29 апреля 2014

1. Новые условия планирования развития электросетевого комплекса Северо-Западного федерального округа Бердников Роман Николаевич 29 апреля 2014

2. Электросетевой комплекс Российской Федерации Центральные регионы и Урал Сибирь и Дальний Восток Плотность населения, чел. /кв. км Плотность населения, чел. /кв. км Социально-экономическое развитие страны 32,0 2,38 Проблемы в электросетевом комплексе Плотность электрических сетей, условные единицы оборудования/1000 кв. км Плотность электрических сетей, условные единицы оборудования/1000 кв. км 3,25 0,14

3. Присутствие ОАО «Россети» • в Северо-Западном Федеральном округе Северо-Западный федеральный округ: Территория: 1 686,9 тыс. км2 (9,87 % от РФ) Население: 13 799 191чел. (9,61 % от РФ) Средняя плотность населения - 8,1 чел/км2 Количество субъектов РФ: 11 Количество городов: 152 Мурманск Калининград Петрозаводск Архангельск Санкт- Петербург Северо-Западный федеральный округ Псков Новгород Вологда Присутствие ОАО «Россети» Присутствие ОАО «Россети» Сыктывкар Компании группы ОАО «Россети» осуществляют операционную деятельность на территории 10 регионов Северо-Западного федерального округа, за исключением Ненецкого АО Компании группы ОАО «Россети» осуществляют операционную деятельность на территории 10 регионов Северо-Западного федерального округа, за исключением Ненецкого АО

4. Электросетевой комплекс Северо-Западного Федерального округа: • Особенности и проблемы • Перераспределение тарифа для сетевых компаний внутри технологической цепочки • (организационная разобщенность и большое количество собственников электросетевых компаний) Электросетевой комплекс Распределительные сети Магистральные сети ДЗО ОАО «Россети» ОАО «Янтарьэнерго» ОАО «Россети» (ОАО «ФСК ЕЭС) ДЗО ОАО «Россети» ОАО «МРСК Северо-Запада» ОАО «РЖД» ОАО «Оборонэнерго» ОАО «Россети» ОАО «Ленэнерго» Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра 214 территориальных сетевых организаций (ТСО) • Несинхронное развитие генерация – сети – субъект (потребитель) • (сети не рассчитаны на активный рост, при наличии резерва установленной мощности генерации. • Свыше 30 % подстанций исчерпали свои возможности для технологического присоединения потребителей.) • Высокий уровень износа основных производственных фондов • (60-70 % подстанций и линий электропередачи выработали свой нормативный ресурс) • Высокий уровень расходов на эксплуатацию • (высокая плотность сети - в 23 раза выше, например, чем в Сибири)

5. Карта-схема развития электрических сетей Северо-Западного федерального округа

6. Основные вводы электроэнергетических мощностей • на территории Северо-Западного федерального округа в 2011-2013 гг. Распределительные сети Магистральные сети Проектная мощность: 5 111,8 МВА 8 183,0 км Проектная мощность: 8 294 МВА 406,58 км ОАО «ОГК-2» ЗАО «Норд Гидро» МГЭС «Рюмякоске», бл. № 1 0,63 МВт (Республика Карелия) МГЭС «Ляскеля», бл. №1-6 4,8 МВт Киришская ГРЭС, ввод ГТУ 564 МВт (Ленинградская область) Генерирующие станции: 13 Введенная мощность: 2 297,4 МВт ОАО «Юго-Западная ТЭЦ» бл. №1 ПГУ-185 (г. Санкт -Петербург) ОАО «ТГК-2» Новгородская ТЭЦ бл. №4 ГТУ 168 МВт ОАО «ТГК-1» Правобережная ТЭЦ-5 , бл. №2 ПГУ 463 МВт (г. Санкт -Петербург) Первомайская ТЭЦ -14, бл. №2 ПГУ 180 МВт (г. Санкт -Петербург) Южная ТЭЦ -22, бл.№ 4 ПГУ 425 МВт (г. Санкт -Петербург) ТЭЦ ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК» бл. №5 ГТУ 87,7 МВт (Республика Коми) ТЭЦ-1 ОАО «Кондопога» бл. №1-3 48 МВт (Республика Карелия) ТЭЦ ОАО «Архангельский ЦБК» бл. №5 25 МВт (г. Архангельск)

