0 29 апреля 2014 Новые условия планирования развития электросетевого комплекса Северо-Западного федерального округа Бердников Роман Николаевич

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

2 Архангельск Вологда Петрозаводск Сыктывкар Новгород Псков Санкт- Петербург Мурманск Северо-Западный федеральный округ Территория: 1 686,9 тыс. км2 (9,87 % от РФ) Население: чел. (9,61 % от РФ) Средняя плотность населения - 8,1 чел/км2 Количество субъектов РФ: 11 Количество городов: 152 Северо-Западный федеральный округ: Присутствие ОАО «Россети» в Северо-Западном Федеральном округе Калининград Присутствие Присутствие ОАО «Россети» ОАО «Россети» Компании группы ОАО «Россети» осуществляют операционную деятельность на территории 10 регионов Северо- Западного федерального округа, за исключением Ненецкого АО Магистральный сетевой комплекс Филиалы ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада + Вологодская энергосистема МЭС Центра Кол-во и установленная мощность ПС: кВ (82 шт) ,5МВА; 110 кВ и ниже (2 шт) - 46,17 МВА Протяженность ЛЭП (по трассе): кВ ,54 км 110 (150) кВ и ниже - 178,78 км Распределительный сетевой комплекс ОАО «МРСК Северо-Запада» Кол-во и установленная мощность ПС: кВ (1 149 шт ); 6-20 кВ ( шт) Протяженность ЛЭП (по трассе): кВ – ,0 км; 0,4-20 кВ – ,1 км ОАО «Ленэнерго» Кол-во и установленная мощность ПС: кВ (379 шт) – ,8 МВА; 6-10 кВ ( шт) – 8 489,2 МВА Протяженность ЛЭП (по трассе): кВ – 8 207,8 км; 0,4-6 (10) – ,2 км ОАО «Янтарьэнерго» Кол-во и установленная мощность ПС: кВ (48 шт ) – 2 594,7 МВА; 6-10(15) кВ (3 860 шт) Протяженность ЛЭП (по цепям): кВ – км; 0,23(0,4)-6(15) кВ – км Присутствие Присутствие ОАО «Россети» ОАО «Россети» Компании группы ОАО «Россети» осуществляют операционную деятельность на территории 10 регионов Северо- Западного федерального округа, за исключением Ненецкого АО

3 Электросетевой комплекс Северо-Западного Федерального округа: Особенности и проблемы УСТАНОВЛЕННАЯ ГЕНЕРИРУЮЩАЯ МОЩНОСТЬ 23,39 ГВт Электросетевой комплекс Магистральные сети Распределительные сети ОАО «Россети» (ОАО «ФСК ЕЭС) Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра ДЗО ОАО «Россети» ОАО «МРСК Северо- Запада» ДЗО ОАО «Россети» ОАО «МРСК Северо- Запада» ОАО «РЖД» ОАО « Оборонэнерго » ОАО «РЖД» ОАО « Оборонэнерго » 214 территориальных сетевых организаций (ТСО) МАКСИМУМ НАГРУЗКИ 14,2 ГВт Перераспределение тарифа для сетевых компаний внутри технологической цепочки (организационная разобщенность и большое количество собственников электросетевых компаний) Несинхронное развитие генерация – сети – субъект (потребитель) (сети не рассчитаны на активный рост, при наличии резерва установленной мощности генерации. Свыше 30 % подстанций исчерпали свои возможности для технологического присоединения потребителей.) Высокий уровень износа основных производственных фондов (60-70 % подстанций и линий электропередачи выработали свой нормативный ресурс) Высокий уровень расходов на эксплуатацию (высокая плотность сети - в 23 раза выше, например, чем в Сибири) ДЗО ОАО «Россети» ОАО «Янтарьэнерго» ДЗО ОАО «Россети» ОАО «Янтарьэнерго» ОАО «Россети» ОАО «Ленэнерго» ОАО «Россети» ОАО «Ленэнерго» ЭКСПОРТ МОЩНОСТИ 2,1 ГВт РЕЗЕРВ МОЩНОСТИ 2,7 ГВт ИТОГО ПОТРЕБНОСТЬ 19 ГВт

