Указ Губернатора Омской области от 29.04.2019 № 61

О Программе развития электроэнергетики в Омской области на 2019 - 2023 годы

УКАЗ

ГУБЕРНАТОРАОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Утратил силу - Указ Губернатора Омской области

от 21.10.2020 г.№ 154

от 29апреля 2019 года N 61

г.Омск

ОПрограмме развития электроэнергетики в Омской области

на 2019- 2023 годы

Всоответствии с пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программперспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлениемПравительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823, постановляю:

1.Утвердить прилагаемую Программу развития электроэнергетики в Омской области на2019 - 2023 годы (далее - Программа).

2.Рекомендовать органам местного самоуправления Омской области принять участие вреализации Программы.

3.Признать утратившим силу Указ Губернатора Омской области от 28апреля 2018 года N 51 "О Программе развития электроэнергетики в Омскойобласти на 2018 - 2022 годы".

Исполняющийобязанности

ГубернатораОмской области В.П.Бойко

Приложение

к Указу Губернатора Омской области

от 29 апреля 2019 года N 61

ПРОГРАММА

развитияэлектроэнергетики в Омской области

на 2019- 2023 годы

1.ПАСПОРТ

Программыразвития электроэнергетики в Омской области

на 2019- 2023 годы

Наименование

Программа развития электроэнергетики в Омской области на 2019 - 2023 годы (далее - Программа)

Цели

1. Развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей.

2. Обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.

3. Формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики

Задачи

1. Обеспечение надежного функционирования энергетической системы Омской области в долгосрочной перспективе.

2. Обеспечение баланса между производством и потреблением электрической энергии и мощности в энергетической системе Омской области, в том числе предотвращение ограничения пропускной способности электрических сетей.

3. Скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей.

4. Информационное обеспечение деятельности органов государственной власти Омской области при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии, инвесторов.

5. Обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, Схемы территориального планирования Омской области

Срок реализации

2019 - 2023 годы

Перечень основных разделов

Введение.

Основные положения Программы.

Схема развития электроэнергетики Омской области.

Объемы производства и потребления электрической энергии и мощности в Омской области.

Развитие системы теплоснабжения в Омской области. Топливообеспечение энергоисточников

2.Введение

2.1.Социально-экономическое положение Омской области

иреализация в регионе крупных инвестиционных проектов

Омскаяобласть расположена на юге Западно-Сибирской равнины и граничит на западе исевере с Тюменской областью, на востоке - с Томской и Новосибирской областями,на юге и юго-западе - с Республикой Казахстан.

ТерриторияОмской области занимает площадь 141,1 тыс. кв.км и простирается с севера на югболее чем на 600 км, с запада на восток - на 300 км. Расстояние от городаМосквы до города Омска - 2555 км.

Численностьнаселения Омской области на 1 января 2019 года - 1944,2 тыс. человек. Долягородского населения в общей численности населения - 72,8 процента, в сельскойместности проживает 27,2 процента населения.

Национальныйсостав населения Омской области представлен более чем 120 национальностями, изкоторых к наиболее многочисленным относятся (по данным Всероссийской переписинаселения 2010 года): русские - 85,8 процента, казахи - 4,1 процента, украинцы- 2,7 процента, немцы - 2,6 процента, татары - 2,2 процента, прочие - 2,6процента.

НаселениеОмской области проживает в 6 городах, 20 рабочих и 1 дачном поселке, 1477сельских населенных пунктах.

Крупныенаселенные пункты: административный центр - муниципальное образование городскойокруг город Омск Омской области (далее - город Омск) (1164,8 тыс. человек),город Тара (28,0 тыс. человек), город Исилькуль (22,6 тыс. человек), городКалачинск (22,6 тыс. человек), город Называевск (10,9 тыс. человек), городТюкалинск (10,2 тыс. человек).

Основуэкономики Омской области традиционно составляют развитые высокотехнологичныеобрабатывающие производства, в состав которых входят организации химического инефтехимического комплекса, нефтепереработки, производства пищевых продуктов,строительных материалов, машиностроения, лесопереработки.

Однимиз ведущих секторов экономики Омской области является промышленный комплексрегиона, который формирует около 40 процентов объемов валового региональногопродукта и налоговых поступлений в консолидированный бюджет. В немсосредоточено свыше трети региональных основных фондов, занято более 20процентов работающего населения Омской области, на развитие промышленностиежегодно направляется около половины объема всех инвестиций в регионе.

Основныепромышленные предприятия, обуславливающие специализацию экономики Омскойобласти, сосредоточены в административном центре - городе Омске. Около 90процентов объемов в промышленности создается крупными и средними организациями(порядка 300 организаций), до 10 процентов приходится на долю малого бизнеса.

Омскаяобласть - один из крупнейших центров нефтеперерабатывающей, химической инефтехимической промышленности в Российской Федерации.

Основанефтеперерабатывающего комплекса Омской области - Омский нефтеперерабатывающийзавод (основан в 1955 году) - один из крупнейших нефтеперерабатывающих заводовв России. Предприятие занимает лидирующее положение по набору технологическихпроцессов и глубине переработки нефти, которая составляет более 90 процентов.Проводится модернизация Омского нефтеперерабатывающего завода - реализуетсяпроект по производству катализаторов каталитического крекинга и гидропроцессов.

Однойиз ключевых составляющих обрабатывающих производств Омской области являетсямашиностроительный комплекс, в составе которого около 30 организаций,обладающих высокотехнологичным производством и современной отраслевой наукой.

Здесьсосредоточены производства по выпуску значительного объема высокотехнологичной,наукоемкой продукции, а также сконцентрирован наиболее многочисленный слойвысококвалифицированных рабочих и специалистов. Предприятия машиностроительногокомплекса Омской области создают конкурентоспособную продукцию различного вида,в том числе ракетно-космическую, авиационную, бронетехнику, электронную,транспортную, медицинскую, для сельского хозяйства, топливно-энергетического ижилищно-коммунального комплексов.

Ведущиепозиции среди машиностроительных организаций Омского региона занимаютгосударственные предприятия - "Производственное объединение"Полет" - филиал акционерного общества "Государственныйкосмический научно-производственный центр им. М.В. Хруничева" (далее -"ПО "Полет" - филиал АО "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева"),филиал акционерного общества "Объединенная двигателестроительнаякорпорация" "Омское моторостроительное объединение им. П.И.Баранова" (далее - филиал АО "ОДК" "ОМО им. П.И.Баранова") и акционерное общество "Омский завод транспортногомашиностроения" (далее - АО "Омский завод транспортногомашиностроения").

Крупнейшиеинвестиционные проекты в машиностроении реализуются:

1)акционерным обществом "Омское производственное объединение"Иртыш" (далее - АО "ОмПО "Иртыш");

2)акционерным обществом "Омский научно-исследовательский институтприборостроения";

3)"ПО "Полет" - филиал АО "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева".

Врамках развития нефтегазодобывающей промышленности Омской области ведетсяразработка и добыча углеводородного сырья на Тевризском газоконденсатномместорождении (далее - ТГКМ).

В2011 году Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых (ГКЗ Роснедра)утвердила запасы природного газа и газового конденсата ТГКМ в количестве 526млн. куб.м и 10 тыс. тонн соответственно. Обустройство и промышленная добычаприродного газа на ТГКМ позволили газифицировать три северных района Омскойобласти - Тевризский, Знаменский, Тарский - с опережением на несколько лет достроительства магистрального трубопровода природного газа "Саргатское -Большеречье - Тара".

Инновационныйпотенциал промышленности Омской области в последние годы растет не только засчет освоения новых видов продукции на действующих производствах и начавшегосятехнического перевооружения предприятий, но и за счет строительства и ввода вэксплуатацию новых предприятий с современными технологиями.

Организованыпроизводства лифтов нового поколения, низковольтной аппаратуры, стекольнойпродукции, глубокой переработки древесины и изготовление высококачественныхзаготовок для мебели.

Созданаинновационная, конкурентоспособная продукция - вездеход на воздушной подушке"Арктика", интеллектуальные системы добычи нефти и газа"Сократ", ресурсосберегающая система учета и управленияэнергоресурсами, сверхлегкая многоцелевая авиация (дельталеты), элементная базас микро- и нанотехнологиями для использования в радиотехнических устройствах исистемах, уникальные изделия из техуглерода, а также катализаторы длянефтепереработки.

Введеныв эксплуатацию завод по производству шпона и фанеры, первый в России завод попроизводству медицинской хирургической гигроскопичной ваты из льноволокна,завод по производству полипропилена, завод по изготовлению котельного ивспомогательного теплотехнического оборудования торговой марки"LAVART", а также нестандартного оборудования для нефтегазовойотрасли.

Планируетсядальнейшее внедрение крупных технологических инноваций в нефтеперерабатывающееи шинное производство, создание промышленных и сельскохозяйственных парков.

2.2.Энергетическая система Омской области

Энергетическаясистема Омской области является инфраструктурной основой региональнойэкономики, не только обеспечивающей жизнедеятельность всех отраслей, но и вомногом определяющей формирование параметров социально-экономического развитияОмской области.

Доляэнергетики в общем объеме промышленной продукции Омской области составляетболее 12 процентов.

Крупнейшимипредприятиями и организациями, составляющими основу энергетической системыОмской области, являются:

1)акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 11"(далее - АО "ТГК-11");

2)акционерное общество "Омские распределительные тепловые сети" (далее -АО "ОмскРТС");

3)филиал публичного акционерного общества "Федеральная сетевая компанияЕдиной энергетической системы" (далее - ПАО "ФСК ЕЭС") -Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей;

4)филиал публичного акционерного общества "Межрегиональная распределительнаясетевая компания Сибири" (далее - ПАО "МРСК Сибири") -"Омскэнерго";

5)филиал акционерного общества "Системный оператор Единой энергетическойсистемы" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Омскойобласти";

6)муниципальное предприятие города Омска "Тепловая компания" (далее -МП города Омска "Тепловая компания");

7)акционерное общество "Омскэлектро" (далее - АО"Омскэлектро");

8)акционерное общество "Электротехнический комплекс" (далее - АО"Электротехнический комплекс");

9)общество с ограниченной ответственностью "Теплогенерирующий комплекс"(далее - ООО "Теплогенерирующий комплекс").

В2013 году Министерством энергетики Российской Федерации проведен конкурс вотношении зоны деятельности гарантирующего поставщика Омской области. ПриказомМинистерства энергетики Российской Федерации от 10 декабря 2013 года N 884"О признании заявителя победителем конкурса на присвоение статусагарантирующего поставщика на территории Омской области" победителем конкурсана присвоение статуса гарантирующего поставщика на территории Омской областипризнано акционерное общество "Петербургская сбытовая компания"(далее - АО "Петербургская сбытовая компания"). В соответствии сприказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 февраля 2014 года N76 "О присвоении статуса гарантирующего поставщика" к исполнениюобязанностей гарантирующего поставщика АО "Петербургская сбытоваякомпания" приступило с 1 марта 2014 года.

Единственнымакционером АО "Петербургская сбытовая компания" является публичноеакционерное общество "Интер РАО ЕЭС" (далее - ПАО "ИнтерРАО").

Обслуживаниепотребителей электрической энергии на территории Омской области осуществляетобщество с ограниченной ответственностью "Омская энергосбытоваякомпания" (далее - ООО "Омская энергосбытовая компания"),действующее на основании агентского договора от имени и по поручению АО"Петербургская сбытовая компания". ООО "Омская энергосбытоваякомпания" зарегистрировано как юридическое лицо 11 февраля 2014 года порешению единственного учредителя - закрытого акционерного общества"Петроэлектросбыт", являющегося дочерним обществом АО"Петербургская сбытовая компания".

ПриказомМинистерства энергетики Российской Федерации от 23 декабря 2016 года N 1399"Об утрате статуса гарантирующего поставщика" акционерное общество"Оборонэнергосбыт" (далее - АО "Оборонэнергосбыт") признаноутратившим статус гарантирующего поставщика в границах всех зон деятельности,расположенных на территории соответствующих субъектов Российской Федерации (втом числе Омской области), с 1 января 2017 года (в связи с исключением АО"Оборонэнергосбыт" из реестра субъектов оптового рынка).

Потребители,расположенные на территории Омской области и входившие в границы зоныдеятельности АО "Оборонэнергосбыт", в соответствии с положениямипостановления Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 года N 442"О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или)частичном ограничении режима потребления электрической энергии" перешли наобслуживание к гарантирующему поставщику АО "Петербургская сбытоваякомпания", договоры электроснабжения от имени которого заключаются ООО"Омская энергосбытовая компания" на основании агентского договора.

Крометого, на территории Омской области действуют независимые энергосбытовыекомпании, которыми осуществляется поставка электрической энергии крупнымпотребителям:

1)акционерное общество "Газпром энергосбыт" осуществляет поставку дляакционерного общества "Газпромнефть - ОНПЗ" (далее - АО"Газпромнефть - ОНПЗ");

2)общество с ограниченной ответственностью "Русэнергосбыт" осуществляетпоставку для Омского отделения Западно-Сибирской железной дороги - филиалаоткрытого акционерного общества "Российские железные дороги" (далее -ОАО "РЖД"), Свердловской железной дороги - филиала ОАО"РЖД" в границах Омской области, а также акционерного общества"САН ИнБев" (далее - АО "САН ИнБев");

3)общество с ограниченной ответственностью "МАРЭМ +" осуществляетпоставку для открытого акционерного общества "ОмскВодоканал" (далее -ОАО "ОмскВодоканал");

4)общество с ограниченной ответственностью "Русэнергоресурс"осуществляет поставку для акционерного общества "Транснефть -Сибирь";

5)общество с ограниченной ответственностью "Транснефтьэнерго"осуществляет поставку для акционерного общества "Транснефть - ЗападнаяСибирь", акционерного общества "Транснефть - Урал";

6)общество с ограниченной ответственностью "Лукойл-Энергосервис"осуществляет поставку для публичного акционерного общества "Омскийкаучук" (далее - ПАО "Омский каучук");

7)закрытое акционерное общество "Система" осуществляет поставку длязакрытого акционерного общества "Сибкриопродукт";

8)общество с ограниченной ответственностью "Русэнерго" осуществляетпоставку для общества с ограниченной ответственностью "Омский стекольныйзавод";

9)общество с ограниченной ответственностью "МагнитЭнерго" осуществляетпоставку для акционерного общества "Тандер";

10)публичное акционерное общество "Мосэнергосбыт" осуществляет поставкудля общества с ограниченной ответственностью "Метро Кэш энд Керри",публичного акционерного общества "Сбербанк России", филиала обществас ограниченной ответственностью "Юнилевер Русь";

11)общество с ограниченной ответственностью "Энергетическая компания"Сбыт Трейдинг Инновации" осуществляет поставку для АО "Омскийзавод транспортного машиностроения";

12)общество с ограниченной ответственностью "Центрэнерго" осуществляетпоставку для акционерного общества "Омскшина" (далее - АО"Омскшина");

13)общество с ограниченной ответственностью "ЕЭС-Гарант" осуществляетпоставку для общества с ограниченной ответственностью "Омский заводтрубной изоляции".