7. Проекты усиления электрических связейСеверо-Западного федерального округа Проект Текущий статус Год ввода Строительство объектов схемы выдачи мощности Ленинградской АЭС-2 (бл. № 1 1170 МВт и бл. № 2 1170 МВт) Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Кингисеппская Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Гатчинская Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС - 2 - ПС Пулковская - ПС Южная Строительство ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС-2 – Ленинградская, ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС – Ленинградская АЭС-2, заходы ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС – Ленинградская ОРУ 750 кВ Ленинградская АЭС-2 2019 2019 2019 2018 Строительство Строительство Строительство Проектирование Строительство линии электропередачи между объединенными энергосистемами Северо-Запада и Центра Сооружение ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская Технико-экономическое обоснование 2019 Выдача мощности Череповецкой ГРЭС бл. № 4 (420 МВт) Строительство ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС– РПП-2 с расширением ПС 220 кВ РПП-2 и ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – Череповецкая с реконструкцией ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Череповецкая 2014 Проектирование Строительство линии электропередачи между Ленинградской, Смоленской и Псковской энергосистемами в целях обеспечения энергобезопасности регионов Строительство ВЛ 330 кВ Лужская – Псков Строительство ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино 2020 2020 Технико-экономическое обоснование Усиление транзита 330 кВ Кола-Карелия – Ленинградская область Строительство ВЛ 330 кВ Ондская - Петрозаводская (2-я ВЛ) Строительство ВЛ 330 кВ ВЛ 330 кВ ПС Тихвин – Петрозаводская ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – ОРУ 330 кВ Ондской ГЭС Проектирование Проектирование Строительство 2021 2018 2015 Усиление Коми транзита 220 кВ: Строительство 2-ой ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта 2015 Строительство

8. Новые финансовые условия формирования инвестиционных программ электросетевых компаний Исходя новых прогнозов роста тарифов наиболее сокращены (по отношению к утвержденной ИП с учетом одинакового периода - 5 лет) объемы финансирования проектов инвестиционных программ ДЗО ОАО «Россети» по Новгородской области(- 65 % ФСК, - 77 % МРСК), Республике Карелия (- 64 % ФСК, -73 % МРСК), Псковская область (-72% МРСК), Калининградская область (- 91 % ФСК, - 59 % Янтарьэнерго), Архангельской области (-51% ФСК)

9. Физические параметры инвестиционных программ электросетевых компаний

10. Постановление Правительства РФ от 17 октября 2009 г. N 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» Основа инвестиционной программы документы в области перспективного развития электроэнергетики Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на 15 лет ( корректировка не реже 1 раза в 3 года) Минэнерго РФ ОАО «СО ЕЭС» ОАО «ФСК ЕЭС» Результаты: Корректировка Генеральной Схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года. Одобрена Правительством РФ (выписка из протокола заседания Правительства РФ от 03.06.2010 №24) ОАО «ФСК ЕЭС» ОАО «СО ЕЭС» Администрации субъектов РФ Схема развития электро- энергетики субъекта РФ на основании прогноза социально- экономического развития на 5-летний период (ежегодно, до 1 мая) Схема развития ЕЭС (включая Схему развития ЕНЭС) на 7-летний период (ежегодно, до 1 марта) Схема и программа развития ЕЭС России на 2013-2019 гг. Утверждена приказом Минэнерго России от 19.06.2013 №309 Схемы и программы развития электроэнергетики субъектов РФ в 2013 году утверждены в 56 регионах, в которых присутствуют ОАО «Россети» Инвестиционные программы субъектов электроэнергетики (срок направления инвестиционных программ в ОИВ в соответствии с ПП РФ № 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики» до 15 марта)

