1. Настоящие схема и программа развития электроэнергетических систем России на 2025 - 2030 годы (далее - схема и программа) разработаны в целях:

формирования состава объектов по производству электрической энергии и мощности для обеспечения удовлетворения прогнозируемой потребности в электрической энергии и мощности в Единой энергетической системе России (далее - ЕЭС России) и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах (далее - ТИТЭС) на период 2025 - 2030 годов;

предотвращения прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности с учетом прогнозируемых режимов работы энергосистем при работе в схемно-режимных и режимно-балансовых условиях, определенных Методическими указаниями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 06.12.2022 N 1286;

определения решений по размещению линий электропередачи и подстанций классом напряжения 110 кВ и выше в ЕЭС России и 35 кВ и выше в ТИТЭС, необходимых для обеспечения удовлетворения прогнозируемой потребности в электрической энергии и мощности по электроэнергетическим системам на период 2025 - 2030 годов, а также обеспечения нахождения параметров электроэнергетического режима работы ЕЭС России, отдельных ее частей и ТИТЭС в области допустимых значений.

2. Схема и программа разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 N 2556 (далее - Правила). С учетом требований Правил фактические и прогнозные показатели балансов электрической энергии и мощности ЕЭС России сформированы без учета энергосистем новых субъектов Российской Федерации.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России и ТИТЭС на начало 2024 года составила 253 535,1 МВт, из них 29 649,0 МВт (11,69%) - на атомных электростанциях, 52 839,9 МВт (20,84%) - на гидравлических электростанциях, 166 356,4 МВт (65,61%) - на тепловых электростанциях, 4 689,8 МВт (1,85%) - на электростанциях, функционирующих на базе возобновляемых источников энергии - солнечных и ветровых электростанциях (далее - ВИЭ-электростанции).

Производство электрической энергии ЕЭС России и ТИТЭС в 2023 году составило 1 149 983,6 млн кВт·ч, из них 217 696,7 млн кВт·ч (18,93%) - на атомных электростанциях, 202 618,4 млн кВт·ч (17,62%) - на гидравлических электростанциях, 720 662,1 млн кВт·ч (62,67%) - на тепловых электростанциях, 9 006,4 млн кВт·ч (0,78%) - на ВИЭ-электростанциях.

Потребление электрической энергии по ЕЭС России в 2023 году составило 1 121 724,6 млн кВт·ч, максимум потребления мощности составил 168 741 МВт.

Потребление электрической энергии по ТИТЭС в 2023 году составило 15 879,3 млн кВт·ч, сумма собственных максимумов потребления мощности составила 2 443 МВт.

Наиболее высокий объем прироста потребления электрической энергии в 2023 году к фактическим значениям предыдущего года показали предприятия обрабатывающих производств.

За период 2019 - 2023 годов потребление электрической энергии по ЕЭС России увеличилось на 66 165,6 млн кВт·ч, максимум потребления мощности увеличился на 16 864 МВт, установленная мощность электростанций увеличилась на 4 921,7 МВт, производство электрической энергии увеличилось на 63 182 млн кВт·ч.

За период 2019 - 2023 годов потребление электрической энергии по ТИТЭС увеличилось на 1 196,6 млн кВт·ч, сумма собственных максимумов потребления мощности увеличилась на 208 МВт, установленная мощность электростанций увеличилась на 367 МВт, производство электрической энергии увеличилось на 1 196,6 млн кВт·ч.

Объем ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей в ЕЭС России и ТИТЭС за период 2019 - 2023 годов составил 10 447,1 МВт, объем вывода из эксплуатации генерирующих мощностей в указанный период составил 8 588,3 МВт.

Протяженность электрических сетей напряжением 220 - 750 кВ ЕЭС России в период 2019 - 2023 годов увеличилась на 11 450,9 км, суммарная мощность трансформаторных подстанций напряжением 220 - 750 кВ увеличилась на 26 770 МВА.

Потребление электрической энергии по ЕЭС России в 2024 году ожидается в объеме 1 158 695 млн кВт·ч, максимум потребления мощности ожидается на уровне 170 085 МВт.

Потребление электрической энергии по ТИТЭС в 2024 году ожидается в объеме 16 366 млн кВт·ч, сумма собственных максимумов потребления мощности ожидается на уровне 2 513 МВт.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России и ТИТЭС на конец 2024 года ожидается 255 017,7 МВт, из них 28 649,0 МВт (11,23%) - на атомных электростанциях, 52 954,6 МВт (20,77%) - на гидравлических электростанциях, 168 072,7 МВт (65,91%) - на тепловых электростанциях, 5 341,4 МВт (2,09%) - на ВИЭ-электростанциях.

Прогноз потребления электрической энергии и мощности в период 2025 - 2030 годов по ЕЭС России и ТИТЭС разработан на основе сложившейся структуры потребления электрической энергии с учетом планов действующих крупных потребителей по изменению объема и режимов потребления электрической энергии и инвестиционных проектов по созданию новых и развитию (модернизации) действующих производств, информация о которых в том числе предоставлена органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации. В прогнозе потребления учтено свыше 1 400 инвестиционных проектов суммарным потреблением электрической энергии 86 011,7 млн кВт·ч.

Прогноз потребления электрической энергии по ЕЭС России предполагает его увеличение к 2030 году до 1 297 958 млн кВт·ч, максимум потребления мощности увеличится до 186 702 МВт, среднегодовые темпы прироста потребления электрической энергии и максимума потребления мощности относительно 2023 года составят 2,11% и 1,46% соответственно.

Прогноз потребления электрической энергии по ТИТЭС предполагает его увеличение к 2030 году до 18 531 млн кВт·ч, сумма собственных максимумов потребления мощности увеличится до 2 791 МВт, среднегодовые темпы прироста потребления электрической энергии и максимума потребления мощности относительно 2023 года составят 2,23% и 1,92% соответственно.

Число часов использования максимума потребления мощности ЕЭС России в соответствии с прогнозом потребления ожидается в диапазоне 6 835 - 6 930 ч/год с тенденцией к увеличению на 95 часов к 2030 году, что обусловлено планируемым присоединением новых потребителей промышленной сферы.

Число часов использования максимума потребления мощности ТИТЭС в соответствии с прогнозом потребления ожидается в диапазоне 6 256 - 6 640 ч/год с тенденцией к увеличению на 384 часа к 2030 году, что обусловлено планируемым присоединением новых потребителей промышленной сферы.

Балансовые показатели по ЕЭС России, синхронным зонам, территориальным энергосистемам, входящим в ЕЭС России, и ТИТЭС на период 2025 - 2030 годов представлены в приложении N 1 к схеме и программе.

Основным направлением развития атомных электростанций является строительство энергоблоков с реакторами нового типа ВВЭР-ТОИ для замены энергоблоков серии РБМК-1000 на Курской АЭС, строительство энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200 для замены энергоблоков серии РБМК-1000 на Ленинградской АЭС, а также строительство инновационного энергоблока БРЕСТ-ОД-300 на площадке опытно-демонстрационного энергоблока в г. Северске.

Основным направлением развития тепловых электростанций является проведение модернизации существующего генерирующего оборудования, в том числе с использованием паросилового цикла и газотурбинных установок большой мощности отечественного производства.

Объем вывода из эксплуатации генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России и ТИТЭС (в том числе под замену новым оборудованием) в период 2025 - 2030 годов составит:

атомные электростанции - 2 036,0 МВт;

тепловые электростанции - 3 146,0 МВт;

гидравлические электростанции и ВИЭ-электростанции - не планируется.

Прогнозируемое снижение суммарной установленной мощности действующих в настоящее время электростанций ЕЭС России и ТИТЭС в связи с выводом из эксплуатации оборудования атомных и тепловых электростанций в период 2025 - 2030 годов составит 5 182,0 МВт.

Объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования электростанций в период 2025 - 2030 годов составит:

атомные электростанции - 3 850,0 МВт;

тепловые электростанции - 7 876,2 МВт (5 354,2 МВт на газе, 2 095,0 МВт на угле и 427,0 МВт на прочих видах топлива (твердые бытовые отходы, черный щелок), из них 2 273,0 МВт - на конденсационных электростанциях и 5 603,2 МВт - на теплоэлектроцентралях;

гидравлические и гидроаккумулирующие электростанции - 1 091,4 МВт;

ВИЭ-электростанции - 4 523,8 МВт.

Общий объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования до 2030 года составит 17 341,4 МВт.

Увеличение установленной мощности, связанное с реконструкцией и модернизацией генерирующего оборудования, в период 2025 - 2030 годов составит 1 001,5 МВт.

Перечень планируемых изменений установленной генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии в ЕЭС России и ТИТЭС на период 2025 - 2030 годов, удовлетворяющих требованиям пункта 59 Правил, представлен в приложении N 2 к схеме и программе.

Суммарная установленная мощность электростанций ЕЭС России и ТИТЭС с учетом прогнозируемой динамики установленной мощности действующих электростанций и указанного объема вводов в эксплуатацию нового генерирующего оборудования к 2030 году составит 268 178,5 МВт, в том числе: по ЕЭС России - 262 812,9 МВт, по ТИТЭС - 5 365,6 МВт.

С учетом указанных изменений структура установленной мощности ЕЭС России и ТИТЭС до 2030 года в целом сохранится при незначительном снижении доли тепловых электростанций (с 65,61% в 2023 году до 64,72% в 2030 году) и увеличении доли ВИЭ-электростанций (с 1,85% в 2023 году до 3,68% в 2030 году).

Потребность тепловых электростанций ЕЭС России и ТИТЭС в топливе к 2030 году составит 359,7 млн тонн условного топлива, в том числе: по 1-й синхронной зоне ЕЭС России - 333,7 млн тонн условного топлива, по 2-й синхронной зоне ЕЭС России - 20,6 млн тонн условного топлива, по ТИТЭС - 5,4 млн тонн условного топлива.

Структура используемого топлива в ЕЭС России и ТИТЭС к 2030 году останется практически без изменений: доля угля в 2030 году составит 23,49% при сохранении доли газа на уровне 71,05% к 2030 году. Доля нефтетоплива составит 0,63% к 2030 году, доля прочего топлива - 4,83%.

Перечень и описание территорий технологически необходимой генерации, на которых определено наличие в нормальной или единичной ремонтной схеме дефицита активной мощности, не покрываемого с использованием учтенных объектов по производству электрической энергии и мероприятий по развитию электрических сетей, представлен в приложении N 3 к схеме и программе.

Перечень реализуемых и перспективных мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в ЕЭС России и 35 кВ и выше в ТИТЭС (включая мероприятия по развитию устройств и комплексов противоаварийной автоматики), удовлетворяющих требованиям пункта 57 Правил, представлен в приложении N 4 к схеме и программе.

В связи с планируемой в 2025 году синхронизацией энергосистем стран Балтии с энергообъединением стран Континентальной Европы для энергосистемы Калининградской области обеспечена возможность работы в изолированном режиме в течение длительного периода при условии обеспеченности электростанций топливом. Для этого реализован ряд технических мероприятий, в том числе диверсификация топливно-энергетического баланса Калининградской области, ввод в работу новых электростанций, развитие сетевой инфраструктуры и реализация технических решений по противоаварийному управлению.

Реализация запланированных мероприятий по развитию генерирующих мощностей и электрических сетей позволит обеспечить надежное функционирование энергосистем с учетом прогнозируемого роста потребления электрической энергии и мощности.

Показатели балансовой надежности зон надежности ЕЭС России и ТИТЭС приведены в приложении N 5 к схеме и программе.

Прогнозные объемы капитальных вложений в строительство (реконструкцию) объектов по производству электрической энергии в целом по ЕЭС России, по синхронным зонам и ТИТЭС приведены в приложении N 6 к схеме и программе.

Прогнозные объемы капитальных вложений в строительство (реконструкцию) объектов электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 110 кВ и выше в целом по ЕЭС России и по территориям субъектов Российской Федерации и 35 кВ и выше в ТИТЭС приведены в приложении N 7 к схеме и программе.

Совокупный объем инвестиций для реализации мероприятий, предусмотренных схемой и программой, в прогнозных ценах должен составить 6 142,09 млрд руб. с НДС для ЕЭС России и 39,29 млрд руб. с НДС для ТИТЭС.

Результаты оценки тарифных последствий реализации технических решений схемы и программы в магистральной и распределительных сетях по субъектам Российской Федерации приведены в приложении N 8 к схеме и программе.

Примечания

1 <1> Фактический и прогнозный максимумы потребления мощности приведены для летнего периода.

2 <2> Фактический и прогнозный максимумы потребления мощности приведены для зимнего периода.

3 <3> По технологически изолированным территориальным энергосистемам (ТИТЭС) приведена сумма собственных максимумов потребления мощности.

4 <4> В соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937 (далее - ПТФ ЭЭС) к Чаун-Билибинскому энергорайону технологически изолированной электроэнергетической системы Чукотского автономного округа относится совокупность расположенных на территориях Билибинского и Чаунского районов Чукотского автономного округа Билибинской АЭС, Чаунской ТЭЦ, плавучей атомной теплоэлектростанции "Академик Ломоносов" и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенных на территории Нижнеколымского района Республики Саха (Якутия) линии электропередачи классом напряжения 110 кВ Встречный - Черский и иных, технологически связанных с указанной линией электропередачи, объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства.

5 <5> В соответствии с ПТФ ЭЭС к Анадырскому энергорайону технологически изолированной электроэнергетической системы Чукотского автономного округа относится совокупность расположенных на территории Анадырского района Чукотского автономного округа Анадырской ТЭЦ, Газомоторной ТЭЦ, Анадырской ВЭС и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.

6 <6> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Сахалинской области относится совокупность расположенных на территориях г. Южно-Сахалинска, Углегорского, Ногликского и Холмского районов Сахалинской области Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, Сахалинской ГРЭС, Томаринской ТЭЦ, Ногликской ГЭС, Холмской ТЭЦ и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.

7 <7> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Магаданской области относится совокупность расположенных на территориях г. Магадана, Среднеканского, Сусуманского и Ягодинского районов Магаданской области Магаданской ТЭЦ, Усть-Среднеканской ГЭС, Аркагалинской ГРЭС, Колымской ГЭС и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенной на территории Оймяконского улуса Республики Саха (Якутия) линии электропередачи, входящей в транзит 110 кВ Аркагалинская ГРЭС - Нера Новая, и иных, технологически связанных с указанной линией электропередачи, объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства.

8 <8> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края относится совокупность расположенных на территориях Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края Норильской ТЭЦ-1, Норильской ТЭЦ-2, Норильской ТЭЦ-3, Усть-Хантайской ГЭС, Курейской ГЭС и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.

9 <9> В соответствии с ПТФ ЭЭС к технологически изолированной электроэнергетической системе Камчатского края относится совокупность расположенных на территории Елизовского и Усть-Большерецкого районов Камчатского края Камчатской ТЭЦ-1, Камчатской ТЭЦ-2, Верхне-Мутновской ГеоЭС, Мутновской ГеоЭС-1, Толмачевской ГЭС-1, Толмачевской ГЭС-2, Толмачевской ГЭС-3 и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.