Максимальная потребляемая мощность энергопринимающих устройств компании «Полюс Сухой Лог» на данном этапе составит 15 МВт, а в перспективе планируется увеличение потребления до 229 МВт. Подключение такого объема нагрузки станет возможно после строительства Новоленской ТЭС в Республике Саха (Якутия).  

Для обеспечения возможности включения в работу ПС 220 кВ Витим и отходящих от нее кабельно-воздушных линий электропередачи специалисты Филиала АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское энергосистемы Иркутской области (Иркутское РДУ) на этапе разработки и реализации проекта принимали участие в согласовании заданий на проектирование, проектной и рабочей документации, уставок устройств РЗА, подготовке комплексной программы, определении режимных условий для включения в работу подстанции и ЛЭП.

Расположенное в Бодайбинском районе Иркутской области месторождение Сухой Лог является одним из крупнейших неосвоенных месторождений золота в мире. По оценкам компании, разрабатывающей месторождение, его балансовые запасы составляют 1220 тонн золота, а общие ресурсы достигают 2300 тонн. На его долю приходится около 28% всех разведанных запасов золота России. Такой объем позволит вести добычу в течение нескольких десятилетий.

Информация для КОМ на 2029 год сформирована в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 № 1172 (далее – Правила оптового рынка).

В соответствии с требованиями пункта 106 Правил оптового рынка и пункта 2.1.3.1 Регламента проведения конкурентных отборов мощности (приложение № 19.3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, далее – Регламент КОМ) срок подачи (приема) ценовых заявок на продажу мощности в целях участия в КОМ на 2029 год установлен с 09:00 мск 9 февраля 2026 года до 16:00 мск 13 февраля 2026 года.

В ОЭС Центра 3 февраля потребление мощности достигло 43208 МВт, что на 2185 МВт выше рекорда, установленного 18 января 2024 года.

В этот же день рекордных показателей потребления мощности достигли две региональные энергосистемы ОЭС Центра.

Потребление мощности в энергосистеме г. Москвы и Московской области составило 21126 МВт, что на 1243 МВт больше максимального показателя от 19 декабря 2024 года, а в энергосистеме Воронежской области потребление мощности достигло 2216 МВт, превысив рекорд 1990 года на 170 МВт.

Накануне, 2 февраля, исторический максимум потребления мощности прошла ОЭС Северо-Запада. Новый рекордный показатель в энергообъединении составил 15772 МВт, что на 121 МВт выше предыдущего максимума от 5 января 2024 года.

2 февраля рекорды потребления мощности также обновились в энергосистеме г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области и в энергосистеме Новгородской области. Потребление мощности в энергосистеме г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области составило 8358 МВт, что на 25 МВт больше максимального показателя от 5 января 2024 года. В энергосистеме Новгородской области новый исторический максимум составил 797 МВт, превысив на 2 МВт рекордный уровень, пройденный 30 января 1991 года.

Один из основных факторов роста потребления мощности – низкая температура воздуха.

Создание ЦС АПРАМ и подключение к ней тепловых электростанций энергосистемы Калининградской области осуществляли Системный оператор совместно с собственником электростанций «Интер РАО – Электрогенерация» в соответствии с решениями правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федерального штаба). Внедрение новой технологии стало одной из ключевых задач по повышению надежности работы энергосистемы в изолированном режиме в связи с выходом стран Балтии из Электрического кольца Беларусь–Россия–Эстония–Латвия–Литва.

Новая цифровая система разработана дочерней компанией Системного оператора АО «НТЦ ЕЭС» совместно с Системным оператором. Она позволяет на основании данных о текущих параметрах режима в реальном времени определять требуемые энергосистеме третичные резервы активной мощности для регулирования частоты с учетом информации об экономической эффективности и технических ограничениях каждой единицы генерирующего оборудования и автоматически поддерживать их.

При реализации инновационного цифрового проекта на основе уникальных отечественных разработок проведены 65 испытаний, из которых 31 выполнялось с реализацией управляющих воздействий на каждый энергоблок, подключенный к управляющему вычислительному комплексу ЦС АПРАМ. Специалистами Балтийского РДУ проверялись корректность алгоритмов системы, совместно с персоналом станций проверялись технические решения и настройки, включая правильную реакцию генерирующего оборудования электростанций.

По линиям электропередачи, входящим в состав контролируемых сечений «Комсомольск 2 (ремонтное)», «Выдача мощности Амурской ТЭЦ-1», «Трансформаторы Амурской ТЭЦ-1», «Выдача мощности Комсомольской ТЭЦ-3», «3Т, 4Т Ванино», «Ванино – Совгавань», осуществляется выдача мощности Амурской ТЭЦ-1 и Комсомольской ТЭЦ-3.

Внедрение СМЗУ обеспечивает диспетчерский персонал дополнительным эффективным инструментом для управления перетоками активной мощности в реальном времени. Применение цифровой технологии позволяет автоматически рассчитывать допустимые перетоки, что дает возможность увеличить использование пропускной способности электросети на величину до 10%, или от 2 до 20 МВт в зависимости от контролируемого сечения и за счет этого минимизировать риски ввода аварийных ограничений.

Технология СМЗУ последовательно внедряется в операционной зоне Тихоокеанского РДУ с 2019 года, и на сегодняшний день она действует уже в 13 контролируемых сечениях энергосистемы Хабаровского края и ЕАО.

Рост нагрузки на региональную энергосистему связан с низкими температурами воздуха.