11. Проблемы и ограничения перспективного развития электроэнергетикизначительное отличие прогнозируемого и фактического роста электропотребления ЕЭС России ведет к невостребованным инвестициям в новое электросетевое строительство Прогноз на 2013 год Схемы развития ЕЭС России на 2013-2019 годы Факт 2013 года Фактический и прогнозируемый рост электропотребления, млрд. кВт·час Прогноз и факт электропотребления 2013 года по федеральным округам, млрд. кВт·час ФАКТ электропотребления: отклонение от прогноза на 3% 2006-2013 93,1 234,0 90,3 230,4 ПРОГНОЗ Схем развития ЕЭС России: Северо-Запад 260,0 257,8 2010-2016 2012-2018 Центр 2011-2017 2013-2019 отклонение от прогноза на 2,8% 110,3 108,8 отклонение от прогноза на 3,4% отклонение от прогноза на 5,1% Волга 88,1 212,5 85,6 205,3 Урал 33,3 Юг 31,6 Восток Сибирь Снижение темпов роста электропотребления требует пересмотра объемов сводной инвестиционной программы электросетевого комплекса

12. Данные о динамике электропотребления ОЭС Северо-Запада в период 2009-2020 гг. млрд. кВт*час. Прогноз Факт Объем электропотребления по ОЭС Северо-Запада снизился в 2013 году относительно предыдущего года на 2,3% (в 2012 году увеличился по отношению к 2011 на 0,74 %) Среднегодовой темп роста электропотребления в соответствии с проектом Схемы развития ЕЭС России на 2014-2020 гг. прогнозируется на уровне 0,64 %(прогноз Схемы развития ЕЭС России на 2013-2019 гг. составлял 1,28 %) Собственный максимум нагрузки ОЭС Северо-Запада уменьшился относительно 2012 г. на 7,47 % (в 2013 г. составил 14 220 МВт, в 2012 г. - 15 368 МВт) Прирост максимума нагрузки в соответствии с проектом Схемы развития ЕЭС России на 2014-2020 гг. по СЗФО прогнозируется в среднем на 21,7 МВт в год (прогноз Схемы развития ЕЭС России на 2013-2019 гг. - 24,9 МВт в год)

13. Данные о разработке региональных Схем и программ развития электроэнергетики в 2013 году * в операционной зоне деятельности ОАО «Россети» Основные недостатки региональных Схем развития электроэнергетики: 1. Отсутствуют расчеты электрических режимов, обосновывающие рекомендованные мероприятия; 2. Существенные отклонения регионального прогноза электропотребления (если разрабатывается) от федерального; 3. Утверждаются после формирования инвестиционных программа сетевых организаций; 4. Не синхронизированы с документами территориального планирования.

14. Данные о заявках на технологическое присоединение в СЗФО за период 2009-2013 гг. МВт

15. Технологическое присоединение и прогноз роста спроса на мощность в Северо-Западном Федеральном округе Заявки потребителейв 2009-2013 гг. (МЭС + МРСК / РСК), МВт • Отсутствует ответственность заявителей за заявляемую при технологическом присоединении и потребляемую в дальнейшем мощность • (В период 2009-2013 гг. отозвано 29 %заявок) 29 % МВт Прогнозные и фактические значения максимума нагрузок за 2009-2013 гг., МВт 96 % МВт • Качество прогнозов роста нагрузки не соответствует потребностям регионов и электросетевого комплекса • (Фактическое снижение нагрузки в Северо-Западном округе в период 2009 -2013 гг. составил 606 МВт)