Электроснабжениепотребителей в Омской области осуществляется на 60 - 70 процентов оттеплоэлектроцентралей (далее - ТЭЦ) АО "ТГК-11" и блок-станцийпромышленных предприятий, а также на 30 - 40 процентов за счет перетока изЕдиной энергетической системы России. Межсистемный переток осуществляется черезподстанции 500 кВ Таврическая, Восход и Иртышская по линиям электропередачи 500кВ, 220 кВ, 110 кВ и подстанцию 110 кВ Валерино по двум линиям электропередачи110 кВ.

Подстанция500 кВ Таврическая и подстанция 500 кВ Восход являются основными питающимицентрами, обеспечивающими большую часть перетока электрической энергии вэнергетическую систему Омской области из Единой энергетической системы России.

Загрузкаомских ТЭЦ АО "ТГК-11" (и, соответственно, динамика доли выработкиэлектрической энергии омскими электростанциями в общем объемеэлектропотребления) определяется механизмами оптового рынка электрической энергиии мощности, а также режимами работы энергетической системы Омской области,объединенной энергетической системы Сибири и Единой энергетической системыРоссии.

Так,в 2014 году омскими ТЭЦ и блок-станциями промышленных предприятий выработано7061,1 млн. кВт.ч электрической энергии при уровне электропотребления 10992,5млн. кВт.ч (доля собственной выработки - 64,2 процента).

В2015 году омскими ТЭЦ и блок-станциями промышленных предприятий выработано7194,6 млн. кВт.ч электрической энергии при уровне электропотребления 10880,8млн. кВт.ч (доля собственной выработки увеличилась до 66,1 процента).

В2016 году произошло снижение (по сравнению с 2015 годом) объема электрическойэнергии, выработанной омскими ТЭЦ и блок-станциями промышленных предприятий,который составил 6876,4 млн. кВт.ч при снижении общего уровняэлектропотребления на 0,2 процента - до 10862,4 млн. кВт.ч (доля собственнойвыработки снизилась до 63,3 процента).

В2017 году доля выработки электрической энергии омскими ТЭЦ и блок-станциямипромышленных предприятий (собственная выработка) увеличилась до 64,4 процентапо сравнению с 2016 годом и составила 6956,5 млн. кВт.ч (при снижении общегоуровня электропотребления в Омской области до 10806,9 млн. кВт.ч).

В2018 году произошло снижение (по сравнению с 2017 годом) объема электрическойэнергии, выработанной омскими ТЭЦ и блок-станциями промышленных предприятий,который составил 6625,5 млн. кВт.ч при увеличении общего уровняэлектропотребления на 1,9 процента - до 11015,0 млн. кВт.ч (доля собственной выработкиснизилась до 60,2 процента).

Внастоящее время в Омской области продолжается реализация ряда энергоемкихинновационных проектов, в том числе продолжается реализация проектов напредприятиях оборонно-промышленного комплекса региона.

Темпыразвития промышленного потенциала, жилищного комплекса Омской области внастоящее время требуют опережающего развития энергетической инфраструктуры.

Приоритетнымпроектом 2018 года по развитию магистральных электросетевых объектов ПАО"ФСК ЕЭС", включенным в схему и программу развития Единойэнергетической системы России на 2018 - 2024 годы, утвержденную приказомМинистерства энергетики Российской Федерации от 28 февраля 2018 года N 121(далее - Схема и программа развития ЕЭС России), являлось строительство подстанции500 кВ Восход с заходами линий электропередачи 500 кВ и 220 кВ, реализациякоторого позволила обеспечить надежное электроснабжение потребителей в Омскойобласти, усилить существующие электрические связи энергетической системы Омскойобласти с Единой энергетической системой России.

Строительствоподстанции 500 кВ Восход начато во втором квартале 2011 года. 20 июля 2015 годавведено в эксплуатацию открытое распределительное устройство 500 кВ строящейсяподстанции 500 кВ Восход с автотрансформатором 500/220 кВ, к подстанцииподключена новая линия электропередачи 500 кВ Восход - Витязь, котораясоединяет объединенные энергетические системы Сибири и Урала по территорииРоссии, а также выполнен заход линии электропередачи ВЛ 500 кВ Барабинская -Таврическая на подстанцию 500 кВ Восход.

В2018 году завершено строительство распределительного устройства 220 кВ изаходов линий электропередачи 220 кВ на подстанцию 500 кВ Восход.

Вцелях увеличения потребляемой мощности и обеспечения надежностиэлектроснабжения электроустановок АО "Газпромнефть - ОНПЗ" в марте2018 года осуществлена реконструкция подстанции 220 кВ Ароматика с увеличениемтрансформаторной мощности (с заменой силовых трансформаторов). В 2018 годузавершен проект по реконструкции подстанции 220 кВ Нефтезаводская.

Однимиз крупнейших проектов, реализация которого была предусмотрена для развитияэнергетической системы Омской области, являлась реконструкция Омской ТЭЦ-3.

Основнойвариант реконструкции Омской ТЭЦ-3 - внедрение парогазовой установки с последующеймодернизацией оборудования второй очереди станции. Запуск в эксплуатациюпарогазовой установки мощностью 85,2 МВт на Омской ТЭЦ-3 осуществлен 13 июня2013 года.

В2014 - 2015 годах выполнена модернизация оборудования второй очереди ОмскойТЭЦ-3.

Запланированныеэтапы модернизации Омской ТЭЦ-3 завершены в 2016 году. 23 декабря 2016 годавведен в эксплуатацию турбоагрегат мощностью 120 МВт (взамен демонтированноготурбоагрегата станционный номер (далее - ст. N) 10).

Вцелях обеспечения схемы выдачи мощности Омской ТЭЦ-3, с учетом вновь введенноготурбоагрегата мощностью 120 МВт филиалом ПАО "МРСК Сибири" -"Омскэнерго" в 2017 году завершена работа по строительству и вводу вэксплуатацию двухцепной кабельно-воздушной линии электропередачи 110 кВ ОмскаяТЭЦ-4 - Омская ТЭЦ-3.

Вчасти развития распределительной электросетевой инфраструктуры в Омской областис 2009 года ведется постоянная работа по формированию, утверждению икорректировке инвестиционной программы филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Омскэнерго".

В2018 году завершены работы по замене силовых трансформаторов по титулу"Реконструкция подстанции 110/35/10 кВ Сургутская с заменойтрансформаторов 2 x 25 МВА, заменой оборудования открытого распределительногоустройства 110 кВ, 35 кВ, закрытого распределительного устройства 10 кВ иобщеподстанционного пункта управления". В 2019 году планируется завершениеработ по данному титулу в части создания независимых каналов связи дляреализации управляющих воздействий от устройств противоаварийной автоматики.Оставшиеся вопросы финансирования по данному титулу будут урегулированы в 2020году в соответствии с инвестиционной программой ПАО "МРСК Сибири".

ПриказомМинистерства энергетики Российской Федерации от 20 декабря 2018 года N 25@"Об утверждении инвестиционной программы ПАО "МРСК Сибири" на2019 - 2023 годы и изменений, вносимых в инвестиционную программу ПАО"МРСК Сибири", утвержденную приказом Минэнерго России от 28.12.2017 N30@" утверждена инвестиционная программа электросетевой компании,положения которой учитывались при формировании Программы.

3.Основные положения Программы

Программаопределяет основные направления строительства, реконструкции и модернизациигенерирующих мощностей и сетевой инфраструктуры в Омской области на 2019 - 2023годы, обеспечивающие стабильное функционирование электроэнергетическогокомплекса Омской области в условиях реформирования энергетических рынков ижилищно-коммунального комплекса, реализации программ жилищного строительства иобъектов социально-культурной сферы, развития промышленного комплекса Омскойобласти.

Программаразработана в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерацииот 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективногоразвития электроэнергетики", с учетом положений Схемы и программы развитияЕЭС России, схемы теплоснабжения города Омска до 2033 года, утвержденнойприказом Министерства энергетики Российской Федерации от 17 октября 2018 года N895 (далее - Схема теплоснабжения города Омска).

Приразработке Программы использованы материалы Комплексной программы развитияэлектрических сетей 35 кВ и выше на территории Омской области на пятилетнийпериод (2018 - 2022 годы), разработанной филиалом ПАО "МРСК Сибири" -"Омскэнерго" в 2017 году.

Основнымипринципами формирования Программы являются:

1)экономическая эффективность решений, основанная на оптимизации режимов работыэнергетической системы Омской области, в том числе:

-использовании парогазовых циклов при производстве электрической энергии;

-сокращении удельных расходов топлива на производство электрической и тепловойэнергии;

-повышении коэффициента полезного действия имеющегося энергетическогооборудования;

-снижении потерь в электрических и тепловых сетях;

2)применение новых технологических решений;

3)скоординированное развитие в Омской области магистральной и распределительнойсетевой инфраструктуры, генерирующих мощностей, соответствующее инвестиционнымпрограммам развития субъектов электроэнергетики, расположенных на территорииОмской области;

4)публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

4.Схема развития электроэнергетики Омской области

4.1.Существующие и планируемые к строительству и выводу

изэксплуатации линии электропередачи и подстанции, класс

напряжениякоторых равен или превышает 110 кВ

Основуэлектросетевого комплекса Омской области (110 кВ и выше) составляют линииэлектропередачи и подстанции филиала ПАО "ФСК ЕЭС" -Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей и филиала ПАО"МРСК Сибири" - "Омскэнерго".

Карта-схемаэлектросетевого комплекса Омской области с перспективой развития до 2023 годаприведена в приложениях N 1 - 4 к Программе.

ФилиалПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральныхэлектрических сетей является структурным подразделением ПАО "ФСК ЕЭС"(город Москва), осуществляющим эксплуатацию и централизованное техническоеобслуживание линий электропередачи и подстанций напряжением 110 - 220 - 500 кВ.

Открытоеакционерное общество "ФСК ЕЭС" (далее - ОАО "ФСК ЕЭС")образовано 25 июня 2002 года в соответствии с программой реформированияэлектроэнергетики Российской Федерации как организация по управлению единойнациональной (общероссийской) электрической сетью с целью ее сохранения иразвития.

Созданныев 1997 году Межсистемные электрические сети Сибири в 2002 году былипреобразованы в филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрическиесети Сибири с формированием филиалов, в том числе филиала ОАО "ФСКЕЭС" - Омское предприятие магистральных электрических сетей.

26июня 2015 года организационно-правовая форма предприятия изменена с ОАО"ФСК ЕЭС" на ПАО "ФСК ЕЭС".

В2016 году ПАО "ФСК ЕЭС" проведены структурные изменения в составефилиалов компании, в результате которых филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Омскоепредприятие магистральных электрических сетей был объединен с филиалом ПАО"ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрическихсетей. Центр управления предприятием перенесен в город Барнаул Алтайского края.

Витоге структурных преобразований в зону обслуживания филиала ПАО "ФСКЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетейвключены Алтайский край, Новосибирская и Омская области.

Натерритории Омской области к объектам филиала ПАО "ФСК ЕЭС" -Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей относятся:

1)три подстанции 500 кВ - Таврическая, Иртышская, Восход;

2)пять подстанций 220 кВ - Лузино, Московка, Ульяновская, Называевская,Загородная;

3)семь воздушных линий электропередачи напряжением 500 кВ (ВЛ 500 кВ) общейпротяженностью 845,474 км;

4)двадцать воздушных линий электропередачи напряжением 220 кВ (ВЛ 220 кВ) общейпротяженностью 827,09 км;

5)три воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ (ВЛ 110 кВ) общейпротяженностью 68,87 км.

Подстанции110 кВ Юбилейная и Полтавская с 1 апреля 2019 года переданы от филиала ПАО"ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрическихсетей в эксплуатационное обслуживание филиалу ПАО "МРСК Сибири" -"Омскэнерго".

Переченьсуществующих линий электропередачи и подстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС"- Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей стехническими характеристиками оборудования приведен в приложениях N 5, 6 кПрограмме.

ПАО"МРСК Сибири" - крупнейшая распределительная сетевая компания натерритории Сибирского федерального округа, осуществляющая транспортировкуэлектрической энергии по распределительным сетям на территориях республикАлтай, Бурятия, Хакасия и Тыва, Алтайского, Забайкальского, Красноярскогокраев, Кемеровской и Омской областей.

Компанияобразована в 2005 году в целях эффективного управления распределительнымэлектросетевым комплексом Сибири.

Основнымифункциями филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" являютсятранспортировка электрической энергии от электростанций и с оптового рынкапотребителям, техническое обслуживание электрических сетей и подстанций 32муниципальных районов Омской области.

Всостав филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" входят 3производственных отделения:

1)Западные электрические сети (Называевский, Саргатский, Крутинский, Тюкалинский,Марьяновский, Исилькульский, Москаленский, Любинский, Шербакульский,Полтавский, Омский и Городской районы электрических сетей (далее - РЭС));

2)Восточные электрические сети (Калачинский, Кормиловский, Черлакский,Нижнеомский, Оконешниковский, Горьковский, Нововаршавский, Павлоградский,Одесский, Русско-Полянский, Азовский и Таврический РЭС);

3)Северные электрические сети (Тарский, Знаменский, Тевризский, Екатерининский,Усть-Ишимский, Большеуковский, Большереченский, Муромцевский, Колосовский РЭС).

Вобслуживании филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"находится:

1)5207,451 км линий электропередачи напряжением 110 кВ;

2)125 подстанций напряжением 110 кВ с общей мощностью трансформаторов 3066 МВА.

Переченьсуществующих линий электропередачи и подстанций напряжением 110 кВ филиала ПАО"МРСК Сибири" - "Омскэнерго" с техническимихарактеристиками оборудования приведен в приложениях N 7, 8 к Программе.

Посуществующим линиям электропередачи филиала ПАО "ФСК ЕЭС" -Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей, филиала ПАО"МРСК Сибири" - "Омскэнерго" энергетическая система Омскойобласти связана с энергетической системой Республики Казахстан, объединеннойэнергетической системой Сибири и объединенной энергетической системой Урала:

1)с энергетической системой Республики Казахстан:

-по трем линиям электропередачи 500 кВ (параллельная работа):

ЕЭК(акционерное общество "Евроазиатская энергетическая корпорация") -Иртышская;

Аврора- Таврическая;

ЭкибастузскаяГРЭС-1 - Таврическая;

-по двум линиям электропередачи 220 кВ (параллельная работа):

Мынкуль- Иртышская (224);

Валиханово- Иртышская (225);

-по трем линиям электропередачи 110 кВ (раздельная работа):

Юбилейная- Булаево I цепь, с отпайкой на подстанцию Юнино;

Юбилейная- Булаево II цепь, с отпайкой на подстанцию Юнино;

Горьковская- Полтавка;

2)с энергетической системой Новосибирской области:

-по одной линии электропередачи 500 кВ (параллельная работа) - Барабинская -Восход;

-по одной линии электропередачи 220 кВ (параллельная работа):

Восход- Татарская;

-по двум линиям электропередачи 110 кВ (параллельная работа):

Валерино- Каратканск с отпайками (З-15);

Валерино- Колония с отпайкой на подстанцию Илюшкино (З-16);

3)с энергетической системой Тюменской области:

-по одной линии электропередачи 500 кВ (параллельная работа) - Восход - Витязь;

-по трем линиям электропередачи 110 кВ (раздельная работа):

Выстрел- Мангут-Т с отпайкой на подстанцию Мангут (С-135);

2529км - Новоандреевская с отпайкой на подстанцию Мангут (С-136);

Орехово- Каргалы (С-80).

4.1.1.Особенности и проблемы текущего состояния

электроэнергетикина территории Омской области

Энергоузлы("энергорайоны") на территории Омской области, которыехарактеризуются повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетическихрежимов из области допустимых значений:

-"южный энергорайон", к которому относятся следующие энергетическиеобъекты: подстанции 110 кВ Новоуральская, Нововаршавская, Одесская, ПамятьТельмана, Павлоградская, Русская Поляна, Стрела, Шербакульская;

-"энергорайон тягового транзита Лузино - Юбилейная", к которомуотносятся следующие энергетические объекты: подстанции 110 кВ Юбилейная,Исилькуль, Москаленки, Марьяновка, Пикетное, Полтавская.

Основные"узкие места" энергетической системы Омской области:

1.Недопустимое снижение напряжения на шинах 110 кВ подстанций 110 кВ "южногоэнергорайона", токовая перегрузка трансформаторов тока линииэлектропередачи 110 кВ Марьяновка - Москаленки с отпайками (С-23) на подстанции110 кВ Москаленки и линии электропередачи 110 кВ Пикетное - Москаленки сотпайкой на подстанцию Помурино (С-24) на подстанции 110 кВ Москаленки, токоваяперегрузка трансформаторов тока нормально включенной ремонтной перемычки 110 кВподстанции 110 кВ Марьяновка.

Наиболеесложной схемно-режимной ситуацией, приводящей к выходу параметровэлектроэнергетического режима из области допустимых значений, являетсяаварийное отключение второй системы шин (далее - СШ) 2СШ-110 подстанции 220 кВЛузино в осенне-зимнем периоде, которое приводит:

-к превышению номинального тока трансформаторов тока в ячейке линииэлектропередачи 110 кВ Марьяновка - Москаленки с отпайками (С-23) на подстанции110 кВ Москаленки;

-к превышению номинального тока трансформаторов тока нормально включеннойремонтной перемычки 110 кВ подстанции 110 кВ Марьяновка;

-к снижению напряжения ниже минимально допустимого на подстанциях 110 кВ"южного энергорайона": Павлоградская, Одесская, Память Тельмана,Азово, Сосновская, Шербакульская, Русская Поляна.

Приотключении 1СШ-110 подстанции 220 кВ Лузино (или линии электропередачи 110 кВЛузино - Марьяновка с отпайками (С-23)) из нормальной схемы с учетом реализациисхемно-режимных мероприятий также имеет место недопустимая токовая перегрузкатрансформаторов тока линии электропередачи 110 кВ Пикетное - Москаленки сотпайкой на подстанцию Помурино (С-24) на подстанции 110 кВ Москаленки.

Внастоящее время в качестве схемно-режимных мероприятий, направленных наликвидацию недопустимых параметров электроэнергетического режима, предусмотреноодновременное выполнение следующих мероприятий:

-превентивный перевод питания нагрузки потребителей (второй трансформаторподстанции 110 кВ Сельская, первый трансформатор подстанции 110 кВ Тумановскаяи первый трансформатор подстанции 110 кВ Птичья) на питание от подстанции 220кВ Называевская по линии электропередачи 110 кВ Называевская - Покровская(С-35) (13,6 МВт), а также превентивный перевод питания нагрузки с линииэлектропередачи 110 кВ Лузино - Кировская с отпайками II цепь (С-64) на линию электропередачи110 кВ Лузино - Кировская с отпайками I цепь (С-63) (26 МВт);

-включение батареи статических конденсаторов (БСК) на подстанции 110 кВНовоуральская;

-превентивное изменение положения устройств регулирования под нагрузкой (РПН) наавтотрансформаторах АТ-1, АТ-2, АТ-3 подстанции 220 кВ Лузино (переключение из6 в 12 положение);

-превентивное изменение положения устройств РПН на автотрансформаторах АТ-1,АТ-2 подстанции 500 кВ Иртышская (переключение из 6 в 10 положение);

-загрузка генерирующего оборудования Омских ТЭЦ по реактивной мощности.

Сучетом выполнения вышеуказанных схемно-режимных мероприятий в послеаварийномрежиме действием автоматики ограничения снижения напряжения (далее - АОСН) наподстанции 110 кВ Одесская будет отключено 6,9 МВт потребителей.

Приэтом в случае аварийного отключения 2СШ-110 подстанции 220 кВ Лузино восенне-зимнем периоде с учетом вышеуказанных схемно-режимных мероприятий:

-перегрузка трансформаторов тока в ячейке линии электропередачи 110 кВМарьяновка - Москаленки с отпайками (С-23) на подстанции 110 кВ Москаленкисоставит 54 процента (494 А при длительно допустимом токе 320 А);

-перегрузка трансформаторов тока нормально включенной ремонтной перемычки 110 кВподстанции 110 кВ Марьяновка составит 29 процентов (540 А при длительнодопустимом токе 420 А);

-напряжение на шинах 110 кВ подстанции 110 кВ Память Тельмана поднимается до 88кВ, что ниже минимально допустимых значений и при этом нагрузка потребителей(6,9 МВт), отключенных АОСН подстанции 110 кВ Одесская, останется отключеннойдо ввода в работу 2СШ-110 подстанции 220 кВ Лузино или перевода присоединений2СШ-110 на 1СШ-110 кВ подстанции 220 кВ Лузино.

Вцелях исключения указанной перегрузки и недопустимого снижения напряжения нашинах 110 кВ подстанции 110 кВ Память Тельмана необходим ввод графиковаварийного ограничения режима потребления в объеме до 28 МВт на подстанцияхтягового транзита Лузино - Юбилейная и до 1,1 МВт в "южномэнергорайоне", а также отключение потребителей действием противоаварийнойавтоматики в объеме 6,9 МВт на подстанции 110 кВ Одесская.

Возможнымимероприятиями для исключения схемно-режимной ситуации, характеризующейсяповышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетического режима изобласти допустимых значений, являются установка секционного выключателя 110 кВна подстанции 110 кВ Сосновская, что позволяет выполнить перевод части нагрузки(до 22 МВт) из энергорайона тягового транзита "Лузино - Юбилейная" в"южный энергорайон", и реконструкция подстанции 110 кВ Москаленки с увеличениемпропускной способности трансформаторов тока.

2.Недопустимая нагрузка трансформаторов ряда подстанций 110 кВ филиала ПАО"МРСК Сибири" - "Омскэнерго", приводящая к перегрузкетрансформаторов в послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов):

-подстанция 110 кВ Советская - 126 процентов (Sном 1, 2 Т - 16 МВА, Sфакт -20,21 МВА, зафиксирована 20 декабря 2017 года);

-подстанция 110 кВ Кировская - 123 процента (Sном 1, 2 Т - 25 МВА, Sфакт - 30,84МВА, зафиксирована 21 декабря 2016 года);

-подстанция 110 кВ Энтузиастов - 112 процентов (Sном 1, 2 Т - 40 МВА, Sфакт -44,97 МВА, зафиксирована 21 декабря 2016 года);

-подстанция 110 кВ Куйбышевская - 106 процентов (Sном 1, 2 Т - 40 МВА, Sфакт -42,31 МВА, зафиксирована 20 декабря 2017 года);

-подстанция 110 кВ Новотроицкая - 159 процентов (Sном 1 Т - 10 МВА, 2 Т - 16МВА, Sфакт - 15,9 МВА, перегрузка зафиксирована 17 декабря 2014 года).

Проектныерешения о необходимости замены трансформаторного оборудования в работерассматривались в соответствии с требованиями к перегрузочной способноститрансформаторного оборудования, указанными в Правилах технологическогофункционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлениемПравительства Российской Федерации от 13 августа 2018 года N 937 (далее - ПТФ).

3.Ликвидация недопустимого повышения напряжения (до 127,5 кВ, что выше величинынаибольшего рабочего напряжения) в летний минимум электропотребления внормальной схеме на подстанциях 110 кВ "северного энергорайона" присуществующей точке раздела с энергетической системой Тюменской области насекционном выключателе 110 кВ подстанции 110 кВ Усть-Ишим.

Мероприятияпо изменению топологии сети 110 кВ с целью снижения напряжения на шинахподстанций "северного энергорайона" путем отключения выключателей 110кВ на подстанциях Тара и Большеречье не приводят к значительному снижениюнапряжения в данном узле нагрузок. Исключением является перенос раздела сэнергетической системой Тюменской области на подстанцию 110 кВ Знаменка. Вданном случае напряжение на шинах 110 кВ подстанций "северногоэнергорайона" снижается до 124 кВ.

Однаков случае возникновения послеаварийного режима, связанного с отключением линийэлектропередачи 110 кВ Усть-Ишим - Орехово (С-80), Утьма - Усть-Ишим (С-79) илиодной из питающих данный узел нагрузок линий электропередачи 110 кВ вэнергетической системе Тюменской области, возникает необходимость обеспеченияэлектроснабжения потребителей данного энергорайона от электрических сетейэнергетической системы Омской области, что приводит к тому, что в летнийминимум нагрузок напряжение на шинах 110 кВ подстанций "северногоэнергорайона" достигает 127 кВ. Недопустимое повышение напряжения на шинах110 кВ подстанций "северного энергорайона" связано главным образом свыработкой протяженными малонагруженными линиями электропередачи 110 кВдополнительной величины реактивной мощности в условиях снижения нагрузкиподстанций "северного энергорайона".

Вкачестве мероприятия для нормализации и плавного регулирования уровнейнапряжения на шинах 110 кВ подстанций "северного энергорайона"предлагается установка управляемого шунтирующего реактора мощностью 25 Мвар нашинах 110 кВ подстанции 110 кВ Тара, при использовании которого напряженияожидаются на уровне допустимых - от 117,8 до 120,9 кВ.

4.Отсутствие второго источника электроснабжения для потребителей II категории понадежности электроснабжения (Акт разграничения балансовой принадлежности от 7апреля 2014 года N СО 6.595/0), запитанных от подстанции 110 кВ Полтавская привыполнении ремонтных или аварийно-восстановительных работ на линииэлектропередачи 110 кВ Новоцарицыно - Полтавская с отпайкой на подстанциюШербакульская (С-5), в условиях отсутствия возможности включения линииэлектропередачи 110 кВ Горьковская - Полтавка со стороны энергетической системыРеспублики Казахстан.

Организацияэлектроснабжения всех потребителей подстанции 110 кВ Полтавская поэлектрической сети 35 кВ от подстанции 110 кВ Юбилейная невозможна в связи свыявленным недопустимым снижением уровней напряжения до 18,98 кВ вэлектрической сети 35 кВ, прилегающей к подстанции 110 кВ Полтавская иподстанциям 35 кВ Еремеевка, Вольное, Ольгино.

Длякомпенсации недопустимого снижения напряжения была рассмотрена установкабатарей статических конденсаторов (БСК), суммарной мощностью 19 Мвар на шинах10 кВ подстанций 35 кВ Ольгино, Еремеевка, Вольное, Мясники. Расчетпослеаварийного режима при отключении линии электропередачи 110 кВ Новоцарицыно- Полтавская (С-5) с отпайкой на подстанцию Шербакульская (С-5) и установке батарейстатических конденсаторов на подстанциях 35 кВ в рассматриваемом энергорайонепоказал стабилизацию уровней напряжения в электрической сети 35 кВ, прилегающейк подстанции 110 кВ Полтавская, но недопустимое повышение уровней напряжения(40,75 - 40,95 кВ) в электрической сети 35 кВ, прилегающей к подстанции 110 кВЮбилейная.

Дляисключения прекращения электроснабжения потребителей, запитанных от подстанции110 кВ Полтавская, в период ремонта линии электропередачи 110 кВ Новоцарицыно -Полтавская с отпайкой на подстанцию Шербакульская (С-5), а также в случае ееаварийного отключения рекомендуется строительство линии электропередачи 110 кВЕкатеринославская - Полтавская.

Вцелях решения вышеуказанных проблем текущего состояния электроэнергетики натерритории Омской области, ликвидации "узких мест" энергетическойсистемы Омской области, а также развития электросетевой инфраструктуры в Омскойобласти в 2019 - 2023 годах планируется строительство и реконструкция рядалиний электропередачи и подстанций напряжением 110 кВ.

В2019 - 2023 годах планируется осуществить следующие мероприятия:

1)строительство линии электропередачи 110 кВ Екатеринославская - Полтавская.

Реализациямероприятия позволит исключить прекращение электроснабжения потребителей,запитанных от подстанции 110 кВ Полтавская, в период ремонта линииэлектропередачи 110 кВ Новоцарицыно - Полтавская с отпайкой на подстанциюШербакульская (С-5), а также в случае ее аварийного отключения;

2)реконструкция подстанции 110/35/10 кВ Сосновская с установкой секционноговыключателя 110 кВ, которая позволит исключить недопустимое снижение уровнейнапряжения на подстанциях 110 кВ "южного энергорайона" Омскойобласти, а также исключить перегрузку трансформаторов тока на подстанции 110 кВМарьяновка в послеаварийных режимах при отключении 2СШ-110 подстанции 220 кВЛузино;

3)реконструкция подстанции 110/10 кВ Москаленки (ОАО "РЖД") сувеличением пропускной способности трансформаторов тока, которая позволитисключить перегрузку трансформаторов тока на подстанции 110 кВ Москаленки впослеаварийном режиме при отключении 2СШ-110 (1СШ-110) подстанции 220 кВЛузино;

4)реконструкция подстанции 110/35/10 кВ Тара с установкой управляемогошунтирующего реактора, который позволит исключить превышение наибольшегорабочего напряжения и поддерживать в допустимых пределах напряжение наподстанциях северных муниципальных районов Омской области;

5)для исключения прекращения электроснабжения потребителей II категории понадежности электроснабжения (Акт разграничения балансовой принадлежности от 24декабря 2014 года N 1), запитанных от подстанции 110 кВ Большие Уки, в периодремонта линии электропередачи 110 кВ Знаменка - Большие Уки (С-81), а также вслучае ее аварийного отключения рекомендуется установка на подстанции 110/35/10кВ Большие Уки резервных источников электроснабжения - двух дизельныхэлектростанций суммарной мощностью 2 x 2 МВА, подключенных к секциям шин 10 кВ.

Организацияэлектроснабжения потребителей подстанции 110 кВ Большие Уки от другихисточников электроснабжения невозможна в связи с отсутствием линийэлектропередачи, связывающих подстанцию 110/35/10 кВ Большие Уки с другимицентрами питания;

6)реконструкция подстанции 110/10 кВ Новотроицкая с заменой силовоготрансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА и силовоготрансформатора мощностью 16 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА.

Мероприятиевыполняется в целях ликвидации существующей перегрузки силовых трансформаторовподстанции в послеаварийном режиме.

Порезультатам контрольных замеров в 2014 - 2018 годах при отключении одного изтрансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора превышала бы 105процентов:

-в 2014 году в диапазоне 105 - 159 процентов (10,53 - 15,94 МВА) в течение 13часов непрерывно;

-в 2015 году в диапазоне 108 - 120 процентов (10,84 - 11,95 МВА) в течение 16часов непрерывно;

-в 2017 году в диапазоне 110 - 134 процентов (11,01 - 13,37 МВА) в течение 24часов непрерывно.

Указаннаявыше перегрузка трансформаторов превышает допустимую по ПТФ.

Сучетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение кэлектрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению, - 1,855МВт с учетом эффекта совмещения максимума нагрузок) при отключении одного изтрансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора может составить 111процентов и 177 процентов соответственно. Мероприятие по замене силовоготрансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА и силовоготрансформатора мощностью 16 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА включено вуказанные технические условия на технологическое присоединение (техническиеусловия от 1 марта 2019 года N 8000374440).

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 35 кВневозможно в связи с недопустимым снижением напряжения на шинах 35 кВподстанций 35 кВ Надеждино, Солнечная долина, Аграрная, Петровка и токовойперегрузкой линий электропередачи 35 кВ 312Ц, 84Ц, и трансформаторов подстанции110 кВ Восточная до 200 процентов в послеаварийном режиме.

Невыполнениемероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости вводаграфиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 7 МВт;

7)реконструкция подстанции 110/10 кВ Советская, которая предполагает заменусуществующих силовых трансформаторов 2 x 16 МВА на два трансформатора мощностьюпо 25 МВА каждый.

Мероприятиевыполняется в целях ликвидации перегрузки указанных силовых трансформаторовподстанции в послеаварийном режиме.

-в 2015 году в диапазоне 106 - 108 процентов (17,01 - 17,22 МВА) в течение 3часов непрерывно;

-в 2016 году в диапазоне 107 - 108 процентов (17,07 - 17,28 МВА) в течение 3часов непрерывно;

-в 2017 году в диапазоне 106 - 126 процентов (17,04 - 20,21 МВА) в течение 15часов непрерывно;

-в 2018 году в диапазоне 105 - 106 процентов (16,96 - 17,07 МВА) в течение 2часов непрерывно.

Сучетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение кэлектрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению, - 0,9МВт с учетом эффекта совмещения максимума нагрузок) при отключении одного изтрансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора может составить 133процента. Мероприятие по замене силовых трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА натрансформаторы мощностью 2 x 25 МВА подстанции 110/10 кВ Советская включено вуказанные технические условия на технологическое присоединение (техническиеусловия от 5 февраля 2016 года N 8000261999, от 18 мая 2015 года N8000235376-СИ, от 20 марта 2015 года N 8000228820-СИ).

Указаннаявыше перегрузка трансформаторов превышает допустимую по ПТФ.

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110/10 кВ Советская с другими центрами питания.

Невыполнениемероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости вводаграфиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 3,9 МВт;

8)строительство подстанции 110/10 кВ Кристалл (со строительством двух кабельныхлиний 110 кВ от двухцепной кабельно-воздушной линии электропередачи 110 кВОмская ТЭЦ-4 - Омская ТЭЦ-3 до подстанции 110/10 кВ Кристалл) с установкойсиловых трансформаторов 2 x 25 МВА и переводом нагрузки с подстанции 110/10 кВЭнтузиастов.

Реализациямероприятия позволит ликвидировать перегрузку трансформаторов подстанции 110 кВЭнтузиастов в послеаварийном режиме, достигающую 112 процентов. Реконструкцияподстанции 110 кВ Энтузиастов (замена трансформаторов 2 x 40 МВА на 2 x 63 МВАили установка третьего трансформатора) не представляется возможной, поскольку:

-существующее закрытое распределительное устройство (далее - ЗРУ) 110 кВ погабаритным размерам не рассчитано на установку трансформаторов мощностью 63 МВАили установку третьего трансформатора;

-отсутствует возможность расширения ЗРУ 110 кВ из-за нахождения подстанции взоне интенсивной жилой застройки.

Крометого, увеличение мощности трансформаторов или их количества не решает проблемуобеспечения допустимых уровней напряжения у конечного потребителя, запитанногоот подстанции 110/10 кВ Энтузиастов и территориально удаленного от нее.

Порезультатам контрольных замеров в 2014 - 2018 годах при отключении одного изтрансформаторов подстанции 110 кВ Энтузиастов нагрузка другого трансформаторапревышала бы 105 процентов:

-в 2016 году в диапазоне 106 - 112 процентов (42,24 - 49,97 МВА) в течение 10часов непрерывно.

Указаннаявыше перегрузка трансформаторов превышает допустимую по ПТФ.

Сучетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение кэлектрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению, -13,912 МВт с учетом эффекта совмещения максимума нагрузок) при отключенииодного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора можетсоставить 159,7 процента. Мероприятие по строительству подстанции 110/10 кВКристалл (со строительством двух кабельных линий 110 кВ от двухцепнойкабельно-воздушной линии электропередачи 110 кВ Омская ТЭЦ-4 - Омская ТЭЦ-3 доподстанции 110/10 кВ Кристалл) с установкой силовых трансформаторов 2 x 25 МВАвключено в указанные технические условия на технологическое присоединение (техническиеусловия от 18 мая 2015 года N 8000235376-СИ, от 20 марта 2015 года N8000228820-СИ, от 4 апреля 2014 года N 8000185395-С, от 25 марта 2015 года N8000228886-СИ, от 8 мая 2014 года N 8000190471-СИ, от 12 сентября 2014 года N8000197224-СИ, от 25 августа 2014 года N 8000202217-СИ, от 16 апреля 2014 годаN 8000187694-СИ, от 11 августа 2014 года N 8000204941-СИ, от 3 сентября 2014года N 8000208294-СИ, от 7 октября 2013 года N 8000166583-СИ, от 21 октября2013 года N 8000168235-СИ, от 1 августа 2014 года N 8000203579-СИ, от 12сентября 2014 года N 8000197709-СИ, от 22 июля 2014 года N 8000201993-СИ, от 29января 2016 года N 8000223794).

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110/10 кВ Энтузиастов с другими центрами питания.

Невыполнениемероприятия по строительству подстанции 110/10 кВ Кристалл приведет кнеобходимости ввода графиков аварийного ограничения режима потребления навеличину до 22 МВт.

Проектреализуется с учетом мероприятий по "цифровизации" электросетевогокомплекса;

9)строительство подстанции 110/10 кВ Семиреченская (вместо подстанции 110 кВКировская) с установкой силовых трансформаторов 2 x 40 МВА, с переводомнагрузки от подстанции 110/10 кВ Кировская, на которой установленытрансформаторы 2 x 25 МВА.

Порезультатам контрольных замеров в 2014 - 2018 годах при отключении одного изтрансформаторов подстанции 110/10 кВ Кировская нагрузка другого трансформатора превышалабы 105 процентов:

-в 2014 году в диапазоне 107 - 118 процентов (26,7 - 29,41 МВА) в течение 15часов непрерывно;

-в 2015 году в диапазоне 108 - 111 процентов (27 - 27,88 МВА) в течение 10 часовнепрерывно;

-в 2016 году в диапазоне 107 - 123 процентов (26,78 - 30,88 МВА) в течение 14часов непрерывно;

-в 2017 году в диапазоне 106 - 120 процентов (26,52 - 29,99 МВА) в течение 15часов непрерывно;

-в 2018 году в диапазоне 106 - 115 процентов (26,52 - 28,78 МВА) в течение 14часов непрерывно.

Указаннаявыше перегрузка трансформаторов превышает допустимую по ПТФ.

Сучетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение кэлектрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению, - 0,8МВт с учетом эффекта совмещения максимума нагрузок) при отключении одного изтрансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора может составить 127процентов. Мероприятие по строительству подстанции 110/10 кВ Семиреченская(вместо реконструкции подстанции 110/10 кВ Кировская) с установкой силовыхтрансформаторов 2 x 40 МВА включено в указанные технические условия натехнологическое присоединение (технические условия от 13 января 2016 года N8000246126, от 16 октября 2015 года N 8000254921).

Выполнениереконструкции подстанции 110 кВ Кировская с заменой силовых трансформаторов 2 x25 МВА на 2 x 40 МВА и основного электротехнического оборудования подстанции, атакже реализация мероприятий по приведению технического состояния строительныхконструкций подстанции в соответствие с требованиями законодательства, в томчисле по восстановлению целостности и несущей способности элементов здания(заключение о комплексном обследовании строительных конструкций зданийобщеподстанционного пункта управления, ЗРУ подстанции 110/10 кВ Кировская от 5сентября 2015 года, общество с ограниченной ответственностью"Арх-е"), требуют значительных капиталовложений (427 643 тыс. рублейс НДС) по сравнению со строительством новой подстанции (438 585 тыс. рублей сНДС).

Решениемпроблемы в рассматриваемом узле нагрузок является строительство новойподстанции 110/10 кВ Семиреченская.

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110/10 кВ Кировская с другими центрами питания.

Невыполнениемероприятия по строительству подстанции 110/10 кВ Семиреченская приведет кнеобходимости ввода графиков аварийного ограничения режима потребления навеличину до 4,9 МВт;

10)реконструкция подстанции 110/10 кВ Куйбышевская, которая предполагает заменусуществующих силовых трансформаторов 2 x 40 МВА на два трансформатора мощностьюпо 63 МВА каждый.

Мероприятиевыполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции впослеаварийном режиме.

Порезультатам зимнего контрольного замера за 2016 - 2018 годы при отключенииодного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора составилабы 106 процентов (42,4 МВА) в течение 5 часов непрерывно. Указанная перегрузкатрансформаторов превышает допустимую по ПТФ.

Сучетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение кэлектрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению, - 2,2МВт с учетом эффекта совмещения максимума нагрузок) может составить 114 процентов.Мероприятие по замене существующих силовых трансформаторов 2 x 40 МВА на дватрансформатора мощностью по 63 МВА каждый включено в указанные техническиеусловия на технологическое присоединение (технические условия от 1 февраля 2018года N 8000306522, от 12 августа 2016 года N 8000230809, от 26 декабря 2016года N 8000262413).

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110/10 кВ Куйбышевская с другими центрами питания.

Невыполнениемероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости вводаграфиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 2,5 МВт;

11)реконструкция подстанции 110/10 кВ Карбышево с заменой силовых трансформаторовмощностью 16 МВА на два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый.

Порезультатам зимнего контрольного замера за 2016 - 2018 годы при отключенииодного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора составилабы 105 процентов (16,8 МВА), что допустимо.

Мероприятиевыполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции впослеаварийном режиме, которая с учетом утвержденных технических условий натехнологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности,планируемой к присоединению, - 1,4 МВт с учетом эффекта совмещения максимуманагрузок) может составить 114 процентов.

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110/10 кВ Карбышево с другими центрами питания.

Мероприятиепо замене существующих силовых трансформаторов мощностью 16 МВА на дватрансформатора мощностью по 25 МВА каждый включено в указанные техническиеусловия на технологическое присоединение (технические условия от 26 декабря2016 года N 8000259878, от 26 декабря 2016 года N 8000249515, от 6 сентября2016 года N 8000263140).

Невыполнениемероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости вводаграфиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 1,6 МВт;

12)реконструкция подстанции 110/10 кВ Западная, которая предполагает заменусуществующих силовых трансформаторов 2 x 25 МВА на два трансформатора мощностьюпо 40 МВА каждый.

Мероприятиевыполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции впослеаварийном режиме, которая с учетом утвержденных технических условий натехнологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности,планируемой к присоединению, - 3,4 МВт с учетом эффекта совмещения максимуманагрузок) может составить 119 процентов.

Данноемероприятие включено в указанные технические условия на технологическоеприсоединение (технические условия от 25 апреля 2017 года N 8000307619).

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110/10 кВ Западная с другими центрами питания.

Невыполнениемероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости вводаграфиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 3,7 МВт;

13)реконструкция подстанции 110/10 кВ Амурская, которая предполагает заменусуществующих силовых трансформаторов 2 х 25 МВА на два трансформатора мощностьюпо 40 МВА каждый.

Порезультатам зимнего контрольного замера за 2016 - 2018 годы при отключенииодного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора составилабы 102 процента (25,5 МВА), что не превышает 105 процентов.

Мероприятиевыполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции впослеаварийном режиме, которая с учетом утвержденных технических условий натехнологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности,планируемой к присоединению, - 4 МВт с учетом эффекта совмещения максимуманагрузок) может составить 116 процентов.

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110/10 кВ Амурская с другими центрами питания.

Данноемероприятие включено в указанные технические условия на технологическоеприсоединение (технические условия от 12 марта 2014 года N 8000173482-С);

14)реконструкция подстанции 110 кВ Левобережная (2 x 40 МВА) с установкой третьегосилового трансформатора мощностью 40 МВА.

Порезультатам зимнего контрольного замера за 2014 - 2018 годы при отключенииодного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора составилабы 99 процентов (39,6 МВА), что не превышает 105 процентов.

Мероприятиевыполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции впослеаварийном режиме, которая с учетом утвержденных технических условий натехнологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности,планируемой к присоединению, - 3,2 МВт с учетом эффекта совмещения максимуманагрузок) может составить 109 процентов.

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110/10 кВ Левобережная с другими центрами питания.

Данноемероприятие включено в указанные технические условия на технологическоеприсоединение (технические условия от 14 сентября 2016 года N 8000273268, от 25августа 2016 года N 8000182451, от 29 марта 2017 года N 8000295560, от 26августа 2016 года N 8000262265);

15)реконструкция подстанции 110 кВ Северо-Западная (2 х 40 МВА) с установкойтретьего силового трансформатора мощностью 40 МВА.

Порезультатам зимнего контрольного замера за 2014 - 2018 годы при отключенииодного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора составилабы 91 процент (36,4 МВА), что не превышает 105 процентов.

Мероприятиевыполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции впослеаварийном режиме, которая с учетом утвержденных технических условий натехнологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности,планируемой к присоединению, - 4,5 МВт с учетом эффекта совмещения максимуманагрузок) может составить 116 процентов.

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110 кВ Северо-Западная с другими центрами питания.

Данноемероприятие включено в указанные технические условия на технологическоеприсоединение (технические условия от 25 августа 2016 года N 8000257837, от 25августа 2016 года N 8000259126, от 14 сентября 2016 года N 8000279469);

16)реконструкция подстанции 110 кВ Новая с заменой силовых трансформаторовмощностью 40 МВА на два трансформатора мощностью по 63 МВА каждый. Порезультатам зимнего контрольного замера за 2014 - 2017 годы при отключенииодного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора составилабы 84 процента (33,6 МВА), что не превышает 105 процентов.

Мероприятиевыполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции впослеаварийном режиме, которая с учетом утвержденных технических условий натехнологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности,планируемой к присоединению, - 8,6 МВт с учетом эффекта совмещения максимуманагрузок) может составить 108 процентов.

Альтернативноемероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВневозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающихподстанцию 110 кВ Новая с другими центрами питания.

Данноемероприятие включено в указанные технические условия на технологическоеприсоединение (технические условия от 5 сентября 2016 года N 8000261996, от 14сентября 2016 года N 8000273268);

17)строительство участка двухцепной линии электропередачи 110 кВ в обходтерритории производственного комплекса акционерного общества "Омскоемоторостроительное конструкторское бюро" (далее - АО "ОМКБ")длиной 0,9 км, с последующим выносом существующей линии электропередачи 110 кВОмская ТЭЦ-5 - Октябрьская I, II цепь (С-109, С-110) с территории АО"ОМКБ". Мероприятие по выносу с территории АО "ОМКБ"участка существующей линии электропередачи 110 кВ Омская ТЭЦ-5 - Октябрьская I,II цепь (С-109, С-110) выполняется для обеспечения возможности развитияпроизводственных площадей АО "ОМКБ" со строительством новогоиспытательного комплекса, способного обеспечить потребность в наращиванииобъемов выпуска продукции в рамках государственного оборонного заказаРоссийской Федерации.

Оценкаобъемов капитальных вложений в электросетевые объекты выполнена с учетомматериалов Схемы и программы развития ЕЭС России, а также данных инвесторов(исполнителей проектов).

4.1.2.Перечень планируемых в 2019 - 2023 годах

кстроительству и реконструкции линий электропередачи

иподстанций, класс напряжения которых равен или

превышает110 кВ

N п/п

Наименование мероприятия и исполнитель проекта

Сроки реализации проекта

Объем финансирования проекта, млн. рублей

Мероприятия, направленные на ликвидацию "узких мест" в энергосистеме Омской области

Реконструкция подстанции 110/35/10 кВ Сосновская с установкой секционного выключателя 110 кВ.

Исполнитель: филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2020 году (постановка под напряжение и ввод в эксплуатацию секционного выключателя 110 кВ - в 2019 году)

27,153

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Москаленки с увеличением пропускной способности трансформаторов тока.

Исполнитель:

ОАО "РЖД"

Завершение реализации проекта планируется в 2019 году

62,18

Реконструкция подстанции 110/35/10 кВ Тара с установкой управляемого шунтирующего реактора.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2020 году

194,198

Строительство ВЛ 110 кВ Екатеринославская - Полтавская.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

270,545

Реконструкция подстанции 110/35/10 кВ Большие Уки с установкой двух дизельных электростанций суммарной мощностью 2 x 2 МВА, подключенных к секциям шин 10 кВ.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

110,72

Реконструкция подстанции 110/35/10 кВ Новотроицкая с заменой трансформатора 10 МВА на трансформатор 25 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2021 году

126,573

Реконструкция подстанции 110/35/10 кВ Новотроицкая с заменой трансформатора 16 МВА на трансформатор 25 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

92,43

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Советская с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2021 году

86,626

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Куйбышевская с заменой трансформаторов 2 x 40 МВА на

2 x 63 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

317,269

Строительство подстанции 110/10 кВ Кристалл (2 x 25 МВА) с частичным переводом нагрузки с подстанции 110/10кВ "Энтузиастов"

(реализация проекта "Цифровая подстанция")

Исполнитель: филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

391,639

Строительство двух КЛ-110 кВ от линии электропередачи 110 кВ Омская ТЭЦ-4 - Омская ТЭЦ-3 до подстанции 110/10 кВ Кристалл.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

275,407

Строительство (реконструкция) подстанции 110/10 кВ Семиреченская 2 x 40 МВА (с переводом нагрузки от подстанции 110/10 кВ Кировская).

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

438,585

Строительство участка двухцепной линии электропередачи 110 кВ в обход территории производственного комплекса АО "ОМКБ" с последующим выносом существующей линии электропередачи 110 кВ Омская ТЭЦ-5 - Октябрьская I, II цепь (С-109, С-110) с территории АО "ОМКБ"

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2023 году

25,227

Мероприятия, необходимые для осуществления технологического присоединения

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Карбышево с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

134,359

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Западная с заменой трансформаторов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

188,124

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Амурская с заменой трансформаторов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2022 году

116,596

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Левобережная с установкой третьего трансформатора 1 x 40 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

202,172

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Северо-Западная с установкой третьего трансформатора 1 x 40 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

202,172

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Новая с заменой трансформаторов

2 x 40 МВА на 2 x 63 МВА.

Исполнитель:

филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Завершение реализации проекта планируется в 2025 году

317,27

4.2.Существующие и планируемые к строительству и выводу

изэксплуатации электрические станции, установленная

мощностькоторых превышает 5 МВт

Установленнаямощность электрических станций энергетической системы Омской области на 1января 2019 года составляет 1601,2 МВт.

Надолю ТЭЦ, расположенных в городе Омске, приходится 97,8 процента установленноймощности электрических станций энергетической системы Омской области (1565,2МВт).

Оставшиеся2,2 процента установленной мощности (36 МВт) электрических станцийэнергетической системы Омской области составляют генерирующие мощности(блок-станции) промышленных предприятий: общества с ограниченной ответственностью"Омсктехуглерод" (далее - ООО "Омсктехуглерод"), ООО"Теплогенерирующий комплекс", АО "Омскшина".

ОмскиеТЭЦ входят в состав АО "ТГК-11".

АО"ТГК-11" создано в 2005 году в ходе реформирования энергетическойсистемы Российской Федерации (с организационно-правовой формой открытогоакционерного общества).

5ноября 2014 года в Единый государственный реестр юридических лиц внесена записьоб изменении наименования ОАО "ТГК-11" - на АО "ТГК-11".

В2007 году на основании решения Совета директоров АО "ТГК-11" былсоздан Омский филиал АО "ТГК-11".

Поитогам проведения годового общего собрания акционеров, состоявшегося 14 мая2010 года, АО "ТГК-11" вошло в группу компаний ПАО "ИнтерРАО". АО "ТГК-11" является дочерним обществом ПАО "ИнтерРАО", которому в настоящее время принадлежат 100 процентов акций АО"ТГК-11".

Всоответствии со Стратегией развития теплового бизнеса, обеспечения надежности ибезопасности ПАО "Интер РАО", утвержденной Правлением ПАО "ИнтерРАО" 18 марта 2015 года, проведена реорганизация АО "ТГК-11",целью которой являлось выделение из имущественного комплекса компаниитеплосетевых, теплосбытовых и теплогенерирующих (включая котельные) активов присохранении контроля АО "ТГК-11" над обособленными активами.

Врамках реорганизации АО "ТГК-11" 20 декабря 2013 года общим собраниемакционеров компании принято решение о выделении АО "ОмскРТС" иоткрытого акционерного общества "ТомскРТС" (далее - ОАО"ТомскРТС").

1апреля 2014 года Межрайонной инспекцией Федеральной налоговой службы N 12 поОмской области в Единый государственный реестр юридических лиц внесена запись осоздании следующих юридических лиц путем реорганизации в форме выделения: АО"ОмскРТС" и АО "ТомскРТС".

1декабря 2014 года внеочередным общим собранием акционеров АО "ТГК-11"принято решение о дальнейшей реорганизации компании в форме выделения АО"Томская генерация".

С1 апреля 2015 года упразднены филиалы (Омский и Томский) АО "ТГК-11".Главный офис компании перенесен из города Новосибирска в город Омск.

Всостав АО "ТГК-11" с 1 апреля 2015 года вошли следующие генерирующиеисточники - действующие омские ТЭЦ:

1)Омская ТЭЦ-3 - основное топливо - природный газ (в качестве растопочного ирезервного топлива используется мазут). Введена в эксплуатацию в 1954 году,установленная мощность - 445,2 МВт/1006,24 Гкал/час;

2)Омская ТЭЦ-4 - основное топливо - экибастузский каменный уголь (в качестветоплива используются также природный газ, растопочное топливо - мазут). Введенав эксплуатацию в 1965 году, установленная мощность - 385 МВт/900 Гкал/час;

3)Омская ТЭЦ-5 - основное топливо - экибастузский каменный уголь (в качестверастопочного топлива используется мазут). Введена в эксплуатацию в 1980 году,установленная мощность - 735 МВт/1763 Гкал/час.

Установленнаямощность омских ТЭЦ АО "ТГК-11" составила 1565,2 МВт/3669,24Гкал/час.

Всостав АО "ОмскРТС" с 1 апреля 2015 года вошли:

1)Омская ТЭЦ-2 - работает в режиме котельной, основное топливо - природный газ (вкачестве топлива используется также кузнецкий уголь, мазут). Введена вэксплуатацию в 1941 году, установленная мощность - 378 Гкал/час;

2)кировская районная котельная (далее - КРК) - основное топливо - природный газ(в качестве топлива используется также мазут). Ввод в эксплуатацию первогоагрегата состоялся в 1969 году, установленная мощность 585 Гкал/час.

Установленнаятепловая мощность омских ТЭЦ АО "ОмскРТС" составила 963 Гкал/час.Общая установленная мощность омских ТЭЦ АО "ТГК-11" и АО"ОмскРТС" составляет 1565,2 МВт/4632,24 Гкал/час.

В2009 году на Омской ТЭЦ-3 выведен из эксплуатации турбоагрегат Р-25-90/18, ст.N 3 мощностью 25 МВт. Установленная мощность Омской ТЭЦ-3 снизилась с 375 МВтдо 350 МВт, а после реконструкции турбоагрегата ст. N 11 в 2010 году итурбоагрегата ст. N 9 в 2011 году (с увеличением мощности по 10 МВт на каждомтурбоагрегате) увеличилась до 370 МВт.

В2013 году на Омской ТЭЦ-3 введена в эксплуатацию парогазовая установка (ПГУ) сустановленной мощностью 85,2 МВт, реконструирован турбоагрегат ст. N 12,установленная мощность которого увеличена до 60 МВт. При этом в 2013 году(после завершения строительства ПГУ) выведены из эксплуатации два турбоагрегатаОмской ТЭЦ-3 общей мощностью 75 МВт - турбоагрегат ВПТ-50-3 (ст. N 10) иПТ-25-90/10М (ст. N 6). Установленная мощность Омской ТЭЦ-3 по состоянию на 1января 2014 года составила 390,2 МВт.

В2014 году завершена реконструкция турбоагрегата ст. N 13 (Р-50-130-1) ОмскойТЭЦ-3 с увеличением установленной мощности до 60 МВт (на 10 МВт). Установленнаямощность Омской ТЭЦ-3 по состоянию на 1 января 2016 года составила 400,2 МВт.

В2016 году на Омской ТЭЦ-3 завершено строительство турбины мощностью 120 МВт,которая заменила демонтированный агрегат ст. N 10.

Сучетом ввода новой мощности на Омской ТЭЦ-3 АО "ТГК-11" осуществленвывод из эксплуатации трех турбоагрегатов общей мощностью 75 МВт -турбоагрегатов Р-25-90/18 (ст. N 4), ПТ-25-90/10М (ст. N 7) и Р-25-90/18 (ст. N8). Установленная мощность Омской ТЭЦ-3 по состоянию на 1 января 2017 года поэлектрической энергии составила 445,2 МВт, при этом тепловая мощность станции снизиласьдо 1006,24 Гкал/час (на 164,76 Гкал/час).

Приреконструкции Омской ТЭЦ-3 в 2010 - 2011 годах проведен демонтаж трехкотлоагрегатов ст. N 1 - 3. Электрогенерирующее оборудование первой очередиОмской ТЭЦ-3 (турбоагрегаты ст. N 4 - 9), установленное в период с 1956 по 1958год на параметры острого пара 90 атмосфер, достигло паркового ресурса.Турбоагрегат первой очереди ст. N 9 по заключению соответствующей организацииполучил продление индивидуального ресурса, который истекает в 2022 году.

Турбоагрегатывторой очереди Омской ТЭЦ-3 (турбоагрегаты ст. N 11 - 13), установленные впериод с 1962 по 1964 год, также достигли паркового ресурса, но по заключениямсоответствующих организаций их индивидуальный ресурс продлен до 2025 - 2040годов.

В2017 году на Омской ТЭЦ-3 выведены из эксплуатации два котлоагрегата маркиТП-230 ст. N 5 и ст. N 6, в феврале 2018 года выведен из эксплуатациикотлоагрегат марки ТП-230 ст. N 7, тепловая мощность станции осталась безизменений.

В2010 году на Омской ТЭЦ-2 выведен из эксплуатации котлоагрегат ст. N 1мощностью 38,7 Гкал/час. Установленная мощность Омской ТЭЦ-2 снизилась с 416,7Гкал/час до 378 Гкал/час.

НаОмской ТЭЦ-4 парковый ресурс отработали турбоагрегаты ст. N 4, 6, 7, 9.Индивидуальный ресурс турбоагрегата ст. N 4 истекает в 2023 году, ст. N 6 - в2022 году, ст. N 7 - в 2020 году, ст. N 9 - в 2019 году.

В2011 году на Омской ТЭЦ-4 выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. N 8(Р-100-130), находившийся ранее на консервации в связи со снижением потребленияпара промышленными потребителями. Демонтаж указанного турбоагрегата АО"ТГК-11" не планируется. Вместе с тем мощность агрегата при подсчетеобщей установленной электрической мощности станции не учитывается с 1 ноября2011 года. Аналогичная ситуация на Омской ТЭЦ-4 сложилась с котлоагрегатом ст.N 6 (БКЗ-320-140), в связи с чем общая тепловая мощность станции также снижена.

В2015 году на Омской ТЭЦ-4 выведены из эксплуатации турбоагрегат Р-50-130/13 ст.N 5, а также котлоагрегаты БКЗ-320-140 ст. N 5 и БКЗ-420-140 ст. N 10. Мощностьстанции снизилась с 435 МВт до 385 МВт по электрической энергии, с 1095Гкал/час до 900 Гкал/час - по тепловой энергии.

ТурбоагрегатыОмской ТЭЦ-5 (ст. N 1 - 5) имеют парковый ресурс до 2019 - 2021 годов.

В2014 году на Омской ТЭЦ-5 выполнено техническое перевооружение (реконструкция)турбоагрегата ПТ-80/100-130/13 ст. N 1 с увеличением установленной мощности до100 МВт (на 20 МВт). Маркировка турбоагрегата ст. N 1 изменена наПТ-98/108-12,8/1,28.

В2015 году на Омской ТЭЦ-5 выполнено техническое перевооружение (реконструкция)турбоагрегата ПТ-80/100-130/13 ст. N 2 с увеличением установленной мощности до100 МВт (на 20 МВт). Маркировка турбоагрегата ст. N 2 изменена наПТ-98/110-130/13-1М.

МощностьОмской ТЭЦ-5 увеличилась с 695 МВт до 735 МВт по электрической энергии, с 1735Гкал/час до 1763 Гкал/ час - по тепловой энергии.

В2018 году вводов в эксплуатацию котельного и генерирующего оборудования наомских ТЭЦ и КРК не осуществлялось.

Составоборудования омских ТЭЦ АО "ТГК-11" приведен в приложении N 9 кПрограмме.

4.2.1.Структура установленной мощности омских ТЭЦ

АО"ТГК-11" и АО "ОмскРТС"

N п/п

Наименование ТЭЦ

Электрическая мощность

Тепловая мощность

МВт

В процентах от общего объема

Гкал/час

В процентах от общего объема

АО "ТГК-11"

Омская ТЭЦ-3

445,2

28,4

1006,24

21,7

Омская ТЭЦ-4

385

24,6

900

19,4

Омская ТЭЦ-5

735

47,0

1763

38,1

Итого по АО "ТГК-11"

1565,2

100,0

3669,24

79,2

АО "ОмскРТС"

Омская ТЭЦ-2

378

8,2

КРК

585

12,6

Итого по АО "ОмскРТС"

963

20,8

ВСЕГО

1565,2

100,0

4632,24

100,0

4.2.2.Вывод из эксплуатации мощностей, вырабатывающих

электрическуюэнергию, на существующих омских ТЭЦ

в 1984- 2018 годах

Тип и ст. N агрегата

Установленная мощность, МВт

Год вывода из эксплуатации

Омская ТЭЦ-1

Итого по станции

1986

Омская ТЭЦ-2

Р-4-13/1,2, ст. N 1

1984

ПТ-12-39, ст. N 2

1986

ПТ-25-39, ст. N 3

1992

Сименс-шукерт, ст. N 4

1988

Итого по станции

Омская ТЭЦ-3

Р-10-15/1,2, ст. N 5

1995

ПТ-25-90-10М, ст. N 1

2004

ПТ-25-90-10М, ст. N 2

2006

Р-25-90/18, ст. N 3

2009

ПТ-25-90/10М, ст. N 6

2013

ВПТ-50-3, ст. N 10

2013

Р-25-90/18, ст. N 4

2016

ПТ-25-90/10М, ст. N 7

2016

Р-25-90/18, ст. N 8

2016

Итого по станции

235

Омская ТЭЦ-4

ПТ-50-130, ст. N 1

1989

ПТ-50-130, ст. N 2

1991

ПТ-50-130, ст. N 3

1993

Р-100-130, ст. N 8

100

2011

Р-50-130/13, ст. N 5

2015

Итого по станции

300

Блок-станциипромышленных предприятий представлены тремя электростанциями, подключенными напараллельную работу к энергетической системе Омской области:

1)теплоэлектростанция ООО "Омсктехуглерод":

-установленная электрическая мощность - 18 МВт;

-установленная тепловая мощность - 38,4 Гкал/час;

2)теплоэлектростанция АО "Омскшина" установленной электрическоймощностью 12 МВт;

3)теплоэлектростанция ООО "Теплогенерирующий комплекс":

-установленная электрическая мощность - 6 МВт;

-установленная тепловая мощность - 5,9 Гкал/час.

4.2.3.Состав оборудования существующих электростанций

(блок-станций)промышленных предприятий

N п/п

Наименование и тип агрегата

Количество единиц оборудования (шт.)

Установленная мощность (МВт)

Вид топлива

ООО "Омсктехуглерод"

Паровая турбина РП-6-1,2/0,5

6 МВт

Технологический газ, получаемый в процессе производства техуглерода

Турбогенератор Т-6-2УЗ

6 МВт

АО "Омскшина"

Паровая турбина Р-6-3,4/1,0М-1

6 МВт

Газ

Турбогенератор Т-6-2УЗ

6 МВт

Газ

ООО "Теплогенерирующий комплекс"

Газопоршневой агрегат корпорации G3520Е

2 МВт

Газ

Вчасти реконструкции объектов генерации энергетической системы Омской области АО"ТГК-11" планирует выполнить техническое перевооружение турбоагрегатаст. N 7 на Омской ТЭЦ-4 без увеличения мощности со сроком ввода в 2021 году.Основанием для выполнения проекта является заключение открытого акционерногообщества "Всероссийский дважды ордена Трудового Красного знаменитеплотехнический научно-исследовательский институт" (город Москва) потехническому состоянию турбины (от 31.10.2016 N 04/33). Решение о реконструкциибез изменения мощности либо об увеличении мощности турбоагрегата ст. N 7 наОмской ТЭЦ-4 будет принято после разработки документации по титулу "Схемавыдачи мощности Омской ТЭЦ-4 с учетом реконструкции ТГ-7".

Ростгенерирующих мощностей блок-станций промышленных предприятий в перспективеможет быть осуществлен за счет ввода в промышленную эксплуатациютеплоэлектростанции мощностью 36 МВт в ПАО "Омский каучук", однакосроки проведения указанного мероприятия не определены, в связи с чем объект невключается в перечень планируемых к строительству и реконструкции электрическихстанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

Однимиз перспективных проектов по созданию генерирующих объектов в Омской областиявляется строительство акционерным обществом "Группа компаний "Титан"(далее - АО "ГК "Титан") парогазовой установки мощностью 125 МВтдля покрытия существующей потребности в мощности ПАО "Омский каучук"и собственной перспективной нагрузки АО "ГК "Титан" (договор натехнологическое присоединение от 7 апреля 2015 года N 09/03ТП). В настоящеевремя ведется проектирование энергообъекта. В связи с тем что мероприятие невключено в Схему и программу развития ЕЭС России, объект не включается вперечень планируемых к строительству и реконструкции электрических станций,установленная мощность которых превышает 5 МВт.

Оценкаобъемов капитальных вложений в энергогенерирующие объекты приведена по данныминвесторов (исполнителей проектов).

4.2.4.Перечень планируемых в 2019 - 2023 годах

кстроительству и реконструкции электрических станций,

установленнаямощность которых превышает 5 МВт

Наименование мероприятия

Ввод мощности, МВт

Сроки реализации перспективного проекта

Объем финансирования проекта, млн. рублей с НДС

Реконструкция и модернизация действующих ТЭЦ (Исполнитель: АО "ТГК-11")

Омская ТЭЦ-4

Техническое перевооружение турбоагрегата ст. N 7 типа Т-100/120-130-2

Реализация проекта планируется в 2019 - 2021 годах

734,5

Всего увеличение установленной мощности энергетической системы Омской области до 2023 года

4.3.Сводные данные по развитию электрической сети, класс

напряжениякоторой ниже 110 кВ

Основуэлектросетевого комплекса Омской области напряжением ниже 110 кВ составляютлинии электропередачи и подстанции филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Омскэнерго" и АО "Омскэлектро".

ФилиалПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" обслуживает на территориигорода Омска и в муниципальных районах Омской области:

1)37064,89 км линий электропередачи напряжением 0,4 кВ, 6 кВ, 10 кВ, 35 кВ;

2)190 подстанций напряжением 35 кВ с общей мощностью трансформаторов 955,76 МВА;

3)10038 трансформаторных подстанций напряжением 6 - 10(35)/0,4 кВ с общеймощностью трансформаторов 2179,607 МВА.

Муниципальноепроизводственно-эксплуатационное предприятие "Омскэлектро" (далее -МПЭП "Омскэлектро") создано в 1993 году.

С2002 года МПЭП "Омскэлектро" было преобразовано в муниципальноеунитарное производственно-эксплуатационное предприятие "Омскэлектро",а с 2011 года функционировало в виде муниципальногопроизводственно-эксплуатационного предприятия города Омска"Омскэлектро" (далее - МПЭП города Омска "Омскэлектро").

МПЭПгорода Омска "Омскэлектро" преобразовано в ОАО"Омскэлектро" с 29 марта 2013 года на основании решения Омскогогородского Совета от 24 октября 2012 года N 67 "О преобразованиимуниципального производственно-эксплуатационного предприятия города Омска"Омскэлектро" в открытое акционерное общество" и распоряженияАдминистрации города Омска от 27 декабря 2012 года N 452-р "Об условияхприватизации Муниципального производственно-эксплуатационного предприятиягорода Омска "Омскэлектро".

Всоответствии с гражданским законодательством ОАО "Омскэлектро" с 27марта 2015 года переименовано в АО "Омскэлектро".

АО"Омскэлектро" обслуживает более 60 процентов электрических сетей натерритории города Омска напряжением 0,4 - 10 кВ (с учетом бесхозяйных объектовнедвижимого имущества электросетевого комплекса), а также линии электропередачи110 кВ, в том числе:

1)кабельные линии электропередачи напряжением 110 кВ - 13,88 км;

2)кабельные линии электропередачи напряжением 6 - 10 кВ - 2067,17 км;

3)кабельные линии электропередачи напряжением 0,4 кВ - 1652,11 км;

4)воздушные линии электропередачи напряжением 6 - 10 кВ - 335,23 км;

5)воздушные линии электропередачи напряжением 0,4 кВ - 1365,79 км;

6)кабельные и воздушные линии электропередачи наружного освещения напряжением 0,4кВ - 988,9 км;

7)трансформаторные подстанции и распределительные пункты - 1613 шт.

Оценкаобъемов капитальных вложений в электросетевые объекты приведена по данныминвесторов (исполнителей проектов).

4.3.1.Сводные данные по развитию в Омской области

в 2019- 2023 годах электрической сети, класс напряжения

которойниже 110 кВ

Наименование мероприятия

Объемные показатели

Объем финансирования проекта, млн. рублей с НДС

Исполнитель: филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго"

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Октябрьская с реконструкцией ЗРУ 10 кВ с заменой 5 масляных выключателей на вакуумные

5 шт.

11,786

Строительство трансформаторных подстанций (0,4 - 10 кВ)

27 МВА

143,0

Реконструкция подстанций 35 кВ с увеличением трансформаторной мощности (Омская (замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА (проект "Цифровая подстанция")), Красноярская (замена трансформаторов 2 x 5,6 МВА на 2 x 10 МВА))

2 шт./40 МВА

192,5

Строительство кабельных линий (0,4, 10, 35 кВ)

10 км

81,5

Строительство воздушных линий (0,4, 10, 35 кВ)

493,6 км

962,5

Реконструкция воздушных линий 0,4 кВ, 10 кВ, в том числе с заменой голого провода на самонесущий изолированный провод

789,9 км

612,2

Реконструкция трансформаторных подстанций и распределительных пунктов 6 - 10 кВ

1,25 МВА

6,5

Городской РЭС производственного отделения "Западные электрические сети", распределительная сеть от подстанции 35/10 кВ Омская (проект "Цифровой РЭС")

Реконструкция распределительных сетей от подстанции 35/10 кВ Омская Городского РЭС производственного отделения "Западные электрические сети" (с применением телеуправляемых разъединителей и выключателей нагрузки, организацией каналов связи и других элементов повышения наблюдаемости электрических сетей)

10 шт.

4,84

Реконструкция воздушных линий 6 - 10 кВ с установкой реклоузеров в Омской области (фидеры Ом-1, Ом-2, Ом-3, Ом-5, Ом-6)

10 шт.

14,78

Модернизация оперативного программно-технического комплекса для обеспечения технологического и ситуационного управления

111,84

Модернизация систем учета розничного рынка электроэнергии (0,4 кВ и ниже)

23 точки учета

0,4584

Модернизация распределительного устройства 10 кВ подстанции 110/10 кВ Карбышево с заменой выключателя 10 кВ и устройств релейной защиты и автоматики

1 шт.

2,014

Модернизация воздушной линии 10 кВ фидер Кб-2313 с установкой реклоузера

1 шт.

1,684

Исполнитель: АО "Омскэлектро"

Реконструкция воздушных линий 0,4 кВ

21,84 км

19,37

Замена масляных выключателей на вакуумные выключатели в распределительных пунктах и трансформаторных подстанциях

41 шт.

9,08

Реконструкция трансформаторных подстанций и распределительных пунктов

2 шт.

14,94

Строительство кабельных линий 10 кВ (взамен существующих)

16,34 км

62,46

Строительство блочных распределительных трансформаторных пунктов (2БРТП-630-10/0,4 кВ) (взамен существующих)

2,52 МВА

28,58

Строительство сетей электроснабжения, в том числе взамен существующих

4 МВА/8 км

46,20

Внедрение автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии на территории города Омска

78 лицевых счетов

1,95

Исполнитель: АО "Электротехнический комплекс"

Реконструкция подстанции 110/10/6 кВ Кислородная в части распределительного устройства 6 кВ (замена оборудования в ячейках)

106,0

4.4.Оценка плановых значений показателя надежности

оказываемыхуслуг в отношении территориальных электросетевых

организаций

ПостановлениемПравительства Омской области от 2 ноября 2011 года N 212-п "Об утвержденииПоложения о Региональной энергетической комиссии Омской области"определено, что уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг) дляэлектросетевых организаций в соответствии с законодательством устанавливаетсяРегиональной энергетической комиссией Омской области.

Основойдля установления показателей уровня надежности оказываемых услуг в отношениитерриториальных электросетевых организаций являются положения, закрепленныепостановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 года N1220 "Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифовпоказателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемыхуслуг", а также приказом Министерства энергетики Российской Федерации от29 ноября 2016 года N 1256 "Об утверждении Методических указаний порасчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услугдля организации по управлению единой национальной (общероссийской)электрической сетью и территориальных сетевых организаций".

ВПрограмме приводится оценка плановых значений показателя уровня надежностиоказываемых услуг для крупнейших территориальных электросетевых организаций -филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" и АО"Омскэлектро":

1)филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго".

ПриказомРегиональной энергетической комиссии Омской области от 26 декабря 2017 года N613/82 "Об установлении плановых показателей уровня надежности и качествауслуг, оказываемых территориальными сетевыми организациями на территории Омскойобласти в пределах долгосрочных периодов регулирования на 2018 - 2020 годы и 2018- 2022 годы" установлены следующие показатели уровня надежностиоказываемых услуг:

Наименование показателя

Значение показателя (по годам)

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки

0,6195

0,6102

0,601

0,592

0,5831

Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки

0,4411

0,4345

0,428

0,4216

0,4153

2)АО "Омскэлектро".

ПриказомРегиональной энергетической комиссии Омской области от 24 декабря 2014 года N655/77 "Об установлении плановых показателей уровня надежности и качествауслуг, оказываемых территориальными сетевыми организациями на территории Омскойобласти в пределах долгосрочных периодов регулирования на 2015 - 2019 годы и2015 - 2017 годы" установлены следующие показатели уровня надежностиоказываемых услуг:

Наименование показателя

Значение показателя (по годам)

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Плановый показатель уровня надежности оказываемых услуг

0,0238

0,0235

0,0231

0,0228

0,0224

4.5.Существующие и планируемые к строительству и выводу

изэксплуатации генерирующие объекты, функционирующие

наоснове использования возобновляемых источников энергии

Всоответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России объекты генерации свысокой вероятностью реализации в период с 2019 года по 2023 год отсутствуют, всвязи с чем Перечень планируемых в 2019 - 2023 годах к строительствугенерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемыхисточников энергии, не приводится.

Вместес тем между Правительством Омской области, обществом с ограниченнойответственностью "Хевел" и обществом с ограниченной ответственностью"Авелар Солар Технолоджи" (далее - ООО "Авелар СоларТехнолоджи") подписано соглашение от 25 февраля 2014 года N 10-С осотрудничестве в вопросах перспективного развития солнечной электроэнергетики(далее - Соглашение).

Врамках Соглашения планируется строительство обществом с ограниченнойответственностью "Грин Энерджи Рус" (далее - ООО "Грин ЭнерджиРус"), управляющей компанией которого является ООО "Авелар СоларТехнолоджи", объектов солнечной генерации на территории Русско-Полянского,Нововаршавского, Одесского и Павлоградского муниципальных районов Омскойобласти.

Развитиесолнечной электроэнергетики планируется в рамках реализации постановленияПравительства Российской Федерации от 28 мая 2013 года N 449 "О механизместимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынкеэлектрической энергии и мощности".

Всоответствии с обращением ООО "Авелар Солар Технолоджи" от 27 февраля2019 года N 0525/01/исх-19 с целью соблюдения порядка квалификации генерирующихобъектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источниковэнергии, установленного постановлением Правительства Российской Федерации от 3июня 2008 года N 426 "О квалификации генерирующего объекта,функционирующего на основе использования возобновляемых источниковэнергии", в перечень дополнительных предложений по строительству генерирующихобъектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источниковэнергии, включены мероприятия по строительству солнечной электростанции вНововаршавском муниципальном районе Омской области. Данный объект генерацииприводится справочно в таблице 4.5.1, в балансах производства и потребленияэлектроэнергии и мощности (разделы 5.2.1 и 5.2.3 Программы) не учитывается.Параметры реализации проектов по созданию объектов солнечной генерации натерритории Русско-Полянского, Одесского и Павлоградского муниципальных районовОмской области находятся в разработке.

4.5.1.Перечень дополнительных предложений по строительству

в 2019- 2023 годах генерирующих объектов, функционирующих

наоснове использования возобновляемых источников энергии

Наименование мероприятия

Ввод мощности, МВт

Сроки реализации перспективного проекта

Исполнитель: ООО "Грин Энерджи Рус"

Строительство солнечной электростанции в Нововаршавском муниципальном районе Омской области мощностью 30 МВт (первый этап, код группы точек поставки (далее - ГТП) - GVIE0671)

Завершение реализации проекта планируется в 2020 году

Строительство солнечной электростанции в Нововаршавском муниципальном районе Омской области мощностью 30 МВт (второй этап, код ГТП - GVIE0682)

Завершение реализации проекта планируется в 2020 году

Всего увеличение установленной мощности энергетической системы Омской области до 2023 года

ВОмской области запланировано также развитие малой (распределенной) энергетики.Конкретные проекты по мере их проработки будут включаться в Программу.

5.Объемы производства и потребления электрической энергии

имощности в Омской области

5.1.Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность

вОмской области

Прогнозспроса на электрическую энергию и мощность на территории Омской области в 2019- 2023 годах сформирован с учетом положений Схемы и программы развития ЕЭСРоссии, а также анализа отчетной динамики и структуры потребления электрическойэнергии в Омской области в 2014 - 2018 годах, динамики изменения максимуманагрузки в энергетической системе Омской области и реализации крупныхинвестиционных проектов по созданию новых промышленных производств, объектовинфраструктуры.

В2000 - 2008 годах в Омской области прослеживался устойчивый рост спроса наэлектрическую энергию. Среднегодовой темп роста потребления электрическойэнергии составлял около 1,6 процента.

В2009 году в связи с кризисными явлениями в экономике объем электропотребленияснизился на 3,5 процента к уровню 2008 года и составил 10184 млн. кВт.ч.

В2010 году объем электропотребления вновь начал расти и составил 10392 млн.кВт.ч (102 процента к уровню 2009 года).

Ростэлектропотребления продолжался в 2011 - 2012 годах: в 2011 году - 101 процент куровню 2010 года, в 2012 году - 104 процента к уровню 2011 года. В 2013 годупроизошло незначительное снижение объема электропотребления, который составил10888,1 млн. кВт.ч (99,9 процента к уровню 2012 года - 10902,4 млн. кВт.ч).

В2014 году объем электропотребления в Омской области составил 10992,5 млн. кВт.ч(рост к уровню 2013 года на 1 процент).

В2015 году объем электропотребления в Омской области составил 10880,8 млн. кВт.ч(снижение к уровню 2014 года на 1 процент).

В2016 году продолжилось снижение объема электропотребления в Омской области,который составил 10862,4 млн. кВт.ч (снижение к уровню 2015 года на 0,2процента).

В2017 году сохранилась тенденция снижения общего уровня электропотребления вОмской области, который составил 10806,9 млн. кВт.ч (снижение к уровню 2016года на 0,5 процента).

В2018 году объем электропотребления в Омской области увеличился и составил11015,0 млн. кВт.ч (рост к уровню 2017 года на 1,9 процента).

Вструктуре потребления электрической энергии на территории Омской областитрадиционно высокую долю занимает промышленность - в 2014 - 2018 годах - до42,5 процента.

Приэтом в структуре промышленного производства наибольшая доля относится кобрабатывающим отраслям промышленности (нефтехимической, машиностроительной) -до 28,4 процента от общего объема электропотребления в Омской области.

Основными(крупными) потребителями, составляющими не менее 1 процента от общего объемаэлектропотребления в Омской области, традиционно являются АО"Газпромнефть-ОНПЗ", ОАО "РЖД", ПАО "Омскийкаучук", АО "Омскшина", ОАО "ОмскВодоканал".

5.1.1.Перечень основных (крупных) потребителей

электрическойэнергии

млн. кВт.ч

Наименование потребителя

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

АО "Газпромнефть-ОНПЗ"

1518,5

1483,6

1531,6

1501,5

1527,1

ОАО "РЖД"

975,6

920,3

1125,1

1051,9

1116,0

ПАО "Омский каучук"

298,2

327,2

302,9

312,9

305,3

АО "Омскшина"

160,3

151,0

149,5

161,7

163,2

ОАО "ОмскВодоканал"

146,8

140,2

189,45

127,0

125,5

АО "Омский завод транспортного машиностроения"

101

112,1

130,5

97,7

94,5

Филиал АО "ОДК" "ОМО им. П.И. Баранова"

48,1

35,6

55,9

55,2

51,7

"ПО "Полет" - филиал АО "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева"

49,3

42,6

37,9

32,7

41,4

Общество с ограниченной ответственностью "ИКЕА МОС (Торговля и Недвижимость)"

40,8

41,1

39,9

38,4

35,0

АО "ОмПО "Иртыш"

19,7

17,2

17,1

18,2

16,7

5.1.2.Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность

вОмской области в 2019 - 2023 годах

Наименование показателя

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

Потребление электрической энергии в энергетической системе Омской области, млн. кВт.ч

11058

11142

11187

11270

11330

Максимум потребления электрической энергии в энергетической системе Омской области, МВт

1830

1839

1851

1864

1874

5.1.3.Структура потребления электрической энергии в Омской

областив 2014 - 2018 годах по видам экономической

деятельности

Наименование показателя

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

млн. кВт.ч

процент от общего объема потребленной электрической энергии

млн. кВт.ч

процент от общего объема потребленной электрической энергии

млн. кВт.ч

процент от общего объема потребленной электрической энергии

млн. кВт.ч

процент от общего объема потребленной электрической энергии

млн. кВт.ч

процент от общего объема потребленной электрической энергии

Сельское хозяйство

327

3,0

326,4

3,0

305,7

2,8

216,1

2,0

275,4

2,5

Промышленность, в том числе

4616,5

42,1

4624,3

42,5

4516,5

41,6

4203,9

38,9

4472,1

40,6

1) обрабатывающие производства

3080,5

28,1

3090,1

28,4

2986,7

27,5

2647,7

24,5

2908,0

26,4

2) производство и распределение электроэнергии, газа и воды

1536

14,0

1534,2

14,1

1529,8

14,1

1556,2

14,4

1564,1

14,2

Добыча полезных ископаемых

0,8

82,2

0,8

75,7

0,7

88,1

0,8

Строительство

153

1,4

130,6

1,2

108,0

1,0

64,8

0,6

88,1

0,8

Транспорт и связь

1255

11,4

1207,8

11,1

1190,9

10,9

1296,8

12,0

1266,7

11,5

Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг

0,8

141,5

1,3

131,4

1,2

345,8

3,2

220,3

2,0

Потреблено населением

1694

15,4

1675,6

15,4

1700,2

15,6

1685,9

15,6

1729,4

15,7

Прочие виды экономической деятельности

1587

14,4

1599,5

14,7

1733,7

16,0

1750,7

16,2

1762,4

16,0

Потери в электрических сетях

1180

10,7

1088,1

10,0

1093,8

10,1

1167,2

10,8

1112,5

10,1

Потреблено электрической энергии, всего

10992,5

100,0

10880,8

100,0

10862,4

100,0

10806,9

100,0

11015,0

100,0

5.2.Перспективный баланс производства и потребления

электрическойэнергии и мощности в Омской области

Перспективныйбаланс производства и потребления электрической энергии и мощности в Омскойобласти на 2019 - 2023 годы сформирован на основе анализа баланса и структурывыработки электрической энергии в 2014 - 2018 годах, без учета реализациимероприятий по вводу генерирующих мощностей в энергетической системе Омскойобласти (в связи с отсутствием в Схеме и программе развития ЕЭС Россиипланируемых к строительству генерирующих объектов с высокой вероятностьюреализации, функционирующих на основе использования возобновляемых источниковэнергии).

В2014 - 2018 годах доля электрической энергии, вырабатываемой омскими ТЭЦ АО"ТГК-11" и блок-станциями промышленных предприятий, в общем балансеэлектрической энергии в энергетической системе Омской области составляла от 60до 66 процентов.

Прогнозныйбаланс мощности энергетической системы Омской области в период с 2019 года по2023 год является дефицитным (значения максимального потребления мощности(зима) в энергетической системе Омской области превышает значение располагаемоймощности электростанций Омской области).

5.2.1.Баланс производства и потребления электрической

энергиив Омской области

Наименование показателя

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

Потребление электрической энергии в энергетической системе Омской области, всего, млн. кВт.ч

10992,5

10880,8

10862,4

10806,9

11015

11058

11142

11187

11270

11330

Выработка электрической энергии омскими ТЭЦ, блок-станциями промышленных предприятий, всего, млн. кВт.ч

7061,1

7194,6

6876,4

6956,5

6625,5

7951

7397

7709

7903

7884

Сальдо-переток электрической энергии в энергетической системе Омской области, млн. кВт.ч

3913,4

3686,2

3986

3850,4

4389,5

3107

3745

3478

3367

3446

Доля выработки электрической энергии электростанциями, расположенными на территории Омской области, в общем объеме потребления электрической энергии, процентов

Доля сальдо-перетока в общем объеме потребления электрической энергии, процентов

5.2.2.Фактический баланс производства и потребления

мощностив Омской области

Наименование показателя

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

Максимальное потребление мощности в энергетической системе Омской области, всего, МВт

1802

1782

1818

1786

1791

Установленная электрическая мощность электростанций, МВт, в том числе

1556,2

1542,2

1682,2

1607,2

1) установленная электрическая мощность омских ТЭЦ

1520,2

1500,2

1640,2

1565,2

2) установленная электрическая мощность блок-станций промышленных предприятий

Генерация мощности электростанциями энергетической системы Омской области, всего, МВт, в том числе

1076

1065

1208

1052

1168

1) генерация мощности Омской ТЭЦ-3, МВт

241

262

365

305

339

2) генерация мощности Омской ТЭЦ-4, МВт

251

220

248

216

261

3) генерация мощности Омской ТЭЦ-5, МВт

562

561

570

505

545

4) генерация мощности блок-станциями промышленных предприятий, МВт

Сальдо-переток мощности в энергетической системе Омской области, МВт

726

717

610

734

623

Доля сальдо-перетока в максимальном потреблении мощности в энергетической системе Омской области, процентов

5.2.3.Прогнозный баланс производства и потребления мощности

вОмской области

Наименование показателя

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

Максимальное потребление мощности в энергетической системе Омской области (зима), всего, МВт

1830

1839

1851

1864

1874

Максимальное потребление мощности в энергетической системе Омской области (лето), всего, МВт

1252

1258

1266

1275

1282

Установленная электрическая мощность электростанций, МВт, в том числе

1601,2

1) установленная электрическая мощность омских ТЭЦ

1565,2

2) установленная электрическая мощность блок-станций промышленных предприятий

Располагаемая мощность электростанций энергетической системы Омской области, всего, МВт, в том числе

1571

1) располагаемая мощность Омской ТЭЦ-3, МВт

445

2) располагаемая мощность Омской ТЭЦ-4, МВт

370

3) располагаемая мощность Омской ТЭЦ-5, МВт

734

4) располагаемая мощность блок-станций промышленных предприятий, МВт

Дефицит/избыток мощности в энергетической системе Омской области, МВт

259

268

280

293

303

6.Развитие системы теплоснабжения в Омской области.

Топливообеспечениеэнергоисточников

6.1.Основные характеристики системы теплоснабжения

Омскойобласти

Объемыпотребления тепловой энергии в Омской области за последние пять лет составляли:

1)2014 год - 24329 тыс. Гкал;

2)2015 год - 22973 тыс. Гкал.

3)2016 год - 23484 тыс. Гкал;

4)2017 год - 22776 тыс. Гкал;

5)2018 год - 23854 тыс. Гкал.

6.2.Система теплоснабжения города Омска

Централизованнаясистема теплоснабжения города Омска сложилась, в основном, в 1960 - 1980 годы.

Теплоснабжениечасти города Омска, расположенной на правом берегу реки Иртыш, осуществляетсясистемами от омских ТЭЦ-3, ТЭЦ-4, ТЭЦ-5 АО "ТГК-11" и Омской ТЭЦ-2 АО"ОмскРТС", от котельных МП города Омска "Тепловая компания"и от ведомственных котельных.

Теплоснабжениечасти города Омска, расположенной на левом берегу реки Иртыш, осуществляетсясистемами от КРК (АО "ОмскРТС") и Омской ТЭЦ-3 (АО"ТГК-11"), от котельных МП города Омска "Тепловая компания"и от ведомственных котельных.

Всегона территории города Омска функционирует 177 теплоисточников суммарнойустановленной мощностью 9170,84 Гкал/час, в том числе:

1)3 теплоисточника АО "ТГК-11" (омские ТЭЦ-3, ТЭЦ-4, ТЭЦ-5)установленной тепловой мощностью 3669,24 Гкал/час (40 процентов установленнойтепловой мощности теплоисточников, расположенных в городе Омске);

2)2 теплоисточника АО "ОмскРТС" (Омская ТЭЦ-2, КРК) установленнойтепловой мощностью 963 Гкал/час (10,5 процента);

3)25 отопительных котельных МП города Омска "Тепловая компания"установленной мощностью 559,4 Гкал/час (6,1 процента);

4)147 ведомственных и производственных котельных установленной мощностью 3979,2Гкал/час (43,4 процента).

АО"ОмскРТС" обслуживает около 100 процентов магистральных участковтепловых сетей, включая ответвления от магистралей непосредственно кпотребителям, и около 10 процентов от общей протяженности тепловых сетей в городеОмске.

Среднийсрок службы трубопроводов магистральных сетей АО "ОмскРТС" составляет16 - 20 лет. Длина всех тепловых сетей от источников тепла при надземнойпрокладке составляет 26,6 процента, остальные тепловые сети выполнены вподземной прокладке, в том числе 71 процент - в железобетонных непроходныхканалах.

Всреднем по всем омским ТЭЦ соотношение открытых и закрытых системтеплоснабжения составляет 50 процентов.

МПгорода Омска "Тепловая компания" объединяет более 60 процентовраспределительных тепловых сетей и ответвлений от них к потребителям. Передачатепловой энергии осуществляется не только от собственных котельных, но и от 12ведомственных котельных.

Наобслуживании МП города Омска "Тепловая компания" находятся 53центральных тепловых пункта, 11 тепловых насосных станций. Тепловые сети откотельных, в основном, двухтрубные. Системы отопления подключены к тепловымсетям по зависимой схеме. При необходимости снижение температуры в системахотопления потребителей осуществляется через индивидуальный тепловой пункт("элеватор") или от группового центрального теплового пункта.

Прокладкатрубопроводов тепловых сетей МП города Омска "Тепловая компания":

1)подземная в непроходных железобетонных сборных каналах - 77 процентов;

2)надземная на низких опорах - 23 процента.

Протяженностьтепловых сетей в двухтрубном исчислении от теплоисточников МП города Омска"Тепловая компания", ведомственных и производственных котельныхсоставляет 967,1 км, в том числе:

1)от магистральных тепловых сетей АО "ОмскРТС" - 696,7 км;

2)от собственных котельных МП города Омска "Тепловая компания" - 181,2км;

3)от ведомственных котельных - 89,2 км.

6.2.1.Перечень основных (крупных) потребителей тепловой

энергииАО "ТГК-11" и АО "ОмскРТС" в 2014 - 2018 годах

Потребители

Теплоисточники

Объем потребления, Гкал

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

АО "Газпромнефть-ОНПЗ"

ТЭЦ-3, 4

2442701

2362823

2303351

2250181

2539353

ПАО "Омский каучук"

ТЭЦ-3

138882

137445

161669

145171

139090

Открытое акционерное общество Омское производственное объединение "Радиозавод имени А.С. Попова"

ТЭЦ-5

27868

25020

28123

27793

32650

Учреждения Министерства обороны Российской Федерации

ТЭЦ-2, 3, 5

24168

22768

22190

22194

37874

Акционерное общество "Первая грузовая компания"

ТЭЦ-3

110452

126605

109065

110775

121486

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Омский государственный аграрный университет имени П.А. Столыпина"

ТЭЦ-3, 5

38715

35140

35529

35184

38550

Акционерное общество "Центральное конструкторское бюро автоматики"

ТЭЦ-5

25637

22137

20500

19102

20577

6.2.2.Динамика и структура потребления тепловой энергии,

вырабатываемойАО "ТГК-11" и АО "ОмскРТС"

Показатель

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

Гкал

Процент

Гкал

Процент

Гкал

Процент

Гкал

Процент

Гкал

Процент

Полезный отпуск тепловой энергии, в том числе

10076325

100,00

9662508

100,00

9679995

100,00

9621996

100,00

10153686

100,00

1) промышленность

2768924

27,48

2656366

27,49

2619002

27,06

2546534

26,5

2839662

28,0

2) строительство

84915

0,84

77872

0,81

65432

0,68

64812

0,7

59781

0,6

3) транспорт и связь

248806

2,47

256322

2,65

231185

2,39

222333

2,3

236826

2,3

4) жилищно-коммунальный комплекс

28975

0,29

20688

0,21

23259

0,24

51237

0,5

52930

0,5

5) население

4472273

44,38

4409681

45,64

4434658

45,81

4462639

46,4

4539322

44,7

6) бюджетные потребители

874770

8,68

797713

8,26

833367

8,60

827179

8,6

906438

8,9

7) потери транспортировщиков

655974

6,51

579968

6,00

646215

6,68

616537

6,4

590960

5,8

8) прочие

941688

9,35

863898

8,94

826877

8,54

830725

8,6

927767

9,2

6.3.Система теплоснабжения муниципальных районов

Омскойобласти

Теплоснабжениепотребителей в муниципальных районах Омской области осуществляется откотельных, использующих в качестве топлива природный газ, уголь, мазут, дрова.

Всегона территориях муниципальных районов Омской области действуют 2998 котельных,отапливающих в том числе жилищный фонд и объекты социального назначения, из них689 котельных - на балансе предприятий жилищно-коммунального комплекса, 571котельная - на балансе областных учреждений, 1230 котельных - на балансесельских администраций, 508 котельных, находящихся на балансе прочихпредприятий (ведомственных).

6.4.Динамика выработки и потребления тепловой энергии

вОмской области в 2019 - 2023 годах

Сучетом анализа потребления тепловой энергии в Омской области в 2014 - 2018годах, планируемых к реализации инвестиционных проектов, потребление тепловойэнергии в Омской области в 2019 - 2023 годах прогнозируется на уровне 23000 -24000 тыс. Гкал в год с сохранением имеющейся региональной структурытеплопотребления (доля города Омска около 60 процентов, села - 40 процентов).

Долявыработки тепловой энергии омскими ТЭЦ АО "ТГК-11" и АО"ОмскРТС" (крупнейшими производителями тепловой энергии на территорииОмской области) планируется в объеме около 46 процентов от общеготеплопотребления (порядка 11000 тыс. Гкал).

6.4.1.Прогноз выработки тепловой энергии омскими ТЭЦ АО

"ТГК-11"и АО "ОмскРТС" в 2019 - 2023 годах, тыс. Гкал

Наименование

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

АО "ТГК-11"

Омская ТЭЦ-3

3378,44

3405,00

Омская ТЭЦ-4

2033,24

2126,73

Омская ТЭЦ-5

3445,92

3471,62

Итого по АО "ТГК-11"

8857,60

9003,35

АО "ОмскРТС"

Омская ТЭЦ-2

786,03

КРК

1185,10

Итого по АО "ОмскРТС"

1971,13

ВСЕГО

10828,73

10974,48

6.5.Направления развития системы теплоснабжения Омской

областив 2019 - 2023 годах

Стратегияразвития системы теплоснабжения Омской области в 2019 - 2023 годах должна бытьнаправлена на:

1)обеспечение спроса на тепловую энергию;

2)приоритет комбинированной выработки электрической и тепловой энергии;

3)первоочередную загрузку существующих источников комбинированной выработкиэлектрической и тепловой энергии;

4)вывод из работы малоэффективных (нерентабельных) котельных;

5)повышение эффективности использования тепловой энергии потребителями, в томчисле в части снижения потерь при ее использовании;

6)организацию учета получаемых, производимых и отпускаемых энергетическихресурсов;

7)совершенствование технической политики в сфере теплоснабжения (в том числевнедрение инновационных технологий, повышение энергетической эффективности,оптимизация топливообеспечения).

Стратегияразвития системы теплоснабжения должна быть реализована путем разработки иисполнения схем теплоснабжения муниципальных образований.

Всвязи с этим тепловые нагрузки по всем теплоисточникам, расположенным в Омскойобласти, с перечнями мероприятий по развитию теплосетевых комплексовмуниципальных районов Омской области отражены в утвержденных схемахтеплоснабжения муниципальных районов Омской области (в рамках Программы неприводятся).

Администрациейгорода Омска совместно с АО "ТГК-11", МП города Омска "Тепловаякомпания" с привлечением специализированной научной организацииразработана Схема теплоснабжения города Омска. В 2018 году проведена ее корректировка,в соответствии с которой сценарий развития системы теплоснабжения на территориигорода Омска предполагает:

1)строительство и расширение тепловых сетей для передачи тепловой энергии справого берега на левый берег реки Иртыш в зоны перспективного роста тепловойнагрузки;

2)изменение зон действия теплоисточников АО "ТГК-11" и АО"ОмскРТС" (переключение части потребителей Омской ТЭЦ-5 и КРК наОмскую ТЭЦ-3);

3)закрытие котельной ФКУ ИК-3 УФСИН России по Омской области с подключениемпотребителей к Омской ТЭЦ-3;

4)закрытие котельной публичного акционерного общества "Сатурн" сподключением потребителей к Омской ТЭЦ-5;

5)переключение потребителей котельной "ПО "Полет" - филиал АО"ГКНПЦ им. М.В. Хруничева" (территории "О" и "Г")на Омскую ТЭЦ-5;

6)переключение потребителей котельной общества с ограниченной ответственностью"ГорСервис" на Омскую ТЭЦ-5.

6.6.Топливообеспечение энергоисточников

6.6.1.Топливно-энергетический баланс Омской области

Топливно-энергетическийбаланс Омской области представляет собой документ, содержащий взаимосвязанныепоказатели количественного соответствия поставок энергетических ресурсов натерриторию Омской области и их потребления, устанавливающий распределениеэнергетических ресурсов между системами теплоснабжения, потребителями, группамипотребителей и позволяющий определить эффективность использованияэнергетических ресурсов. Топливно-энергетический баланс Омской областисоставляется Министерством экономики Омской области в целях реализацииФедерального закона "О теплоснабжении" на основании приказаМинистерства энергетики Российской Федерации от 14 декабря 2011 года N 600"Об утверждении Порядка составления топливно-энергетических балансовсубъектов Российской Федерации, муниципальных образований".

6.6.2.Топливообеспечение омских ТЭЦ АО "ТГК-11" и АО

"ОмскРТС"- крупнейших производителей электрической

итепловой энергии на территории Омской области

В2018 году омскими ТЭЦ АО "ТГК-11" и АО "ОмскРТС" потребленыследующие объемы топлива:

Энергоисточник

Газ, млн. куб.м

Мазут, тыс. тонн

Уголь, тыс. тонн

Омская ТЭЦ-3

890,800

0,873

Омская ТЭЦ-4

8,400

3,540

1476,880

Омская ТЭЦ-5

10,490

2610,070

Омская ТЭЦ-2

99,687

0,209

17,764

КРК

176,002

0,018

ВСЕГО

1174,889

15,130

4104,714

Перспективнаяпотребность в топливе омских ТЭЦ АО "ТГК-11" и АО "ОмскРТС"для обеспечения производства электрической энергии в соответствии сперспективным балансом сформирована на основе прогнозных показателей выработкитепловой и электрической энергии в 2019 - 2023 годах.

6.6.3.Перспективная потребность в топливе омских ТЭЦ АО

"ТГК-11"и АО "ОмскРТС" на 2019 - 2023 годы

Наименование показателя и единицы измерения

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

АО "ТГК-11"

Омская ТЭЦ-3

Газ, млн. куб.м

897,00

872,00

876,00

Мазут, тыс. тонн

2,00

Омская ТЭЦ-4

Газ, млн. куб.м

102,00

113,00

114,00

Мазут, тыс. тонн