Документ содержит:

• информацию о фактической величине потребления электрической энергии и максимальном потреблении мощности в 2025 году;
• сравнение фактических показателей потребления электрической энергии и мощности за 2025 год с прогнозными показателями, предусмотренными в СиПР ЭЭС России на 2025–2030 годы;
• информацию о запланированных и фактически реализованных вводах в эксплуатацию, выводе из эксплуатации, изменении установленной генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии за 2025 год;
• анализ изменения структуры установленной генерирующей мощности и производства электрической энергии (по видам используемых первичных энергоресурсов) за 2025 год;
• информацию о запланированных и фактически реализованных за 2025 год мероприятиях по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в ЕЭС России и 35 кВ и выше в ТИТЭС;
• сравнение прогнозных показателей потребления электрической энергии, предусмотренных в СиПР ЭЭС России на 2026–2031 годы, с прогнозными показателями потребления электрической энергии, принятыми в СиПР ЭЭС России на 2025–2030 годы.

При подготовке отчета о реализации СиПР ЭЭС России Системным оператором учитывались информация и документы, полученные от субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии в соответствии с Правилами предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными приказом Минэнерго России от 20.12.2022 № 1340.

В ОЭС Востока 28 января потребление мощности достигло 8323 МВт, что на 430 МВт выше предыдущего максимального показателя от 13 января 2025 года.

В ОЭС Северо-Запада новый исторический максимум потребления мощности, пройденный 30 января, составил 15723 МВт, что на 72 МВт выше рекорда, установленного 5 января 2024 года.

30 января рекордных показателей также достигли три региональные энергосистемы.

Потребление мощности в энергосистеме г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области составило 8347 МВт, что на 14 МВт больше максимального показателя от 5 января 2024 года.

В энергосистеме Забайкальского края новый исторический максимум составил 1586 МВт, что на 113 МВт выше предыдущего рекорда от 18 февраля 2024 года.

В энергосистеме Калужской области потребление мощности достигло 1349 МВт, превысив на 58 МВт рекордный уровень, пройденный 13 декабря 2023 года.

В расчеты СМЗУ включены ещё два контролируемых сечения (совокупность ЛЭП и сетевого оборудования): «АТ Донская» и «Донская – Новая», – обеспечивающих выдачу электрической мощности 6 и 7 блоков Нововоронежской АЭС в центральную и юго-восточную части энергосистемы Воронежской области.

Внедрение СМЗУ в Воронежском РДУ началось в 2023 году в контролируемом сечении «Лиски».  По линиям электропередачи, входящим в его состав, осуществляется электроснабжение южного энергорайона энергосистемы Воронежской области и восточного энергорайона энергосистемы Белгородской области. Применение цифровой технологии позволило тогда увеличить степень использования пропускной способности до 6 % на величину до 25 МВт, что обеспечило более оптимальное использование пропускной способности транзита 220-330 кВ между энергосистемами Воронежской и Белгородской областей.

Таким образом, к настоящему времени СМЗУ рассчитывает допустимые перетоки активной мощности уже в трёх сечениях, которые контролируются и регулируются Воронежским РДУ. Это позволило в совокупности увеличить степень использования пропускной способности электрической сети на величину до 40 МВт (до +8 %) без снижения надежности электроснабжения потребителей и работы генерирующего оборудования.

В 2026 году в силу вступили новые Правила расследования причин аварий и инцидентов в электроэнергетике, утвержденные Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.09.2025 № 1489, и требования к оформлению результатов расследования причин аварий в электроэнергетике и инцидентов в электроэнергетике (актов расследования), утвержденные приказом Минэнерго России от 30.09.2025 № 1214.

Для исполнения содержащихся в этих документах требований АО «СО ЕЭС» модифицировал и в январе 2026 года ввел в эксплуатацию ключевой инструмент для систематизации информации о технологических нарушениях – отраслевую базу аварийности.

Новая версия базы аварийности в электроэнергетике:

• автоматизирует оформление актов расследования по технологическим нарушениям, произошедшим с 1 января 2026 года, в соответствии с новыми правилами;
• сохраняет возможность оформления актов расследования по технологическим нарушениям, произошедшим до 2026 года, в соответствии с ранее действовавшими Правилами расследования причин аварий в электроэнергетике, утвержденными Постановлением Правительства РФ от 28.10.2009 № 846.

На текущий момент к базе аварийности в электроэнергетике подключены пользователи в 1079 организациях электроэнергетического комплекса России, в том числе в энергосистемах новых регионов и технологически изолированных территориальных энергосистемах.

Информация об ИУС «База аварийности в электроэнергетике»

Информационно-управляющая система «База аварийности в электроэнергетике» разработана АО «СО ЕЭС» и введена в эксплуатацию в 2011 году с целью систематизации информации о технологических нарушениях в электроэнергетике в соответствии с требованиями Правил расследования причин аварий в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства РФ от 28.10.2009 № 846.

Информационно-управляющая система автоматизирует процесс оформления и передачи субъекту оперативно-диспетчерского управления результатов расследования причин технологических нарушений в электроэнергетике, автоматизирует формирование отчетов о выполнении противоаварийных мероприятий, разработанных по результатам расследований, а также применяется для анализа причин технологических нарушений на объектах электроэнергетики. Сведения из ИУС «БАЭ» используются в системе сбора информации для оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон и оценки технического состояния оборудования объектов электроэнергетики, а также в расчетах показателей надежности оборудования объектов электроэнергетики.