16. «Узкие места» электрической сети Республики Карелия, г. Петрозаводск и мероприятия по их ликвидации Усиление Северного транзите 330 кВ: Строительство 2-ой цепи на участках ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС – Петрозаводск (298+278 км), завершение строительства стоимостью 17 352 млн.руб. в 2021 г. Дефицит мощности в Олонецкомр-не: Реконструкция ПС 110 кВ Олонец (замена 2х16 на 2х25 МВА), 352 млн. руб., ввод в 2016г. по ИП; Дефицит мощности в Лахденпохскомр-не: Реконструкция ПС 110 кВ № 34 Лахденпохья(замена 2х10 на 2х25 МВА), 391,2 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Медвежьегорского района: Реконструкция ПС 220 кВ Медвежьегорск (установка 2х63 МВА), 1583 млн. руб., ввод в 2021 г. по ИП; Дефицит мощности в Кондопожскомр-не: Реконструкция ПС-63 «Березовка». 1041 млн.руб, включена в СПР 2016г.; Реконструкция подстанций 35 кВ № 1П Спасская Губа и № 2П Кончозеро(замена 2х2,25 на 2х6,3 МВА), 145,1 млн.руб, ввод в 2016 г. по СиПР Дефицит мощности в г. Петрозаводск: Реконструкция ПС 220 кВ № 2 Древлянка(установка 2х220+2х63 МВА), 2642,6 млн. руб., ввод в 2021 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ № 7 Тяжбуммаш(замена 2х25 МВА на 2х40 МВА), 407,5 млн.руб., ввод в 2016 г. по СиПР; Реконструкция ПС 110 кВ № 1 Петрозаводск (замена 2х40 МВА на 2х63 МВА), 314 млн.руб., ввод в 2014 г. по СиПР; Реконструкция ПС110 кВ № 70 Прибрежная (замена 16+25 на 2х40 МВА), 334,5 млн.руб., ввод в 2014 г. по СиПР; Дефицит мощности в Прионежскомр-не: Строительство ПС 110 кВ Прионежская(55 МВА, 8,9 км), 452 млн. руб., ввод в 2015 г. по СиПР; Реконструкция ПС110 кВ Деревянка (замена 10+16 на 2х16), 365,5 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП;

17. «Узкие места» электрической сети Архангельской области, г. Архангельска и мероприятия по их ликвидации Дефицит мощности в г. Северодвинске: Строительство и реконструкция распределительных сетей 6-10 кВ в г. Северодвинске для резервирования работы ПС 110 кВ № 27, ПС 110 кВ № 38, ПС 110 кВ № 55, ПС 110 кВ № 67 Южная (21, 17 км), 400 млн.руб., ввод разных участков в разные годы в 2014-2020 гг.; Дефицит мощности в г. Архангельске: Реконструкция ПС 110 кВ № 12 Кузнечевская (замена в 2х16 МВА на 2х25 МВА), 514,5 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ №1(замена 2х 25 МВА на 2х 40 МВА), 282 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП; Строительство и реконструкция распределительных сетей 6-10 кВ в центре г. Архангельскадля резервирования работы питающих центров - ПС 110 кВ № 1, ПС 110 кВ № 2, ПС 110 кВ № 14 (12,76 МВА; 36,28 км), 864,4 млн.руб., ввод разных участков в разные годы в 2014-2020 гг.; Строительство ПС 110 кВ Центральная с переводом на нее части нагрузок с существующих ПС 110 кВ №2 и ПС 110 кВ №14 (2х40 МВА), 740,6 млн.руб., ввод в 2016 г. по СиПР Повышение надежности электроснабжения Плесецкого района: Реконструкция ПС 220 кВ Плесецк (2х63 МВА), 1342 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП Увеличение пропускной способности сети 220 кВ, повышение надежности электроснабжения Котласского района : Строительство ВЛ 220 кВ Микунь – Заовражье (250 км), 3810,7 млн.руб, ввод в 2020 г. по СиПР; Реконструкция ПС 220 кВ Урдома (2х63+2х16 МВА), 873 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП

18. «Узкие места» электрической сети Новгородской области и мероприятия по их ликвидации Обеспечение электроснабжения Бабиновскойпромзоны: Строительство ПС 330 кВ Ручей с заходами ВЛ 330 кВ Ленинградская - Чудово(2х125 МВА, 2х1 км), 3762,7 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП Дефицит мощности в г. Великий Новгород: Реконструкция ПС 110 кВ Базовая (замена (25+20+63) на 2х63 МВА), 523 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Савино(замена 2×6,3 МВА на 2×10 МВА), 339 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Подберезье(замена 2х10 МВА на 2х16 МВА), 347 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП; Строительство ПС 110 кВ Северная (2х40 МВА) и двух ВЛ 110 кВ(31 км), 496 млн. руб., ввод в 2017 г. по СиПР Повышение надежности электроснабжения Окуловско-Боровичского энергоузла: Установка 3-го АТ на ПС 330 кВ Окуловская(125 МВА), 487 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП; Реконструкция ВЛ-110 кВ Киприя - Мозолево(38,46 км), 346 млн.руб., ввод в 2019г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Огнеупоры (реконструкция ОРУ 110 с заменой транс-ов 2х25 МВА), 250 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП

19. «Узкие места» электрической сети Вологодской области и мероприятия по их ликвидации Повышение надежности электроснабжения Вытегорскогор-на: Перевод ПС 35 кВ Аненнский Мост на 110 кВ(2х6,3 МВА), 545,5 млн.руб, ввод в 2018 г. по ИП Дефицит мощности в Вологодском энергоузле: Перевод ПС 35 кВ Искра на 110 кВ и строительство заходов ВЛ 110 кВ (2×16 МВА, 1,02 км), 499,3 млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Западная (замена 40,5+40 МВА на 2×63 МВА), 1116,6 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Восточная (замена 1×25 МВА на 1×40 МВА), 474,6 млн.руб., ввод в 2019 по ИП; Реконструкция ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ Восточная-Городская Северная-Западная (14 км), 192 млн. руб., ввод в 2016 г. по ИП Выдача мощности Череповецкой ГРЭС: Строительство ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – РПП-2 с расширением ПС 220 кВ РПП-2 и ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – Череповецкая (40,3+32 км), 1 117 млн.руб, ввод в 2014 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Чагодищенского и Устюженского районов: Строительство ВЛ 110 кВ Чагода – Бабаево (83 км), 546 млн. руб., ввод в 2021 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Устюжна (замена 2х10 МВА на 2х25 МВА), 377 млн. руб., ввод в 2018 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Вологодского энергоузла: Реконструкция 220 кВ Вологда-Южная (750 МВА), 3978 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 220 кВ Ростилово (2х125 МВА), 1967 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Череповецкого энергоузла: Реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая (7х167 МВА), 4622 млн.руб, ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция РПП-2, 1260 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Строительство ПС 110 кВ Южная (4×32 МВА) и ВЛ 110 кВ (11,35 км), 925,9 млн., ввод в 2022 г. по ИП; Реконструкция ВЛ 110 кВ Шексна-1 и Шексна – 2 (57,3 км), 389 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП

20. «Узкие места» электрической сети Мурманской области и мероприятия по их ликвидации Усиление сети 330 кВ: Реконструкция ВЛ 330 кВ Выходной-Мончегорск Л-406 (заводка на ПС Мончегорск №11 и ПС Выходной №200 по проектной схеме – 4,15 км), 1824 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП Повышение надёжности электроснабжения Ковдорского ГОКа и района г. Ковдор: Реконструкция подстанции 150 кВ № 88 Зашеек с расширением ОРУ 150 кВ для присоединения ЛЭП после ликвидации «тройника», 180 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП Дефицит мощности в г. Мурманске и северо-западной части области: Строительство ПС 330 кВ Мурманская (2×125 МВА, 2×15 км), 2437 млн.руб., ввод в 2016 г. и 2019 г. по ИП; Строительство ВЛ-150 кВ для присоединения ПС 330 кВ Мурманская к сети 150 кВ (от ПС № 53 -2х7км и заходов Л-172 и Л-179 -4х2км), 208 млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ПС 150 кВ № 53 (замена 2х25 на 2х40 МВА), 38 млн.руб., ввод в 2014 г. по ИП и установка 2-го АТ 125 МВА, 253 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП; Расширение ПС 150 кВ № 100 (установка 3-го транс-ра 16 МВА), 159 млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП Отсутствие централизованного электроснабжения с. Кашкаранцы Терского района: Строительство ПС 110/10 кВ ПС-92 Кашкаранцы(2х16 МВА), 340 млн.руб., ввод в 2014 г. по ИП