4 Карта-схема развития электрических сетей Северо-Западного федерального округа

5 Основные вводы электроэнергетических мощностей на территории Северо-Западного федерального округа в гг. Проектная мощность: МВА 406,58 км Проектная мощность: 5 111,8 МВА 8 183,0 км Генерирующие станции: 13 Введенная мощность: 2 297,4 МВт Распределительные сети Магистральные сети Киришская ГРЭС, ввод ГТУ 564 МВт (Ленинградская область) ОАО «ОГК-2» ОАО «ТГК-1» ЗАО «Норд Гидро» МГЭС «Рюмякоске», бл. 1 0,63 МВт (Республика Карелия) МГЭС «Ляскеля», бл ,8 МВт ТЭЦ ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК» бл. 5 ГТУ 87,7 МВт (Республика Коми) ТЭЦ-1 ОАО «Кондопога» бл МВт (Республика Карелия) ТЭЦ ОАО «Архангельский ЦБК» бл МВт (г. Архангельск) Правобережная ТЭЦ-5, бл. 2 ПГУ 463 МВт (г. Санкт -Петербург) Первомайская ТЭЦ -14, бл. 2 ПГУ 180 МВт (г. Санкт -Петербург) Южная ТЭЦ -22, бл. 4 ПГУ 425 МВт (г. Санкт -Петербург) ОАО «Юго-Западная ТЭЦ» бл. 1 ПГУ-185 (г. Санкт -Петербург) ОАО «ТГК-2» Новгородская ТЭЦ бл. 4 ГТУ 168 МВт

6 Строительство объектов схемы выдачи мощности Ленинградской АЭС-2 (бл МВт и бл МВт) Год ввода Текущий статус Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Кингисеппская Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Гатчинская Строительство ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС ПС Пулковская - ПС Южная Строительство ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС-2 – Ленинградская, ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС – Ленинградская АЭС-2, заходы ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС – Ленинградская ОРУ 750 кВ Ленинградская АЭС Строительство Проектирование Строительство линии электропередачи между объединенными энергосистемами Северо-Запада и Центра Сооружение ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская 2019 Технико-экономическое обоснование Выдача мощности Череповецкой ГРЭС бл. 4 (420 МВт) 2014 Строительство ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС– РПП-2 с расширением ПС 220 кВ РПП-2 и ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – Череповецкая с реконструкцией ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Череповецкая Проекты усиления электрических связей Северо-Западного федерального округа Проектирование Проект Строительство линии электропередачи между Ленинградской, Смоленской и Псковской энергосистемами в целях обеспечения энергобезопасности регионов Строительство ВЛ 330 кВ Лужская – Псков Строительство ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино 2020 Технико-экономическое обоснование Усиление транзита 330 кВ Кола-Карелия – Ленинградская область Строительство ВЛ 330 кВ Ондская - Петрозаводская (2-я ВЛ) Строительство ВЛ 330 кВ ВЛ 330 кВ ПС Тихвин – Петрозаводская ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – ОРУ 330 кВ Ондской ГЭС Проектирование Строительство Усиление Коми транзита 220 кВ: Строительство 2-ой ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта 2015 Строительство

7 Новые финансовые условия формирования инвестиционных программ электросетевых компаний Исходя новых прогнозов роста тарифов наиболее сокращены (по отношению к утвержденной ИП с учетом одинакового периода - 5 лет) объемы финансирования проектов инвестиционных программ ДЗО ОАО «Россети» по Новгородской области (- 65 % ФСК, - 77 % МРСК), Республике Карелия (- 64 % ФСК, -73 % МРСК), Псковская область (-72% МРСК), Калининградская область (- 91 % ФСК, - 59 % Янтарьэнерго), Архангельской области (-51% ФСК) Субъект РФ Объем финансирования, млн. руб. с НДС Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС"Инвестиционная программа МРСК / РСК утвержденнаяпроект отклонение утвержденнаяпроект отклонение гг гг.% гг гг.% Итого по СЗФО Архангельская область Вологодская область Республика Карелия Мурманская область Республика Коми Новгородская область Псковская область Ленинградская область г. Санкт-Петербург Калининградская область

8 Физические параметры инвестиционных программ электросетевых компаний Субъект РФ Единицы измерений Вводимая мощность, МВА, км Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС"Инвестиционная программа МРСК/РСК утвержденнаяпроектотклонениеутвержденнаяпроектотклонение гг гг.% гг гг.% Итого по СЗФО МВА км Архангельская область МВА км Вологодская область МВА км Республика Карелия МВА км Мурманская область МВА км Республика Коми МВА км Новгородская область МВА км Псковская область МВА км Ленинградская область МВА км г. Санкт-Петербург МВА км Калининградская область МВА км

9 Корректировка Генеральной Схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года. Одобрена Правительством РФ (выписка из протокола заседания Правительства РФ от ) Постановление Правительства РФ от 17 октября 2009 г. N 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» Инвестиционные программы субъектов электроэнергетики (срок направления инвестиционных программ в ОИВ в соответствии с ПП РФ 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики» до 15 марта) ОАО «ФСК ЕЭС» ОАО «СО ЕЭС» Администрации субъектов РФ Минэнерго РФ ОАО «СО ЕЭС» ОАО «ФСК ЕЭС» Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на 15 лет ( корректировка не реже 1 раза в 3 года) Схема развития ЕЭС (включая Схему развития ЕНЭС) на 7-летний период (ежегодно, до 1 марта) Схема развития электро- энергетики субъекта РФ на основании прогноза социально- экономического развития на 5-летний период (ежегодно, до 1 мая) Схема и программа развития ЕЭС России на гг. Утверждена приказом Минэнерго России от Результаты: Основа инвестиционной программы документы в области перспективного развития электроэнергетики Схемы и программы развития электроэнергетики субъектов РФ в 2013 году утверждены в 56 регионах, в которых присутствуют ОАО «Россети»

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

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

12 п/п Субъект РФ*разработка СПР в 2013 г. 1 Архангельская областьДа 2 Вологодская область Да 3 Республика Коми Да 4 Мурманская область Да 5 Республика Карелия Да 6 Новгородская область Да 7 Псковская область Да 8 Калининградская область Да 9 г. Санкт-Петербург Да 10 Ленинградская область Нет * в операционной зоне деятельности ОАО «Россети» 1. Отсутствуют расчеты электрических режимов, обосновывающие рекомендованные мероприятия; 2. Существенные отклонения регионального прогноза электропотребления (если разрабатывается) от федерального; 3. Утверждаются после формирования инвестиционных программа сетевых организаций; 4. Не синхронизированы с документами территориального планирования. Основные недостатки региональных Схем развития электроэнергетики: Данные о разработке региональных Схем и программ развития электроэнергетики в 2013 году

13 Данные о заявках на технологическое присоединение в СЗФО за период гг. МВт

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

15 Дефицит мощности в Лахденпохском р-не: Реконструкция ПС 110 кВ 34 Лахденпохья (замена 2х10 на 2х25 МВА), 391,2 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП Дефицит мощности в г. Петрозаводск: Реконструкция ПС 220 кВ 2 Древлянка (установка 2х220+2х63 МВА), 2642,6 млн. руб., ввод в 2021 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ 7 Тяжбуммаш (замена 2х25 МВА на 2х40 МВА), 407,5 млн.руб., ввод в 2016 г. по СиПР; Реконструкция ПС 110 кВ 1 Петрозаводск (замена 2х40 МВА на 2х63 МВА), 314 млн.руб., ввод в 2014 г. по СиПР; Реконструкция ПС110 кВ 70 Прибрежная (замена на 2х40 МВА), 334,5 млн.руб., ввод в 2014 г. по СиПР; Дефицит мощности в Кондопожском р-не: Реконструкция ПС-63 «Березовка» млн.руб, включена в СПР 2016г.; Реконструкция подстанций 35 кВ 1П Спасская Губа и 2П Кончозеро (замена 2х2,25 на 2х6,3 МВА), 145,1 млн.руб, ввод в 2016 г. по СиПР Дефицит мощности в Олонецком р-не: Реконструкция ПС 110 кВ Олонец (замена 2х16 на 2х25 МВА), 352 млн. руб., ввод в 2016г. по ИП; Дефицит мощности в Прионежском р-не: Строительство ПС 110 кВ Прионежская (55 МВА, 8,9 км), 452 млн. руб., ввод в 2015 г. по СиПР; Реконструкция ПС110 кВ Деревянка (замена на 2х16), 365,5 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП; «Узкие места» электрической сети Республики Карелия, г. Петрозаводск и мероприятия по их ликвидации ЭС Республики Карелия Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт -9,0-182,0-8,07,00,04,00,01,00,0 Усиление Северного транзите 330 кВ: Строительство 2-ой цепи на участках ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС – Петрозаводск ( км), завершение строительства стоимостью млн.руб. в 2021 г. Повышение надежности электроснабжения Медвежьегорского района: Реконструкция ПС 220 кВ Медвежьегорск (установка 2х63 МВА), 1583 млн. руб., ввод в 2021 г. по ИП;

16 Дефицит мощности в г. Архангельске: Реконструкция ПС 110 кВ 12 Кузнечевская (замена в 2х16 МВА на 2х25 МВА), 514,5 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ 1 (замена 2х 25 МВА на 2х 40 МВА), 282 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП; Строительство и реконструкция распределительных сетей 6-10 кВ в центре г. Архангельска для резервирования работы питающих центров - ПС 110 кВ 1, ПС 110 кВ 2, ПС 110 кВ 14 (12,76 МВА; 36,28 км), 864,4 млн.руб., ввод разных участков в разные годы в гг.; Строительство ПС 110 кВ Центральная с переводом на нее части нагрузок с существующих ПС 110 кВ 2 и ПС 110 кВ 14 (2х40 МВА), 740,6 млн.руб., ввод в 2016 г. по СиПР «Узкие места» электрической сети Архангельской области, г. Архангельска и мероприятия по их ликвидации Увеличение пропускной способности сети 220 кВ, повышение надежности электроснабжения Котласского района : Строительство ВЛ 220 кВ Микунь – Заовражье (250 км), 3810,7 млн.руб, ввод в 2020 г. по СиПР; Реконструкция ПС 220 кВ Урдома (2х63+2х16 МВА), 873 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Плесецкого района: Реконструкция ПС 220 кВ Плесецк (2х63 МВА), 1342 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП Дефицит мощности в г. Северодвинске: Строительство и реконструкция распределительных сетей 6-10 кВ в г. Северодвинске для резервирования работы ПС 110 кВ 27, ПС 110 кВ 38, ПС 110 кВ 55, ПС 110 кВ 67 Южная (21, 17 км), 400 млн.руб., ввод разных участков в разные годы в гг.; ЭС Архангельской области Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт 45,0-105,074,02,01,03,01,0

17 «Узкие места» электрической сети Новгородской области и мероприятия по их ликвидации Дефицит мощности в г. Великий Новгород: Реконструкция ПС 110 кВ Базовая (замена ( ) на 2х63 МВА), 523 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Савино (замена 2×6,3 МВА на 2×10 МВА), 339 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Подберезье (замена 2х10 МВА на 2х16 МВА), 347 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП; Строительство ПС 110 кВ Северная (2х40 МВА) и двух ВЛ 110 кВ (31 км), 496 млн. руб., ввод в 2017 г. по СиПР Повышение надежности электроснабжения Окуловско-Боровичского энергоузла: Установка 3-го АТ на ПС 330 кВ Окуловская (125 МВА), 487 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП; Реконструкция ВЛ-110 кВ Киприя - Мозолево (38,46 км), 346 млн.руб., ввод в 2019г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Огнеупоры (реконструкция ОРУ 110 с заменой транс-ов 2х25 МВА), 250 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП ЭС Новгородской области Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт 15,0-28,015,03,04,06,0 5,012,0 Обеспечение электроснабжения Бабиновской промзоны: Строительство ПС 330 кВ Ручей с заходами ВЛ 330 кВ Ленинградская - Чудово (2х125 МВА, 2х1 км), 3762,7 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП

18 «Узкие места» электрической сети Вологодской области и мероприятия по их ликвидации Повышение надежности электроснабжения Вологодского энергоузла: Реконструкция 220 кВ Вологда-Южная (750 МВА), 3978 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 220 кВ Ростилово (2х125 МВА), 1967 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП ЭС Вологодской области Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт 93,068,0-93,0-32,032,03,05,06,07,01,0 Дефицит мощности в Вологодском энергоузле: Перевод ПС 35 кВ Искра на 110 кВ и строительство заходов ВЛ 110 кВ (2×16 МВА, 1,02 км), 499,3 млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Западная (замена 40,5+40 МВА на 2×63 МВА), 1116,6 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Восточная (замена 1×25 МВА на 1×40 МВА), 474,6 млн.руб., ввод в 2019 по ИП; Реконструкция ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ Восточная- Городская Северная-Западная (14 км), 192 млн. руб., ввод в 2016 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Вытегорского р-на: Перевод ПС 35 кВ Аненнский Мост на 110 кВ (2х6,3 МВА), 545,5 млн.руб, ввод в 2018 г. по ИП Выдача мощности Череповецкой ГРЭС: Строительство ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – РПП-2 с расширением ПС 220 кВ РПП-2 и ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – Череповецкая (40,3+32 км), млн.руб, ввод в 2014 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Череповецкого энергоузла: Реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая (7х167 МВА), 4622 млн.руб, ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция РПП-2, 1260 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Строительство ПС 110 кВ Южная (4×32 МВА) и ВЛ 110 кВ (11,35 км), 925,9 млн., ввод в 2022 г. по ИП; Реконструкция ВЛ 110 кВ Шексна-1 и Шексна – 2 (57,3 км), 389 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Чагодищенского и Устюженского районов: Строительство ВЛ 110 кВ Чагода – Бабаево (83 км), 546 млн. руб., ввод в 2021 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ Устюжна (замена 2х10 МВА на 2х25 МВА), 377 млн. руб., ввод в 2018 г. по ИП

19 «Узкие места» электрической сети Мурманской области и мероприятия по их ликвидации Повышение надёжности электроснабжения Ковдорского ГОКа и района г. Ковдор: Реконструкция подстанции 150 кВ 88 Зашеек с расширением ОРУ 150 кВ для присоединения ЛЭП после ликвидации «тройника», 180 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП Усиление сети 330 кВ: Реконструкция ВЛ 330 кВ Выходной- Мончегорск Л-406 (заводка на ПС Мончегорск 11 и ПС Выходной 200 по проектной схеме – 4,15 км), 1824 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП Отсутствие централизованного электроснабжения с. Кашкаранцы Терского района: Строительство ПС 110/10 кВ ПС-92 Кашкаранцы (2х16 МВА), 340 млн.руб., ввод в 2014 г. по ИП Дефицит мощности в г. Мурманске и северо-западной части области: Строительство ПС 330 кВ Мурманская (2×125 МВА, 2×15 км), 2437 млн.руб., ввод в 2016 г. и 2019 г. по ИП; Строительство ВЛ-150 кВ для присоединения ПС 330 кВ Мурманская к сети 150 кВ (от ПС 53 -2х7км и заходов Л-172 и Л х2км), 208 млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ПС 150 кВ 53 (замена 2х25 на 2х40 МВА), 38 млн.руб., ввод в 2014 г. по ИП и установка 2-го АТ 125 МВА, 253 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП; Расширение ПС 150 кВ 100 (установка 3-го транс-ра 16 МВА), 159 млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП ЭС Мурманской области Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт 58,0-248,058,010,012,06,011,07,0-46,0

20 «Узкие места» электрической сети Псковской области и мероприятия по их ликвидации Дефицит мощности в г.Псков: Реконструкция ПС 110 кВ Завеличье (замена 2х25 на 2х40 МВА), 201 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП Технологическое присоединение индустриального парка «Моглино»: Строительство ПС 110 кВ Моглино с ВЛ 110 кВ (2х40 МВА; 3,6 км), 407 млн. руб., ввод в 2015 г. по договору ТП Дефицит мощности в г.Псков: Реконструкция ПС 110 кВ Льнокомбинат (замена 2х16 на 2х25 МВА), 192 млн.руб., ввод в 2018 г. по СиПР ЭС Псковской области Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт17,0-24,021,01,0 0,0 1,0 Усиление межсистемных связей 330 кВ: Строительство ВЛ 330 кВ Лужская – Псков (150 км), 3578 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП Усиление межсистемных связей 330 кВ: Строительство ВЛ 330 кВ Новосокольники – Талашкино (230 км), 3442 млн.руб., ввод в 2025 г. по ИП Дефицит мощности г. Великие Луки: Установка 3-го АТ на ПС 330 кВ Новосокольники (125 МВА), 618,5 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП

21 Усиление транзита 220 кВ, выдача «запертой» мощности Печорской ГРЭС: Строительство ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта – Микунь (участок 294 км ПГРЭС- Ухта), 7592 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Ижемского и Усть-Цилемского районов: Строительство ВЛ 110 кВ Лемью-Ижма, 1 этап (109,7 км), 1476 млн.руб, ввод в 2019 г. по ИП Дефицит мощности районе г. Сыктывкар: Строительство ВЛ 110 кВ Сыктывкар- Краснозатонская (27 км) и новой ПС 110 кВ Краснозатонская (2х16 МВА), 1101 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП; Строительство ВЛ 110 кВ Соколовка - Пажга с расширением ПС 110 кВ Соколовка и ПС 110 кВ Пажга (6,3 МВА, 25км), 687 млн.руб., ввод в 2020 г. по ИП; Строительство 2-ой цепи ВЛ 220 кВ Микунь – Сыктывкар с ПС 220 кВ Сыктывкар (87 км, установка 2-го АТ 125 МВА), 621 млн.руб., ввод в 2025 г. по ИП «Узкие места» электрической сети Республики Коми и мероприятия по их ликвидации Повышение надежности электроснабжения северных районов энергосистемы: Реконструкция ВЛ 220 кВ Инта - Воркута (247 км), 3490 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП Повышение надежности электроснабжения Усинского района: Реконструкция ПС 220 кВ Усинская (2х80 МВА), 3538 млн.руб., ввод в 2021 г. по ИП ЭС Республики Коми Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт28,0-37,049,011,010,06,0

22 Перевод сетей 60 кВ на 110 кВ: Перевод ПС 60 кВ 0-8 Янтарный на 110 кВ (2х25 МВА), 727 млн.руб., ввод в 2017 г. по СиПР, в ИП - только ПИР; Строительство ПС 110 кВ Приморск (2х10 МВА, 0,5 км) 358 млн. руб., ввод в 2016 г. поп ИП Повышение надежности электроснабжения – реконструкция распределительных сетей: Модернизация сетей 6-15 кВ в г. Черняховске (66 МВА, 150км), 62 млн.руб. (ПИР), необходим ввод в 2017 г.; Модернизация сетей 6-10 кВ в г. Калининграде (95 МВА, 167 км), 38 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2016 г.; Перевод сетей 0,23 кВ на 0,4 кВ в г. Калининграде (22 МВА, 173 км), 10 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2016 г.; Перевод сетей 0,23 кВ на 0,4 кВ г. Черняховске (34 км), 1,84 млн.руб. (ПИР), необходим ввод в 2016 г. Электроснабжение объектов инфраструктуры Чемпионата мира по футболу – 2018 года: Строительство ПС 110 кВ Береговая с ВЛ 110 кВ (2х40 МВА, 15 км), 96,9 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2017 г. Строительство ПС 110 кВ Храброво с заходами ВЛ 110 кВ (2х10 МВА, 2х7 км), 35,2 млн.руб (ПИР), необходим ввод в 2017 г. «Узкие места» электрической сети Калининградской области и мероприятия по их ликвидации Повышение надежности электроснабжения западного энергорайона: Реконструкция ПС 110 кВ О-9 Светлогорск (замена 2х25 на 2х40 МВА), 223 млн.руб., ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ О-27 Муромская (замена 2х10 на 2х16 МВА), 260 млн.руб, ввод в 2017 г. по ИП; Реконструкция ВЛ 110 кВ Муромская – Северная (16,5 км) и Муромская – Зеленоградск (10,6 км), 18,7 млн. руб.(ПИР), ввод в 2016 г. по СиПР ЭС Калининградской области Потребность (собственный максимум), МВт Изменение потребности в год, МВт84,0-8,051,033,032,031,030,023,011,0 Повышение надежности электроснабжения г. Калининград и ликвидация дефицита мощности: Реконструкция ПС 110 кВ О-35 Космодемьянская (замена 2х16 на 2х25 МВА), 137 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП; Реконструкция ВЛ 110 кВ 115/116 Центральная Северная 330 (5,4 км), 184 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ О-47 Борисово (замен 2х10 на 2х25 МВА), 208 млн.руб., ввод в 2015 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ О-2 Янтарь (замена 2х25 на 2х40 МВА), 5,31 млн.руб. (ПИР), ввод в 2016 г. по СиПР Повышение надежности электроснабжения восточного энергорайона: Реконструкция ПС 110 кВ О-46 Славск (замена 2х6,3 на 2х16 МВА), 461 млн. руб., ввод в 2019 г. по ИП; Реконструкция ПС 110 кВ О-32 Черняховск-2 (замена 2х16 МВА), 9,8 млн.руб. (ПИР), ввод в 2018 г. по СиПР; Реконструкция ПС 110 кВ О-4 Черняховск (замена 2х25 МВА), 3,7 млн. руб., вод в 2018 г. по СиПР

23 « Узкие места» электрической сети Санкт-Петербург и мероприятия по их ликвидации Строительство ПС 110 кВ 109 (2х40 МВА, КЛ 1,4 км) в 2016 г. ; Реконструкция ПС 110 кВ 36 (2х80 МВА) в 2017 г.; Строительство ПС 35 кВ 36 Б (2х25 МВА, КЛ 4 км) для разгрузки ПС 110 кВ 542 в 2018 г, 981,605 млн. руб. Строительство ПС 110 кВ 12 А (2х63 МВА, КЛ 6,7 км) и строительство 9 КТПМ 35 кВ (9х2х25 МВА, КЛ 35 кВ 50 км); Реконструкция ПС 110 кВ 165 (2х80 МВА); Перевод ПС 35 кВ 12 в РП в 2016 г., 4023,5 млн. руб. Реконструкция ПС 110 кВ 711 со строительством заходов ВЛ (1х40 МВА,15,8 км) Усиление сети 110 кВ ПС 330 кВ Завод Ильича-ПС 330 кВ Волхов-Северная-ПС 29 (длинной 10 км) в 2014 году стоимостью 1992 млн. рублей Обеспечение надежности электроснабжения центральных районов Санкт-Петербурга: Строительство ПС 330 кВ Василеостровская с КЛ 330 кВ (2×200 МВА, 14,3+8 км), млн.руб, ввод в 2016 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения северных районов Санкт-Петербурга: Строительство ПС 330 кВ Парнас с заходами ВЛ (2×200 МВА, 2×1 км), 3139 млн.руб, ввод в 2015 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения северных районов Санкт-Петербурга: Строительство ПС 330 кВ Новодевяткино с заходами ВЛ (2×200 МВА), 3139 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения Санкт-Петербурга и области: Строительство ПС 330 кВ Ломоносовская с заходами ВЛ 330 кВ (2×200 МВА, 2×6,3 км), 1757 млн.руб, ввод в 2018 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения Санкт-Петербурга и области: Строительство ПС 330 кВ Пулковская (3×200 МВА), 2982 млн.руб, ввод в 2014 г. по ИП Обеспечение надежности электроснабжения Санкт-Петербурга и области: Строительство ПС 330 кВ Заневская с заходами ВЛ 330 кВ (2×200 МВА, 2×5), 2100 млн.руб, ввод в 2019 г. по ИП

24 Строительство ПС 35 кВ Лужки (2х6,3 МВА, 1,5 км) в 2016 г., 194 млн. руб Строительство ВЛ 110 кВ ТЭЦ 21 – ПС 110 кВ 47 Лехтуси (27,9 км), в 2014 г., 319 млн. руб. Строительство ВЛ 110 кВ ГЭС 13 –ПС 5- ПС 549-ПС292 (66,7 км); Реконструкция ПС 110 кВ 549 (2х63 МВА) в 2016 г., 1669 млн. руб. Строительство ПС 110 кВ Судаково (2х6.3 МВА, км) в 2017 г., 252 млн. руб. Строительство ПС 35 кВ Большое поле (2х4 МВА, 2км) в 2017 г., 148 млн. руб. Строительство ПС 35 кВ Холодный ручей (2х6,3 МВА, 15 км), в 2017 г., 253 млн. руб. «Узкие места» электрической сети Ленинградской области и мероприятия по их ликвидации Обеспечение надежности электроснабжения Лужского района Ленинградской области: Строительство ПС 330 кВ Лужская с ВЛ Гатчинская –Лужская (2×125 МВА, 93 км), 3438 млн.руб, ввод в 2014 г. по ИП (2х63 МВА) Обеспечение электроснабжения развития морского порта Усть-Луга: Строительство ПС 330 кВ Усть-Луга (2×200 МВА), 2183 млн.руб, ввод в 2020 г. по ИП Строительство объектов выдачи мощности Ленинградской АЭС-2: ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Кингисеппская (82 км), 2682 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП; ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС-2 - ПС Гатчинская (95 км), 3349 млн.руб., ввод в 2019 г. по ИП; ВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС ПС Пулковская - ПС Южная (90+25 км), 9768 млн.руб., ввод в 2016 г. по ИП; ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС-2 – Ленинградская, ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС – Ленинградская АЭС-2 ( км), 2378 млн.руб., ввод в 2018 г. по ИП

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

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

27 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ !