150 2 Р-75-130 150 2 Р-75-130 150 газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-450 450

Итого по станции 470 470 470 650

5. Тольяттинская ТЭЦ газ, 2 ПТ-65-130 130 2 ПТ-65-130 130 2 ПТ-65-130 130 2 ПТ-65-130 130 Самарская область, уголь г. Тольятти газ, 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 уголь газ, 2 Р-35-130 70 2 Р-35-130 70 2 Р-35-130 70 2 Р-35-130 70 уголь газ, 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 уголь газ, 2 Т-100-130 200 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 уголь газ, 2 Р-90-130 180 2 Р-90-130 180 2 Р-90-130 180 2 Р-90-130 180 уголь

Итого по станции 710 730 730 730

6. ТЭЦ Волжского газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 125 2 ПТ-60-130 125 - - - автозавода газ 4 Т-105-130 420 4 Т-105-130 430 4 Т-105-130 430 2 Т-105-130 210 Самарская область, газ 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 г. Тольятти газ 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 газ 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-65 130 газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-450 450

Итого по станции 1172 1187 1187 1422

Саратовская энергосистема

7. Балаковская ТЭЦ-4 газ 3 ПТ-50-130 150 3 ПТ-50-130 150 3 ПТ-50-130 150 - - - Саратовская область, газ 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 г. Балаково газ 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 - - - газ 1 Т-55-130 55 1 Т-55-130 55 1 Т-55-130 55 - - - газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ - - - - - - - - - 2 ПГУ(Т)-200 400

Итого по станции 465 465 465 610

8. Саратовская ТЭЦ-5 газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 г. Саратов газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-200 200

Итого по станции 440 440 440 640

Татарская энергосистема

9. Заинская ГРЭС газ 12 К-200-130 2400 12 К-200-130 2400 7 К-200-130 1400 - - - Республика газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 6 ПГУ-400 2400 Татарстан, г. Заинск

Итого по станции 2400 2400 2200 2400

10. Казанская ТЭЦ-3 газ 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 - - - г. Казань газ 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 газ 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 - - - газ 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 - - - газ 1 Р-20-130 20 1 Р-20-130 20 1 Р-20-130 20 1 Р-20-130 20 газ 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 газ - - - 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150 1 ПГУ(Т)-150 150 газ - - - - - - - - - 1 ГТ(Т)-110 110

Итого по станции 405 555 555 450

11. Набережно- газ 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 - - - - - - Челнинская ТЭЦ газ 2 Т-105-130 210 2 Т-105-130 210 2 Т-105-130 210 - - - Республика газ 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 1 Т-110-130 110 Татарстан, газ 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 г. Набережные Челны газ 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 газ 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 газ - - - - - - - - - 2 ПГУ(Т)-200 400 газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-65 130

Итого по станции 1180 1180 1060 1050

12. Нижнекамская ТЭЦ-1 газ 3 ПТ-60-130 180 3 ПТ-60-130 180 2 ПТ-60-130 120 - - - Республика газ 5 Р-70-130 350 5 Р-70-130 350 5 Р-70-130 350 5 Р-70-130 350 Татарстан, газ 2 Т-105-130 210 2 Т-105-130 210 2 Т-105-130 210 1 Т-105-130 105 г. Нижнекамск газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ - - - - - - - - - 4 ГТ(Т)-70 280

Итого по станции 850 850 790 845

Чувашская энергосистема

13. Чебоксарская ТЭЦ-2 газ 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 Чувашская газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 Республика, газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 г. Чебоксары газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-160 160 1 ПГУ(Т)-160 160

Итого по станции 460 460 620 620

Ульяновская энергосистема

14. Ульяновская ТЭЦ-1 газ 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 г. Ульяновск газ 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 газ - - - - - - - - - 2 ГТУ-65(Т) 130

Итого по станции 435 435 435 565

15. Ульяновская ТЭЦ-2 газ 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 1 ПТ-142-130 142 г. Ульяновск газ 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 газ 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 газ - - - - - - - - - 1 ГТ ТЭЦ-160 160

Итого по станции 417 417 417 577

Таблица 4

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

1. Астраханская ТЭЦ-2 газ 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 г. Астрахань газ 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 газ - - - 1 ПГУ-400 400 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800

Итого по станции 380 780 1180 1180

Волгоградская энергосистема

2. Волжская ТЭЦ-1 газ 1 Р-44-130 44 1 Р-44-130 44 1 Р-44-130 44 - - - Волгоградская газ 1 Т-48-130 48 1 Т-48-130 48 1 Т-48-130 48 - - - область, газ 2 Т-97-130 194 2 Т-97-130 194 2 Т-97-130 194 - - - г. Волжский газ 1 ПТ-133-130 133 1 ПТ-133-130 133 1 ПТ-133-130 133 - - - газ 2 ПТ-61-130 122 2 ПТ-61-130 122 2 ПТ-61-130 122 2 ПТ-61-130 122 газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-60 120 газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-110 220 газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-200 200

Итого по станции 541 541 541 662

3. Камышинская ТЭС (но- Волгоградская вая) область

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

Итого по станции - - 1320 1320 (максимальный вариант)

Кубанская энергосистема

4. Краснодарская ТЭЦ газ 1 Р-20-90 20 1 Р-20-90 20 - - - - - - Краснодарский край, газ 1 Р-22-90 22 - - - - - - - - - г. Краснодар газ 1 ПТ-50-90 50 1 ПТ-50-90 50 - - - - - - газ 1 Т-42-90 42 1 Т-42-90 42 1 Т-42-90 42 - - - газ 1 К-150-130 150 1 К-150-130 150 - - - - - - газ 3 Т-113-130 339 3 Т-113-130 339 - - - - - - газ 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 - - - газ - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 газ - - - - - - - - - 1 ПТ-50-90 50 газ - - - - - - - - - 1 ГТ(Т)-100 100

Итого по станции 648 1026 467 550

5. Мостовская ТЭС газ - - - - - - - - - 2 ПГУ-400 800 (но- (Краснодарская) вая) Краснодарский край, пос. Мостовский

Итого по станции - - - 800

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

Итого по станции - - 400 1600 (максимальный вариант)

6. Новороссийская ТЭС газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-200 200 1 ПГУ(Т)-200 200 (но- Краснодарский край, газ - - - - - - 1 ПГУ-200 200 1 ПГУ-200 200 вая) г. Новороссийск

Итого по станции - - 400 400

Ростовская энергосистема

7. Новочеркасская ГРЭС уголь, 8 К-264-240 2112 8 К-264-240 2112 7 К-264-240 1848 7 К-264-240 1848 Ростовская область, газ г. Новочеркасск, пос. Донской уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 1 К-330-240 330 донецкий

Итого по станции 2112 2112 2178 2178

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

Итого по станции 2112 2112 2178 2508 (максимальный вариант)

8. Ростовская ТЭС (но- Ростовская область, вая) Максимальный вариант уголь - - - - - - 4 К-330-240 1320 8 К-330-240 2640 донецкий

Итого по станции - - 1320 2640 (максимальный вариант)

Ставропольская энергосистема

9. Ставропольская ГРЭС газ 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2400 4 К-300-240 1200 - - - Ставропольский край, газ - - - 1 ПГУ-400 400 3 ПГУ-400 1200 6 ПГУ-400 2400 г. Солнечнодольск

Итого по станции 2400 2800 2400 2400

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

Итого по станции 2400 2800 2800 2400 (максимальный вариант)

10. Невинномысская ГРЭС газ 2 ПТ-25-90 50 - - - - - - - - - Ставропольский край, газ 5 К-150-130 750 5 К-150-130 750 1 К-150-130 150 - - - г. Невинномысск газ 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 газ 1 ПГУ-170 170 1 ПГУ-170 170 1 ПГУ-170 170 - - - газ 1 К-160-130 160 1 К-160-130 160 1 К-160-130 160 - - - газ 1 Р-30-130 30 1 Р-30-130 30 1 Р-30-130 30 1 Р-30-130 30 газ 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 газ - - - 1 ПГУ-400 400 2 ПГУ-400 800 3 ПГУ-400 1200 газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-240 240

Итого по станции 1290 1640 1440 1600

Таблица 5

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

--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- | Вид |По состоянию на 2006 год | 2006-2010 годы | 2011-2015 годы | 2016-2020 годы |топлива +-------------------------+-------------------------+-------------------------+----------------------- | |коли-| тип | уста- |коли-| тип | уста- |коли-| тип | уста- |коли-| тип |уста- | |чест-| блока |новлен-|чест-| блока | нов- |чест-| блока |новлен-|чест-| блока |нов- | | во | | ная | во | |ленная | во | | ная | во | |лен- | |бло- | | мощ- |бло- | | мощ- |бло- | | мощ- |бло- | | ная | | ков | | ность | ков | | ность | ков | | ность | ков | |мощ- | | | | | | |на 2010| | |на 2015| | |ность | | | | | | | год | | | год | | | на | | | | | | | | | | | | |2020 | | | | | | | | | | | | | год --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Башкирская энергосистема

1. Кармановская ГРЭС газ, 6 К-300-240 1800 6 К-300-240 1800 2 К-300-240 600 - - - Республика мазут Башкортостан, газ - - - - - - 3 ПГУ-400 1200 4 ПГУ-400 1600 Янаульский район, п. Карманово

Итого по станции 1800 1800 1800 1600

2. Стерлитамакская газ, 2 ПР-30-90 60 2 ПР-30-90 60 2 ПР-30-90 60 2 ПР-30-90 60 ТЭЦ мазут Республика газ, 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 Башкортостан, мазут г. Стерлитамак газ, 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 мазут газ, 1 Р-6-90 6 1 Р-6-90 6 1 Р-6-90 6 1 Р-6-90 6 мазут газ, 4 Р-50-130 200 4 Р-50-130 200 4 Р-50-130 200 4 Р-50-130 200 мазут газ, 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 мазут

Итого по станции 511 511 511 511

3. Ново-Салаватская газ, 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 ТЭЦ мазут Республика газ, 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 Башкортостан, мазут г. Салават газ, 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 2 Р-40-130 80 мазут газ, 1 Р-80-130 80 1 Р-80-130 80 1 Р-80-130 80 1 Р-80-130 80 мазут газ, 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 мазут

Итого по станции 530 530 530 530

4. Уфимская ТЭЦ-2 газ, 2 Р-7-29 14 2 Р-7-29 14 2 Р-7-29 14 2 Р-7-29 14 Республика мазут Башкортостан, газ, 1 Р-12-29 12 1 Р-12-29 12 1 Р-12-29 12 1 Р-12-29 12 г. Уфа мазут газ, 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 мазут газ, 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 мазут газ, 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 2 Т-110-130 220 мазут газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-170 170 1 ПГУ(Т)-170 170

Итого по станции 466 466 622 622

Кировская энергосистема

5. Кировская ТЭЦ-5 газ, 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 Кировская уголь область, газ, 2 Т-185-130 370 2 Т-185-130 370 2 Т-185-130 370 2 Т-185-130 370 г. Киров уголь газ - - - - - - - - - 1 ПГУ(Т)-250 250

Итого по станции 450 450 450 700

Курганская энергосистема

6. Курганская ТЭЦ газ 1 Р-30-130 30 1 Р-30-130 30 - - - - - - Кировская газ 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 область, газ 4 Т-100-130 400 4 Т-100-130 400 4 Т-100-130 400 4 Т-100-130 400 г. Курган газ - - - 1 ПГУ(Т)-230 230 1 ПГУ(Т)-230 230 1 ПГУ(Т)-230 230

Итого по станции 480 710 680 680

Оренбургская энергосистема

7. Ириклинская ГРЭС газ 8 К-300-240 2400 8 К-300-240 2400 5 К-300-240 1500 3 К-300-240 900 Оренбургская газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 3 ПГУ-400 1200 область, Новоорский район, пос. Энергетик

Итого по станции 2400 2400 2300 2100

8. ПГУ в (но- Оренбургской вая) области Район Зайкинского газоперерабатывающего предприятия

Максимальный попут- - - - - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800 вариант ный нефтяной газ

Итого по станции - - 800 800 (максимальный вариант)

Пермская энергосистема

9. Яйвинская ГРЭС газ 4 К-150-130 600 4 К-150-130 600 4 К-150-130 600 4 К-150-130 600 Пермский край, газ - - - 1 ПГУ-400 400 1 ПГУ-400 400 1 ПГУ-400 400 пос. Яйва

Итого по станции 600 1000 1000 1000

10. Пермская ГРЭС газ 3 К-800-240 2400 3 К-800-240 2400 - - - - - - Пермский край, газ - - - 1 ПГУ-800 800 3 ПГУ-800 2400 3 ПГУ-800 2400 г. Добрянка

Итого по станции 2400 3200 2400 2400

11. Пермская ТЭЦ-9 газ 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 - - - - - - Пермский край, газ 1 ПТ-30-90 30 1 ПТ-30-90 30 - - - - - - г. Пермь газ 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 1 Р-25-90 25 газ 1 ПТ-65-130 65 1 ПТ-65-130 65 1 ПТ-65-130 65 1 ПТ-65-130 65 газ 1 Р-37-130 37 - - - - - - - - - газ 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 1 Т-105-130 105 газ 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 газ - - - - - - 1 ГТ(Т)-150 150 1 ГТ(Т)-150 150 газ - - - - - 1 ГТ(Т)-110 110 1 ГТ(Т)-110 110

Итого по станции 447 410 615 615

12. Чайковская ТЭЦ газ, 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 130 2 ПТ-60-130 130 Пермский край, уголь г. Чайковский газ, 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 уголь без - - - 1 Т-50-16 50 1 Т-50-16 50 1 Т-50-16 50 топлива уголь - - - - - - - - - 1 ПТ-45-130 45 уголь - - - - - - - - - 2 Т-115-130 230

Итого по станции 170 220 230 505

13. Новая ТЭЦ в газ - - - - - - 4 ПГУ(Т)-100 400 4 ПГУ(Т)-100 400 (но- Березниках вая) Пермский край, г. Березники

Итого по станции - - 400 400

Свердловская энергосистема

14. Рефтинская ГРЭС уголь 6 К-300-240 1800 6 К-300-240 1800 6 К-300-240 1800 6 К-300-240 1800 Свердловская уголь 4 К-500-240 2000 4 К-500-240 2000 4 К-500-240 2000 4 К-500-240 2000 область, уголь - - - - - - 1 К-660-300 660 1 К-660-300 660 г. Асбест кузнецкий

Итого по станции 3800 3800 4460 4460

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

Итого по станции 3800 3800 5120 5120 (максимальный вариант)

15. Верхне-Тагильская газ, 4 Т-88-90 352 4 Т-88-90 352 4 Т-88-90 352 - - - ГРЭС Свердловская уголь область, газ, 2 К-100-90 200 2 К-100-90 200 - - - - - - г. Верхний Тагил уголь газ, 2 К-165-130 330 2 К-165-130 330 2 К-165-130 330 - - - уголь газ 3 К-205-130 615 3 К-205-130 615 - - - - - - уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660 кузнецкий газ - - - - - - - - - 1 ПГУ-400 400 уголь - - - - - - - - - 3 Т-115-130 345 кузнецкий

Итого по станции 1497 1497 1342 1405

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

Итого по станции 1497 1497 1742 1405 (максимальный вариант)

16. Средне-Уральская газ 2 Р-16-29 32 1 Р-16-29 16 1 Р-16-29 16 1 Р-16-29 16 ГРЭС Свердловская газ 1 ПР-46-29 46 1 ПР-46-29 46 1 ПР-46-29 46 1 ПР-46-29 46 область, газ 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 г. Среднеуральск газ 1 Р-38-130 38 1 Р-38-130 38 1 Р-38-130 38 1 Р-38-130 38 газ 2 Т-277-240 554 2 Т-277-240 554 2 Т-277-240 554 1 Т-277-240 277 газ 1 К-300-240 300 1 К-300-240 300 - - - - - - газ 1 ГТ-12 11,5 1 ГТ-12 11,5 1 ГТ-12 11,5 1 ГТ-12 11,5 газ - - - 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400 1 ПГУ(Т)-400 400

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

17. Серовская ГРЭС газ, 3 К-50-90 150 3 К-50-90 150 - - - - - - Свердловская уголь область, г. Серов газ, 2 Т-88-90 176 2 Т-88-90 176 - - - - - - уголь газ, 2 К-100-90 200 2 К-100-90 200 - - - - - - уголь уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660 уголь - - - - - - 2 Т-115-130 230 2 Т-115-130 230

Итого по станции 526 526 890 890

18. Серовская ТЭС-2 уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660 (но- Свердловская кузнецвая) область кий

Итого по станции - - 660 660

19. Нижнетуринская уголь, 2 Р-10-130 20 2 Р-10-130 20 2 Р-10-130 20 2 Р-10-130 20 ТЭЦ газ Свердловская уголь, 3 Т-88-90 264 3 Т-88-90 264 2 Т-88-90 176 - - - область, газ г. Нижняя Тура уголь - - - 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 2 Т-115-130 230 уголь - - - - - - 2 К-330-240 660 2 К-330-240 660 газ - - - - - - - - - 2 ГТ(Т)-110 220

Итого по станции 284 399 971 1130

20. Ново-Свердловская газ 5 Т-110-130 550 5 Т-110-130 550 5 Т-110-130 550 5 Т-110-130 550 ТЭЦ Свердловская газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-250 250 1 ПГУ(Т)-250 250 область, г. Екатеринбург

Итого по станции 550 550 800 800

21. Новобогословская уголь - - - 1 Т-208-130 208 5 Т-208-130 1040 5 Т-208-130 1040 (но- ТЭЦ кузнецвая) Свердловская кий область, г. Краснотуринск

Итого по станции - 208 1040 1040

22. Талицкая ТЭС (но- Свердловская вая) область

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

Тюменская энергосистема

23. Сургутская ГРЭС-1 газ 1 П-12-35 12 1 П-12-35 12 1 П-12-35 12 1 П-12-35 12 Тюменская газ 1 Т-178-130 178 1 Т-178-130 178 1 Т-178-130 178 1 Т-178-130 178 область, газ 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 г. Сургут газ 13 К-210-130 2730 13 К-210-130 2730 10 К-210-130 2100 5 К-210-130 1050 газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 5 ПГУ-400 2000

Итого по станции 3280 3280 3450 3600

24. Сургутская ГРЭС-2 газ 6 К-800-240 4800 6 К-800-240 4800 - - - - - - Тюменская газ - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800 область, газ - - - - - - 6 ПГУ-800 4800 6 ПГУ-800 4800 г. Сургут

Итого по станции 4800 5600 5600 5600

25. Уренгойская ТЭС-2 газ - - - - - - 3 ПГУ-400 1200 3 ПГУ-400 1200 Тюменская область, Новый Уренгой, п. Лимбяяха

Итого по станции - - 1200 1200

26. Тюменская ТЭЦ-2 газ 3 Т-180-130 540 3 Т-180-130 540 3 Т-180-130 540 3 Т-180-130 540 Тюменская газ 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 область, газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-450 450 1 ПГУ(Т)-450 450 г. Тюмень

Итого по станции 755 755 1205 1205

27. Тюменская ТЭЦ-1 газ 3 Т-94-130 282 3 Т-94-130 282 3 Т-94-130 282 3 Т-94-130 282 Тюменская газ 1 ПГУ(Т)-190 190 2 ПГУ(Т)-190 380 3 ПГУ(Т)-190 570 3 ПГУ(Т)-190 570 область, г. Тюмень

Итого по станции 472 662 852 852

28. Нижневартовская газ 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 1 К-800-240 800 ГРЭС Тюменская газ - - - 1 ПГУ-800 800 2 ПГУ-800 1600 3 ПГУ-800 2400 область, пос. Излучинский Нижневартовского района

Итого по станции 1600 2400 3200 3200

29. Няганьская ТЭС газ - - - 1 ПГУ-400 400 3 ПГУ-400 1200 3 ПГУ-400 1200 (но- Ханты-Мансийский вая) автономный округ - Югра, г. Нягань

Итого по станции - 400 1200 1200

30. Тобольская ТЭЦ газ 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 Тюменская газ 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 1 Т-175-130 175 область, газ 1 Р-142-130 142 1 Р-142-130 142 1 Р-142-130 142 1 Р-142-130 142 г. Тобольск газ - - - 1 К-210-140 210 1 К-210-140 210 1 К-210-140 210

Итого по станции 452 662 662 662

31. ПГУ в Тарко-Сале газ - - - - - - 3 ПГУ-400 1200 3 ПГУ-400 1200 (но- Ямало-Ненецкий вая) автономный округ

Итого по станции - - 1200 1200

Удмуртская энергосистема

32. Вавожская ТЭС (но- Удмуртская вая) Республика

Максимальный уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320 вариант кузнецкий

Итого по станции - - 1320 1320 (максимальный вариант)

Челябинская энергосистема

33. Троицкая ГРЭС уголь 3 Т-85-90 255 3 Т-85-90 255 3 Т-85-90 255 - - - Челябинская уголь 3 К-278-240 834 3 К-278-240 834 3 К-278-240 834 3 К-278-240 834 область, уголь 2 К-485-240 970 2 К-485-240 970 2 К-485-240 970 2 К-485-240 970 г. Троицк уголь - - - - - - 2 К-660-300 1320 2 К-660-300 1320 кузнецкий уголь - - - - - - - - - 3 Т-115-130 345 кузнецкий

Итого по станции 2059 2059 3379 3469

34. Южно-Уральская газ, 2 К-50-90 100 - - - - - - - - - ГРЭС уголь Челябинская газ, 1 П-35-90 35 - - - - - - - - - область, уголь г. Южноуральск газ, 1 К-100-90 100 1 К-100-90 100 - - - - - - уголь газ, 2 Т-82-90 164 2 Т-82-90 164 - - - - - - уголь газ 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400 - - - - - - газ, 1 ПТ-83-90 83 1 ПТ-83-90 83 1 ПТ-83-90 83 1 ПТ-83-90 83 уголь уголь - - - 1 К-225-130 225 2 К-225-130 450 2 К-225-130 450 уголь - - - - - - 2 Т-115-130 230 2 Т-115-130 230 уголь - - - - - - 1 К-330-130 330 1 К-330-130 330

Итого по станции 882 972 1093 1093

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

Итого по станции 882 972 1753 1753 (максимальный вариант)

35. Челябинская ТЭЦ-3 газ 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 Челябинская газ - - - 1 ПГУ(Т)-220 220 1 ПГУ(Т)-220 220 1 ПГУ(Т)-220 220 область, г. Челябинск

Итого по станции 360 580 580 580

Таблица 6

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

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- | Вид | По состоянию | 2006-2010 годы | 2011-2015 годы | 2016-2020 годы |топлива | на 2006 год | | | | +-----------------------+-----------------------+-----------------------+----------------------- | |коли-| тип |уста-|коли-| тип |уста-|коли-| тип |уста-|коли-| тип |уста- | |чест-| блока |нов- |чест-| блока |нов- |чест-| блока |нов- |чест-| блока |нов- | | во | |лен- | во | |лен- | во | |лен- | во | |лен- | |бло- | | ная |бло- | | ная |бло- | | ная |бло- | | ная | | ков | |мощ- | ков | |мощ- | ков | |мощ- | ков | |мощ- | | | |ность| | |ность| | |ность| | |ность | | | | | | | на | | | на | | | на | | | | | | |2010 | | |2015 | | |2020 | | | | | | | год | | | год | | | год ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Алтайская энергосистема

1. Бийская ТЭЦ-1 уголь 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 1 ПТ-25-90 25 Алтайский край, уголь 1 Т-30-90 30 1 Т-30-90 30 1 Т-30-90 30 1 Т-30-90 30 г. Бийск уголь 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 уголь 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 уголь 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330

Итого по станции 535 535 535 535

2. Барнаульская ТЭЦ-3 уголь 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 Алтайский край, уголь 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 г. Барнаул уголь - - - - - - - - - 1 Т-180-130 180 кузнецкий

Итого по станции 430 430 430 610

Бурятская энергосистема

3. Гусиноозерская ГРЭС уголь 2 К-170-130 340 2 К-170-130 340 2 К-170-130 340 2 К-170-130 340 Республика Бурятия, уголь 2 К-180-130 360 1 К-180-130 180 1 К-180-130 180 1 К-180-130 180 г. Гусиноозерск уголь - - - 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 уголь 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400

Итого по станции 1100 1135 1135 1135

4. Олонь-Шибирская ТЭС уголь - - - - - - 4 К-900 ССК 3600 4 К-900 ССК 3600 (но- Республика Бурятия, олоньвая)<1> Бурятский шибирнациональный округ ский

Итого по станции - - 3600 3600

Иркутская энергосистема

5. Иркутская ГРЭС-10 уголь 7 К-150-130 1050 7 К-150-130 1050 7 К-150-130 1050 7 К-150-130 1050 Иркутская область, уголь 1 ПТ-60-90 60 1 ПТ-60-90 60 1 ПТ-60-90 60 1 ПТ-60-90 60 г. Ангарск

Итого по станции 1110 1110 1110 1110

6. Иркутская ТЭЦ-9 уголь 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 Иркутская область, уголь 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 г. Ангарск уголь 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 60 1 Т-50-130 60 1 Т-50-130 60 уголь 1 Т-60-130 50 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 уголь 1 Р-65-130 65 1 Р-65-130 65 1 Р-100-130 100 1 Р-100-130 100 уголь 1 Т-125-130 110 1 Т-125-130 110 1 Т-125-130 110 1 Т-125-130 110 уголь - - - - - - 1 Т-30/50 30 1 Т-30/50 30

Итого по станции 475 495 510 510

7. Ново-Иркутская ТЭЦ уголь 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 2 ПТ-60-130 120 Иркутская область, уголь 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 р. п. Марково уголь 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185

Итого по станции 655 655 655 655

8. Усть-Илимская ТЭЦ уголь 1 ПТ-100-130 60 1 ПТ-100-130 60 1 ПТ-100-130 60 1 ПТ-100-130 60 Иркутская область, уголь 1 Р-10-130 10 1 Р-10-130 10 1 Т-30/50 50 1 Т-30/50 50 г. Усть-Илимск уголь 2 Т-125-130 220 2 Т-125-130 220 2 Т-125-130 220 2 Т-125-130 220 уголь 1 Р-50-130 50 1 Р-60-130 60 1 Р-60-130 60 1 Р-60-130 60 уголь 1 Т-220-130 185 1 Т-220-130 185 1 Т-220-130 185 1 Т-220-130 185

Итого по станции 525 535 575 575

9. Ново-Зиминская ТЭЦ уголь 3 ПТ-80-130 240 2 ПТ-80-130 160 - - - - - - Иркутская область, уголь - - - 1 Тп-100-130 110 3 Тп-100-130 330 3 Тп-100-130 330 г. Зима уголь - - - - - - 1 ПТ-100-130 100 1 ПТ-100-130 100 иркутский уголь - - - - - - - - - 1 К-330-240 330 иркутский

Итого по станции 240 270 430 760

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 - - вариант иркутский

Итого по станции 240 270 760 760 (максимальный вариант)

10. ГТУ на севере попут- - - - - - - 3 ГТУ-75 225 4 ГТУ-75 300 (но- Иркутской области ный вая) Усть-Кутский или нефтя- Киренский район ной газ

Итого по станции - - 225 300

Максимальный попут- - - - - - - 1 ГТУ-75 75 4 ГТУ-75 300 вариант ный нефтяной газ

Итого по станции - - 300 600 (максимальный вариант)

11. Верхнечонская ГТУ (но- Иркутская область, вая) район Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Максимальный попут- - - - - - - 1 ГТУ-200 200 1 ГТУ-200 200 вариант ный нефтяной газ -"- - - - - - - 1 ГТУ-400 400 1 ГТУ-400 400

Итого по станции - - 600 600 (максимальный вариант)

12. Байкальская ТЭС уголь - - - - - - 1 К-330-240 330 2 К-330-240 330 (но- Иркутская область, тулунвая) Тулунский район ский

Итого по станции - - 330 660

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

Итого по станции - - 330 1320 (максимальный вариант)

13. ТЭС на газе в газ - - - - - - - - - 1 ПГУ-450 450 (но- г. Иркутск вая) Итого по станции - - - 450

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

Итого по станции - - - 900 (максимальный вариант)

Кузбасская энергосистема

14. Беловская ГРЭС уголь 6 К-200-130 1200 5 К-200-130 1000 4 К-200-130 800 4 К-200-130 800 Кемеровская уголь - - - 1 К-200-130 200 2 К-200-130 400 2 К-200-130 400 область, пгт Инской

Итого по станции 1200 1200 1200 1200

15. Томь-Усинская ГРЭС уголь 3 К-100-90 300 3 К-100-90 300 3 К-100-90 300 1 К-100-90 100 Кемеровская уголь 2 Т-86-90 172 2 Т-86-90 172 2 Т-86-90 172 - - - область, г. Мыски уголь 4 К-200-130 800 4 К-200-130 800 4 К-200-130 800 4 К-200-130 800 уголь - - - - - - 2 К-660-240 1320 2 К-660-240 1320 уголь - - - - - - - - - 1 Т-115-130 115 кузнецкий уголь - - - - - - - - - 2 Т-100-90 200 кузнецкий

Итого по станции 1272 1272 2592 2535

16. Южно-Кузбасская уголь 2 Т-88-90 176 2 Т-88-90 176 2 Т-88-90 176 2 Т-88-90 176 ГРЭС Кемеровская уголь 5 К-53-90 265 5 К-53-90 265 2 К-53-90 106 - - - область, г. Калтан уголь 1 Кт-113-90 113 1 Кт-113-90 113 1 Кт-113-90 113 1 Кт-113-90 113 уголь - - - - - - 1 Т-115-130 115 3 Т-115-130 345 кузнецкий

Итого по станции 554 554 510 634

17. Кемеровская ГРЭС уголь, 2 Р-35-130 70 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 1 Р-35-130 35 Кемеровская газ, область, коксог. Кемерово вый газ -"- 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 -"- 2 Р-10-35 20 2 Р-10-35 20 2 Р-10-35 20 2 Р-10-35 20 -"- 1 ПТ-30-35 30 1 ПТ-30-35 30 1 ПТ-30-35 30 1 ПТ-30-35 30 -"- 1 ПТ-35-29 35 1 ПТ-35-29 35 1 ПТ-35-29 35 1 ПТ-35-29 35

Итого по станции 485 450 560 560

18. Ново-Кемеровская уголь, 3 Р-50-130 150 3 Р-50-130 150 2 Р-50-130 100 3 Р-50-130 150 ТЭЦ Кемеровская газ область, уголь, 2 ПТ-50-130 100 2 ПТ-50-130 100 1 ПТ-50-130 50 1 ПТ-50-130 50 г. Кемерово газ уголь, 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 газ уголь, 1 ПТ-80-130 80 1 ПТ-80-130 80 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 газ уголь - - 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 1 Т-115-130 115 кузнецкий

Итого по станции 465 580 560 610

19. Западно-Сибирская уголь, 1 Т-100-130 100 1 Т-100-130 100 - - - - - - ТЭЦ коксо- Кемеровская вый газ область, уголь, 3 Т-110-130 330 3 Т-110-130 330 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 г. Новокузнецк коксовый газ уголь, 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 1 Т-50-130 50 коксовый газ уголь, 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 1 ПТ-60-130 60 коксовый газ уголь, 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 1 Т-60-130 60 коксовый газ

Итого по станции 600 600 610 610

20. Абагурская ТЭС в уголь - - - - - - - - - 2 К-330-240 660 (но- Кузбассе кузнецвая) Кемеровская область кий

Итого по станции - - - 660

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

Итого по станции - - 660 660 (максимальный вариант)

21. Новая Кузнецкая ТЭС (но- Кемеровская область вая) Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-240 660 1 К-660-240 660 вариант кузнецкий

Итого по станции - - 660 660 (максимальный вариант)

22. Кузбасская ТЭС (но- Кемеровская область вая) Максимальный уголь - - - - - - - - - 1 К-660-240 660 вариант кузнецкий

Итого по станции - - - 660 (максимальный вариант)

Красноярская энергосистема

23. Назаровская ГРЭС уголь 6 Т-135-130 720 6 Т-135-130 810 6 Т-135-130 810 6 Т-135-130 810 Красноярский край, уголь 1 К-400-240 400 1 К-400-240 400 1 К-400-240 400 1 К-400-240 400 г. Назарово

Итого по станции 1120 1210 1210 1210

24. Красноярская ГРЭС-2 уголь 3 К-150-130 450 3 К-150-130 450 3 К-150-130 450 3 К-150-130 450 Красноярский край, уголь 1 ПТ-50-90 50 1 ПТ-50-90 50 1 ПТ-50-90 50 1 ПТ-50-90 50 г. Зеленогорск уголь 3 К-160-130 480 3 К-160-130 480 3 К-160-130 480 3 К-160-130 480 уголь 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270 2 ПТ-135-130 270

Итого по станции 1250 1250 1250 1250

25. Березовская ГРЭС-1 уголь 2 К-720-240 1500 2 К-720-240 1500 2 К-720-240 1500 2 К-720-240 1500 Красноярский край, уголь - - - 1 К-800-240 800 2 К-800-240 1600 2 К-800-240 1600 г. Шарыпово уголь - - - - - - - - - 4 К-660-300 2640 березовский

Итого по станции 1500 2300 3100 5740

26. Березовская ТЭС-2 (но- Красноярский край, вая) г. Шарыпово

Максимальный уголь - - - - - - 1 К-660-240 660 5 К-660-240 3300 вариант березовский

Итого по станции - - 660 3300 (максимальный вариант)

27. Красноярская ТЭЦ-1 уголь 1 Р-25-29 25 - - - - - - - - - Красноярский край, уголь 4 ПТ-25-90 100 3 ПТ-25-90 75 3 ПТ-25-90 75 3 ПТ-25-90 75 г. Красноярск уголь 3 ПТ-60-90 180 3 ПТ-60-90 180 2 ПТ-60-90 120 2 ПТ-60-90 120 уголь 2 Р-57-130 114 2 Р-57-130 114 2 Р-57-130 114 2 Р-57-130 114 уголь 1 Р-87-90 87 1 Р-87-90 87 1 Р-87-90 87 1 Р-87-90 87 уголь - - - - - - 1 ПТ-60-90 60 1 ПТ-60-90 60 канскоачинский

Итого по станции 506 456 456 456

28. Красноярская ТЭЦ-3 уголь - - - 2 Т-185-130 370 2 Т-185-130 370 3 Т-185-130 555 (но- Красноярский край, кансковая) г. Красноярск ачинский

Итого по станции - 370 370 555

29. Канская ТЭС уголь - - - - - - - - - 2 К-660-240 1320 (но- Красноярский край кансковая) ачинский

Итого по станции - - - 1320

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

Итого по станции - - 660 3300 (максимальный вариант)

Новосибирская энергосистема

30. Новосибирская ТЭЦ-5 уголь, 6 Т-200-130 1200 6 Т-200-130 1200 6 Т-200-130 1200 6 Т-200-130 1200 Новосибирская газ область, г. Новосибирск

Итого по станции 1200 1200 1200 1200

31. Новосибирская ТЭЦ-3 уголь, 1 Т-17-29 16,5 1 Т-17-29 16,5 - - - - - - г. Новосибирск газ уголь, 1 Р-15-90 15 1 Р-15-90 15 - - - - - - газ уголь, 2 Р-4-35 8 2 Р-4-35 8 2 Р-4-35 8 2 Р-4-35 8 газ уголь, 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 2 Р-25-130 50 газ уголь, 3 Т-100-130 300 3 Т-100-130 300 - - - - - - газ уголь, 1 Т-110-130 110 1 Т-110-130 110 4 Т-110-130 440 4 Т-110-130 440 газ

Итого по станции 499,5 499,5 498 498

32. Барабинская ТЭС уголь - - - - - - - - - 1 К-660-240 660 (но- Новосибирская кузнецвая) область кий или канскоачинский

Итого по станции - - - 660

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

Итого по станции - - 1980 3960 (максимальный вариант)

Омская энергосистема

33. Омская ТЭЦ-4 газ, 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 2 Р-50-130 100 Омская область, уголь г. Омск газ, 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 2 Т-100-130 200 уголь газ, 1 Р-100-130 100 1 Р-100-130 100 1 Р-100-130 100 1 Р-100-130 100 уголь газ, 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 1 ПТ-135-130 135 уголь

Итого по станции 535 535 535 535

34. Омская ТЭЦ-5 уголь 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 2 ПТ-80-130 160 Омская область, уголь 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 2 Т-175-130 350 г. Омск уголь 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185 1 Т-185-130 185

Итого по станции 695 695 695 695

35. Омская ТЭЦ-6 уголь - - - - - - 1 Т-300-240 300 2 Т-300-240 600 (но- Омская область, кузнецвая) г. Омск кий

Итого по станции - - 300 600

Томская энергосистема

36. Томская ТЭЦ-3 газ 1 ПТ-140-130 140 1 ПТ-140-130 140 1 ПТ-140-130 140 1 ПТ-140-130 140 Томская область, уголь - - - - - - - - - 2 Т-185-130 370 г. Томск кузнецкий

Итого по станции 140 140 140 510

37. Таловская ТЭС уголь - - - - - - 2 К-660-240 1320 2 К-660-240 1320 (но- Томская область таловвая) ский

Итого по станции - - 1320 1320

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

Итого по станции - - 2640 3960 (максимальный вариант)

Читинская энергосистема

38. Харанорская ГРЭС уголь 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 2 К-215-130 430 Читинская область, уголь - - - 1 К-225-130 225 1 К-225-130 225 1 К-225-130 225 Оловянинский район, хараг. Ясногорск норский уголь - - - - - - - - - 1 К-660-240 660 харанорский

Итого по станции 430 655 655 1315

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

Итого по станции 430 665 1315 1315 (максимальный вариант)

39. Харанорская ТЭС-2 уголь - - - - - - 3 К-800 ССК 2400 3 К-800 ССК 2400 (но- Читинская область харавая)<1> Оловянинский район, норский г. Ясногорск

Итого по станции - - 2400 2400

40. Татауровская ГРЭС уголь - - - - - - 2 К-600 ССК 1200 2 К-600 ССК 1200 (но- Читинская область татавая)<1> уровский

Итого по станции - - 1200 1200 ______________ <1> При реализации проекта экспорта в Китай.

Таблица 7

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

1. Приморская ГРЭС уголь 1 К-110-90 110 1 К-110-90 110 1 К-110-90 110 1 К-110-90 110 Приморский край, уголь 1 Т-110-90 110 1 Т-110-90 110 1 Т-110-90 110 1 Т-110-90 110 Пожарский район, уголь 2 Т-96-90 192 2 Т-96-90 192 2 Т-96-90 192 2 Т-96-90 192 п. Лучегорск уголь 4 К-210-130 840 4 К-210-130 840 4 К-210-130 840 4 К-210-130 840 уголь 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215 1 К-215-130 215

Итого по станции 1467 1467 1467 1467

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

Итого по станции 1467 1467 2127 2127 (максимальный вариант)

2. Владивостокская уголь 3 Т-80-130 240 3 Т-80-130 240 3 Т-80-130 240 3 Т-80-130 240 ТЭЦ-2 уголь 1 Т-85-130 85 1 Т-85-130 85 1 Т-85-130 85 1 Т-85-130 85 Приморский край, уголь 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 1 Р-50-130 50 г. Владивосток уголь 1 ПТ-55-130 55 1 ПТ-55-130 55 1 ПТ-55-130 55 1 ПТ-55-130 55 газ - - - - - - 1 ПГУ(Т)-325 325 1 ПГУ(Т)-325 325

Итого по станции 430 430 755 755

Сахалинская энергосистема

3. Новая ТЭС в уголь - - - - - - - - - 2 К-225-130 450 (но- Сахалинской сахавая) области линский

Итого по станции - - - 450

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

Итого по станции - - 225 900 (максимальный вариант)

4. Новая ПГЭС в (но- Сахалинской области вая) Максимальный газ - - - - - - 2 ПГУ-400 800 2 ПГУ-400 800 вариант

Итого по станции - - 800 800 (максимальный вариант)

Хабаровская энергосистема

5. Хабаровская ТЭЦ-3 уголь, 4 Т-180-130 720 4 Т-180-130 720 4 Т-180-130 720 4 Т-180-130 720 Хабаровский край, с 2009 г. Хабаровск года газ

Итого по станции 720 720 720 720

6. Комсомольская газ 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 2 Т-180-130 360 ТЭЦ-3 газ - - - - - - 2 ГТ(Т)-110 220 2 ГТ(Т)-110 220 Хабаровский край, г. Комсомольск-на- Амуре

Итого по станции 360 360 580 580

7. Ургальская ТЭС уголь - - - - - - 4 К-900 ССК 3600 4 К-900 ССК 3600 (но- Хабаровский край, ургальвая)<1> ский

Итого по станции - - 3600 3600

8. ТЭС в Хабаровском (но- крае Хабаровский вая) край

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

Итого по станции - - 1980 2640 (максимальный вариант)

Якутская энергосистема