21. «Узкие места» электрической сети Псковской области и мероприятия по их ликвидации Дефицит мощности в г.Псков: Реконструкция ПС 110 кВ Завеличье (замена 2х25 на 2х40 МВА), 201 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП Технологическое присоединение индустриального парка «Моглино»: Строительство ПС 110 кВ Моглино с ВЛ 110 кВ (2х40 МВА; 3,6 км), 407 млн. руб., ввод в 2015 г. по договору ТП Усиление межсистемных связей 330 кВ: Строительство ВЛ 330 кВ Лужская– Псков (150 км), 3578 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП Дефицит мощности в г.Псков: Реконструкция ПС 110 кВ Льнокомбинат (замена 2х16 на 2х25 МВА), 192 млн.руб., ввод в 2018 г. по СиПР Дефицит мощности г. Великие Луки: Установка 3-го АТ на ПС 330 кВ Новосокольники (125 МВА), 618,5 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП Усиление межсистемных связей 330 кВ: Строительство ВЛ 330 кВ Новосокольники – Талашкино (230 км), 3442 млн.руб., ввод в 2025 г. по ИП

22. «Узкие места» электрической сети Республики Коми и мероприятия по их ликвидации Повышение надежности электроснабжения Усинского района: Реконструкция ПС 220 кВ Усинская(2х80 МВА), 3538 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Ижемскогои Усть-Цилемскогорайонов: Строительство ВЛ 110 кВ Лемью-Ижма, 1 этап (109,7 км), 1476 млн.руб, ввод в 2019 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения северных районов энергосистемы: Реконструкция ВЛ 220 кВ Инта - Воркута(247 км), 3490 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП Дефицит мощности районе г. Сыктывкар: Строительство ВЛ 110 кВ Сыктывкар- Краснозатонская(27 км) и новой ПС 110 кВ Краснозатонская (2х16 МВА), 1101 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП; Строительство ВЛ 110 кВ Соколовка - Пажгас расширением ПС 110 кВ Соколовка и ПС 110 кВ Пажга(6,3 МВА, 25км), 687 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП; Строительство 2-ой цепи ВЛ 220 кВ Микунь – Сыктывкар с ПС 220 кВ Сыктывкар(87 км, установка 2-го АТ 125 МВА), 621 млн.руб., ввод в 2025 г. по ИП Усиление транзита 220 кВ, выдача «запертой» мощности Печорской ГРЭС: Строительство ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта – Микунь (участок 294 км ПГРЭС-Ухта), 7592 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП

23. «Узкие места» электрической сети Калининградской области и мероприятия по их ликвидации Повышение надежности электроснабжения западного энергорайона: Реконструкция ПС 110 кВ О-9 Светлогорск (замена 2х25 на 2х40 МВА), 223 млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ О-27 Муромская (замена 2х10 на 2х16 МВА), 260 млн.руб, ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ВЛ 110 кВ Муромская – Северная (16,5 км) и Муромская – Зеленоградск (10,6 км), 18,7 млн. руб.(ПИР), ввод в 2016 г. по СиПР Перевод сетей 60 кВ на 110 кВ: Перевод ПС 60 кВ 0-8 Янтарныйна 110 кВ (2х25 МВА), 727 млн.руб., ввод в 2017 г. по СиПР, в ИП - только ПИР; Строительство ПС 110 кВ Приморск (2х10 МВА, 0,5 км) 358 млн. руб., ввод в 2016 г. поп ИП Электроснабжение объектов инфраструктуры Чемпионата мира по футболу – 2018 года: Строительство ПС 110 кВ Береговая с ВЛ 110 кВ (2х40 МВА, 15 км), 96,9 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2017 г. Строительство ПС 110 кВ Храброво с заходами ВЛ 110 кВ (2х10 МВА, 2х7 км), 35,2 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2017 г. Повышение надежности электроснабжения г. Калининград и ликвидация дефицита мощности: Реконструкция ПС 110 кВ О-35 Космодемьянская (замена 2х16 на 2х25 МВА), 137 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП; Реконструкция ВЛ 110 кВ 115/116Центральная 330 - Северная 330 (5,4 км), 184 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ О-47 Борисово(замен 2х10 на 2х25 МВА), 208 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ О-2 Янтарь(замена 2х25 на 2х40 МВА), 5,31 млн.руб. (ПИР), ввод в 2016 г. по СиПР Повышение надежности электроснабжения восточного энергорайона: Реконструкция ПС 110 кВ О-46 Славск (замена 2х6,3 на 2х16 МВА), 461 млн. руб., ввод в 2019 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ О-32 Черняховск-2(замена 2х16 МВА), 9,8 млн.руб. (ПИР), ввод в 2018 г. по СиПР; Реконструкция ПС 110 кВ О-4Черняховск (замена 2х25 МВА), 3,7 млн. руб., вод в 2018 г. по СиПР Повышение надежности электроснабжения – реконструкция распределительных сетей: Модернизация сетей 6-15 кВ в г. Черняховске (66 МВА, 150км), 62 млн.руб. (ПИР), необходим ввод в 2017 г.; Модернизация сетей 6-10 кВ в г. Калининграде (95 МВА, 167 км), 38 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2016 г.; Перевод сетей 0,23 кВ на 0,4 кВв г. Калининграде (22 МВА, 173 км), 10 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2016 г.; Перевод сетей 0,23 кВ на 0,4 кВ г. Черняховске (34 км), 1,84 млн.руб. (ПИР), необходим ввод в 2016 г.

24. «Узкие места» электрической сети Санкт-Петербург и мероприятия по их ликвидации Обеспечение надежности электроснабжения северных районов Санкт-Петербурга: Строительство ПС 330 кВ Парнас с заходами ВЛ (2×200 МВА,2×1 км), 3139 млн.руб, ввод в 2015 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения северных районов Санкт-Петербурга: Строительство ПС 330 кВ Новодевяткино с заходами ВЛ (2×200 МВА), 3139 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП Строительство ПС 110 кВ №109 (2х40 МВА, КЛ 1,4 км) в 2016 г. ; Реконструкция ПС 110 кВ №36 (2х80 МВА) в 2017 г.; Строительство ПС 35 кВ №36 Б (2х25 МВА, КЛ 4 км) для разгрузки ПС 110 кВ №542 в 2018 г, 981,605 млн. руб. Усиление сети 110 кВ ПС 330 кВ Завод Ильича-ПС 330 кВ Волхов-Северная-ПС №29 (длинной 10 км) в 2014 году стоимостью 1992 млн. рублей Обеспечение надежности электроснабжения центральных районов Санкт-Петербурга: Строительство ПС 330 кВ Василеостровская с КЛ 330 кВ (2×200 МВА, 14,3+8 км), 12433 млн.руб, ввод в 2016 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения Санкт-Петербурга и области: Строительство ПС 330 кВ Ломоносовская с заходами ВЛ 330 кВ (2×200 МВА, 2×6,3 км), 1757 млн.руб, ввод в 2018 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения Санкт-Петербурга и области: Строительство ПС 330 кВ Заневская с заходами ВЛ 330 кВ (2×200 МВА, 2×5), 2100 млн.руб, ввод в 2019 г. по ИП Строительство ПС 110 кВ №12 А (2х63 МВА, КЛ 6,7 км) и строительство 9 КТПМ 35 кВ (9х2х25 МВА, КЛ 35 кВ 50 км); Реконструкция ПС 110 кВ №165 (2х80 МВА); Перевод ПС 35 кВ №12 в РП в 2016 г., 4023,5 млн. руб. Обеспечение надежности электроснабжения Санкт-Петербурга и области: Строительство ПС 330 кВ Пулковская (3×200 МВА), 2982 млн.руб, ввод в 2014 г. по ИП Реконструкция ПС 110 кВ №711 со строительством заходов ВЛ (1х40 МВА ,15,8 км)

25. «Узкие места» электрической сети Ленинградской области и мероприятия по их ликвидации Строительство ВЛ 110 кВ ГЭС 13 –ПС №5- ПС №549-ПС№292 (66,7 км); Реконструкция ПС 110 кВ №549 (2х63 МВА) в 2016 г., 1669 млн. руб. Строительство ПС 35 кВ Большое поле (2х4 МВА, 2км) в 2017 г., 148 млн. руб. Строительство ПС 35 кВ Холодный ручей (2х6,3 МВА, 15 км), в 2017 г., 253 млн. руб. Строительство ПС 35 кВ Лужки (2х6,3 МВА, 1,5 км) в 2016 г., 194 млн. руб Строительство ПС 110 кВ Судаково(2х6.3 МВА, км) в 2017 г., 252 млн. руб. Обеспечение электроснабжения развития морского порта Усть-Луга: Строительство ПС 330 кВ Усть-Луга (2×200 МВА), 2183 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП Строительство ВЛ 110 кВ ТЭЦ 21 – ПС 110 кВ №47 Лехтуси(27,9 км), в 2014 г., 319 млн. руб. (2х63 МВА) (2х63 МВА) Строительство объектов выдачи мощности Ленинградской АЭС-2: ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Кингисеппская(82 км), 2682 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП; ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Гатчинская (95 км), 3349 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП; ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС - 2 - ПС Пулковская - ПС Южная (90+25 км), 9768 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП; ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС-2 – Ленинградская, ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС – Ленинградская АЭС-2 (128 + 5 км), 2378 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения Лужского района Ленинградской области: Строительство ПС 330 кВ Лужская с ВЛ Гатчинская –Лужская(2×125 МВА, 93 км), 3438 млн.руб, ввод в 2014 г. по ИП

26. Решение проблем в электросетевом комплексе Северо-Запада: • Повышение надежности и развитие ПУТИ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ СТАДИЯ: ПЛАНИРОВАНИЕ Формирование прогноза спроса на мощность с ответственностью потребителей за заявленную нагрузку Прогнозирование роста спроса Территориальное планирование региона с резервированием земель под объекты инфраструктуры Земельно-правовые отношения СТАДИЯ: ИНВЕСТИЦИОННОЕ РЕШЕНИЕ Техническое перевооружение и реконструкция за счет тарифа на передачу электрической энергии Введение ответственности за исполнение обязательств по технологическому присоединению Реализация общесистемных проектов с привлечением государственных инвестиций и принципов государственно-частного партнерства Определение источников финансирования реализации проекта Технологическое присоединение с применением индивидуальных долгосрочных тарифов на передачу, платы в рассрочку либо государственно-частного партнерства

27. Предложения в проект решений 1. При корректировке схем и программ перспективного развития электроэнергетики на 2014–2018 годы учитывать прогнозный спрос на электроэнергию (мощность) в соответствии c реальной потребностью заявителей, а также планами и программами социально-экономического развития субъектов Российской Федерации и муниципальных образований; 2. Разработать механизм взаимной ответственности между органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации, перспективными потребителями и электросетевыми компаниями в части заявляемой мощности и сроков набора нагрузки при осуществлении технологического присоединения потребителей к электрическим сетям; 3. Проработать вопросы применения механизмов государственно-частного партнерства, индивидуального тарифа на передачу со сроком действия более 5 лет, рассрочки оплаты стоимости технологического присоединения или предоставления гарантий (государственных, банковских) при реализации объектов электросетевой инфраструктуры внешнего электроснабжения перспективных производственно-промышленных площадок; 4. Инициировать выпуск региональных законодательных актов и подготовить предложения об изменении нормативно-правовой базы Российской Федерации обеспечивающих: а) упрощение процедур правоотношений по землепользованию при строительстве и эксплуатации сетевых объектов; б) внедрение механизмов государственно-частного партнерства при строительстве новых электросетевых объектов; в) введение критериев по получению статуса ТСО.

28. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ !