Постановление Правительства Ярославской области от 17 ноября 2010 г. N 844-п "О Программе развития энергетики Ярославской области на 2011 - 2015 годы" (утратило силу)

Постановление Правительства Ярославской области от 17 ноября 2010 г. N 844-п
"О Программе развития энергетики Ярославской области на 2011 - 2015 годы"

ГАРАНТ:

Постановлением Правительства Ярославской области от 24 января 2013 г. N 22-п настоящее постановление признано утратившим силу

В целях реализации постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" правительство области постановляет:

1. Утвердить прилагаемую Программу развития энергетики Ярославской области на 2011 - 2015 годы (далее - Программа).

2. Департаменту топлива, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области в установленном порядке:

2.1. Обеспечить контроль:

- за выполнением инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемую деятельность;

- за достижением определенных в Программе основных показателей энергетической эффективности за счет реализации программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности организациями, осуществляющими регулируемую деятельность.

2.2. В срок до 31.12.2011 организовать разработку электросетевыми организациями схем развития распределительных электрических сетей 6 - 10 кВ в муниципальных образованиях области по согласованию с органами местного самоуправления.

3. Рекомендовать главам муниципальных районов и городских округов области:

- организовать работу по разработке схем теплоснабжения в муниципальных образованиях в срок до 31.12.2011;

- активизировать работу по интеграции муниципальных электросетевых комплексов как приоритетному направлению энергоэффективного развития электроэнергетики муниципальных образований и области в целом.

4. Контроль за исполнением постановления возложить на заместителя Губернатора области Епанешникова А.В.

5. Постановление вступает в силу с момента подписания.

Губернатор области

С.А. Вахруков

Программа
развития энергетики Ярославской области на 2011 - 2015 годы
(утв. постановлением Правительства области
от 17 ноября 2010 г. N 844-п)

Паспорт Программы

Наименование Программы	Программа развития энергетики Ярославской области на 2011 - 2015 годы (далее - Программа)
Основание для разработки Программы	- Федеральный закон от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"; - распоряжение Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. N 215-р; - постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (далее - постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823); - Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. N 1715-р; - Стратегия социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года, утвержденная постановлением Губернатора Ярославской области от 22.06.2007 N 572 "О Стратегии социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года"; - постановление Правительства Ярославской области от 23.08.2008 N 385-п "Об утверждении Схемы территориального планирования Ярославской области"; - схема развития электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года, принятая решением штаба по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве области в феврале 2010 года (приложение 1 к Программе); - Программа повышения надежности энергоснабжения Ярославской области на 2010 - 2012 гг., принятая решением штаба по обеспечению безопасности электроснабжения Ярославской области в феврале 2010 года; - Соглашение о взаимодействии Правительства Ярославской области и открытого акционерного общества "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра" по повышению надежности и развитию электросетевого комплекса на территории Ярославской области, подписанное 15 июня 2010 года
Разработчик Программы	департамент топлива, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области
Цель Программы	развитие энергетики Ярославской области
Основные задачи Программы	- повышение энергобезопасности и надежности энергообеспечения потребителей области; - модернизация технологической базы энергетического комплекса Ярославской области и обеспечение воспроизводства его вырабатываемой ресурсной базы, техническое перевооружение и реконструкция существующих производственных мощностей; - создание новых генерирующих мощностей и линейных объектов, усиление внутрисистемных и межсистемных высоковольтных линий электропередачи; - повышение энергоэффективности экономики области
Сроки реализации Программы	2011 - 2015 годы
Основные исполнители Программы	субъекты энергетики - лица, осуществляющие деятельность в сфере энергетики, в том числе производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электрической энергии и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электрической энергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электрической энергии (мощности), организацию купли-продажи электрической энергии и мощности
Объемы и источники финансирования Программы	финансирование Программы осуществляется в основном из внебюджетных источников, бюджетное финансирование предусмотрено в рамках реализуемых областных целевых программ
Система организации контроля за исполнением Программы	контроль за исполнением Программы осуществляет Правительство Ярославской области
Дополнительная информация	Программа не относится к категории областных целевых программ, поскольку требования к ней установлены непосредственно Министерством энергетики Российской Федерации, а также постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823; неотъемлемой частью Программы является схема развития электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года, принятая решением штаба по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве области в феврале 2010 года (далее - Схема развития электрических сетей).

I. Общая характеристика региона

Площадь, занимаемая Ярославской областью, составляет 36,55 тыс. кв. километров, численность населения (на 01.01.2008) - 1315 тыс. человек, в том числе городского - 1074,7 тыс. человек (81,7 процента), сельского - 240,3 тыс. человек (18,3 процента).

Административная характеристика муниципальных образований Ярославской области на 01 января 2008 года: 11 городов, 17 муниципальных районов, три городских округа (г. Ярославль, г. Рыбинск, г. Переславль-Залесский), 13 рабочих поселков, 224 сельских округа, 6025 сельских населенных пунктов.

Основными крупными городами области являются: Ярославль, Рыбинск, Ростов, Тутаев, Углич, Переславль-Залесский.

Историческое и современное позиционирование Ярославской области как узлового региона предопределяет выполнение областью роли важной транспортно-распределительной и торговой зоны на северо-востоке Европейской России, а Ярославлем - центра формирующейся Верхневолжской агломерации с населением свыше 2 млн. человек.

Ярославская область занимает одно из ключевых мест в системе транспортных коридоров Европа-Азия, что подтверждает ее роль потенциального транспортно-распределительного узла общероссийского значения. Здесь находится управление Северной железной дороги - филиала ОАО "Российские железные дороги", расположен международный аэропорт Туношна. По территории Ярославской области проходят федеральные автодороги Москва-Ярославль-Вологда-Архангельск и Москва-Ярославль-Кострома-Киров-Пермь-Екатеринбург.

Ярославская область является частью Центрального экономического района и входит в число наиболее развитых в промышленном отношении регионов страны. По объему производства промышленной продукции область входит в первую тройку регионов Центрального федерального округа, по совокупному показателю уровня социально-экономического развития занимает 11 место в России. Около 300 ярославских предприятий имеют федеральное значение и являются лидерами в своих отраслях. По данным рейтингового агентства "Эксперт", Ярославская область по уровню инвестиционных рисков находится на четвертом месте, по показателю активности и благоприятности законодательства для инвесторов - на втором месте в России.

Ярославская область является одним из наиболее индустриально развитых регионов России. В решении экономических и социальных задач развития экономики региона промышленный сектор играет важную роль. На его долю приходится около 40 процентов валового регионального продукта экономики области и около 30 процентов численности занятых в экономике области.

Всего в области насчитывается 2288 крупных и средних организаций, из них 368 - промышленные предприятия. Наибольшее количество промышленных предприятий расположено в г. Ярославле (128 единиц), г. Рыбинске (55 единиц) и г. Переславле-Залесском (30 единиц).

Организациями промышленных видов деятельности производится около 70 процентов объемов товаров и услуг, производимых крупными и средними предприятиями области.

В структуре произведенной продукции преобладает доля обрабатывающих производств, среди которых наиболее развитыми отраслями являются машиностроение, нефтехимия, пищевая и легкая промышленность.

Машиностроение является основной отраслью промышленности региона, на долю которой приходится 29,1 процента объемов реализации продукции в промышленности области и 46,5 процента от всех работающих в промышленности области.

Данная отрасль специализируется на различных направлениях производства, среди которых особенно выделяется двигателестроение, представленное крупнейшими предприятиями как области, так и России: ОАО "НПО "Сатурн", ОАО "Автодизель", ОАО "Тутаевский моторный завод", ОАО "Ярославский завод дизельной аппаратуры". В городах Ярославль и Тутаев выпускают дизельные агрегаты и топливную аппаратуру к большегрузным автомобилям и сельскохозяйственной технике, в городе Рыбинске - авиационные двигатели к гражданским и военным самолетам.

Судостроение представлено 4 наиболее крупными предприятиями, расположенными в городах Ярославле и Рыбинске. ОАО "Ярославский судостроительный завод", ОАО "Судостроительный завод "Вымпел", ОАО "Рыбинская судостроительная верфь", ООО "Верфь братьев Нобель" выпускают суда различного класса и назначения.

К электротехнической подотрасли машиностроения относятся: ОАО "Ярославский электромашиностроительный завод" (ELDIN), ОАО "Ярославский завод "Красный маяк", ОАО "Ярославский радиозавод" комплекс кабельных предприятий, производящих электродвигатели, вибраторы, кабельную продукцию.

Среди предприятий приборостроения можно выделить ОАО "Рыбинский завод приборостроения", ОАО "Ростовский оптико-механический завод".

Старейшим производителем дорожных машин является ОАО "Раскат".

Кроме этого, в машиностроительный комплекс области входят предприятия, выпускающие станки и инструменты - ОАО "Пролетарская свобода", ЗАО "Ярполимермаш-Татнефть", ЗАО "Новые инструментальные решения", гидроаппаратуру - ОАО Гаврилов-Ямский машиностроительный завод "Агат", земснаряды - ОАО "Завод гидромеханизации", полиграфические машины - ООО "Литекс" и многие другие.

Второй по значимости отраслью промышленности является нефтехимия, доля которой составляет 24 процента от объема реализации продукции промышленности области.

На предприятиях химической и нефтехимической промышленности выпускаются шины для грузовых, легковых автомобилей и самолетов (ОАО "Ярославский шинный завод"), высококачественные лакокрасочные материалы (ОАО "Русские краски", ОАО "Объединение "Ярославские краски", группа компаний "Индекс"), технический углерод (ОАО "Ярославский технический углерод"), резинотехнические изделия (ЗАО "Ярославль-Резинотехника", ОАО "Ярославский завод РТИ"), упаковочные материалы, химико-фотографическая (ОАО "Компания "Славич") и другая продукция.

Нефтеперерабатывающая отрасль относится к числу новейших. Она представлена крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием - ОАО "Славнефть - Ярославнефтеоргсинтез", производящим бензин, керосин, дизельное топливо, масла, мазут.

Третье место по объему реализации продукции занимает пищевая и перерабатывающая промышленность (доля составляет 22 процента), в состав которой входят предприятия по переработке зерна, мяса, молока, овощей: ЗАО "Атрус" и ЗАО "Консервный завод "Поречский" (г. Ростов), ЗАО "РАМОЗ" и ОАО "Рыбинскхлебопродукт" (г. Рыбинск), ОАО "Ярославский комбинат молочных продуктов" (г. Ярославль). В г. Рыбинске выпускаются комбикорма (ОАО "Рыбинский комбикормовый завод"), в городах Ярославль, Углич, Данилов - масло и сыр.

Одним из крупнейших производителей пива в Центральной России является ярославский филиал ОАО "Пивоваренная компания "Балтика" -"Балтика-Ярославль". Сигареты табачной фабрики ЗАО "Балканская звезда" пользуются заслуженным спросом как в России, так и за рубежом. Более 100 лет выпускает высококачественную продукцию ОАО "Ликеро-водочный завод "Ярославский".

Легкая промышленность представлена производством льняных и хлопковых тканей и пряжи (ОАО "Ярославский комбинат технических тканей "Красный Перекоп", ЗАО "Красный Перевал", ЗАО "Гаврилов-Ямский льнокомбинат", ООО "Льнокомбинат Тульма", ОАО "Красные ткачи"), кожи (ЗАО "Хром"), валенок (ООО "Ярославская фабрика валяной обуви") и обуви, рабочей одежды, шубных изделий из натурального меха (ОАО "Ярославская овчинно-меховая фабрика"), кружевных и вышитых тканей (ЗАО "Новый мир").

В области имеется сеть предприятий по производству строительных и отделочных материалов: кирпича, сборного железобетона, теплоизоляционных кровельных материалов, керамзита, плитки тротуарной, бордюрного камня и др.

К лесной и деревообрабатывающей отрасли относятся лесокомбинаты, предприятия по производству пиломатериалов, мебели и гофрокартона.

Промышленный комплекс Ярославской области опирается на мощный научно-технический потенциал, использует имеющиеся ресурсы и огромный опыт производства уникальной продукции, стремится к созданию конкурентоспособного инновационного продукта на уровне лучших мировых образцов.

Сельское хозяйство региона представлено следующими направлениями: животноводство (молочный крупный рогатый скот, разведение свиней, в Тутаевском, Большесельском, Угличском районах развито овцеводство овчинно-шубного направления, вокруг крупных городов - Ярославля и Рыбинска - построены крупные птицефабрики); растениеводство (преобладание кормовых культур, выращивание зерновых культур, картофеля, технических культур, главная из которых лен, цикория, овощей). Наблюдается процесс коренной структурной перестройки в сельском хозяйстве. В области уделяется большое внимание строительству объектов малой переработки сельскохозяйственной продукции.

Топливно-энергетический комплекс и его развитие в современных условиях - острая экономическая проблема. Потребность в электроэнергии область обеспечивает примерно на 50 процентов, остальное приходится приобретать за пределами области, что в рыночных условиях существенно повышает себестоимость продукции и готовых изделий. Высокоразвитый в хозяйственном отношении регион потребляет большое количество энергии и топлива. Основной источник электроэнергии Ярославской области - природный газ и нефть, а из собственных - гидроресурсы. В прошлом широко использовался торф, первые электростанции работали на торфе. В конце 80-х годов прошлого столетия электростанции перешли на сжигание природного газа. В настоящее время на территории Ярославской области на торфе работает несколько котельных в Переславском и Некоузском муниципальных районах. Доля торфа в топливном балансе региона в 2009 году составила 0,02 процента.

В настоящее время в регионе насчитывается более 900 месторождений торфа. Основные месторождения сосредоточены на территории Некоузского, Рыбинского, Ярославского и Переславского муниципальных районов. Добыча торфа осуществляется на севере области - в Некоузском муниципальном районе и на юге - в Переславском.

На территории области насчитывается 5 электростанций, из них 3 тепловые, работающие на природном газе, мазуте и угле, 2 гидроэлектростанции. Гидроэлектростанции производят около 1/4 всей электроэнергии области.

По территории области проходят несколько магистральных нефтепроводов, входящих в систему трубопроводного транспорта нефти России.

Основные природные ресурсы Ярославской области - торф, песчано-гравийные материалы, строительный песок и сапропель. В регионе имеются месторождения 11 видов полезных ископаемых, отнесенных к общераспространенным.

Минерально-сырьевая база региона формировалась в течение 70 лет, с двадцатых по восьмидесятые годы ХХ века. В результате проведения геологоразведочных работ в области выявлено 1 169 месторождений различных полезных ископаемых, в том числе 1 044 месторождения торфа и сапропеля.

Недра Ярославской области обладают также геологическими предпосылками для выявления нетрадиционных полезных ископаемых: тугоплавких и бентонитовых глин, титан-циркониевых песков, глауконитов, вивианитов, урана, золота и углеводородного сырья.

Ярославская область - один из наиболее экономически развитых регионов Российской Федерации. Хотя область не обладает значительными сырьевыми ресурсами, экономика региона динамично развивается. Доля Ярославской области в формировании совокупного валового регионального продукта Российской Федерации составляет около 2 процентов.

Значительный вклад в экономику области вносит и малый бизнес.

В настоящее время в Ярославской области действует более 23,6 тыс. малых предприятий (с учетом микропредприятий), свыше 36 тыс. индивидуальных предпринимателей, около 2 тыс. крестьянских (фермерских) хозяйств. В сфере малого предпринимательства, с учетом наемных работников у индивидуальных предпринимателей, занято свыше 200 тыс. человек, в том числе на малых предприятиях (с учетом микропредприятий) свыше 100 тыс. человек. Среди малых и средних предприятий области есть такие, спрос на продукцию которых существует не только в России, но и за рубежом.

Открытая политика органов власти региона, направленная на поддержку бизнеса, выгодное географическое положение и развитая инфраструктура во многом способствуют активной интеграции области в систему мировых экономических связей. Область сегодня поддерживает внешнеторговые связи со 87 странами мира, активно привлекает российских и зарубежных инвесторов.

Ярославская область отличается высокой интенсивностью внешнеэкономических связей и экспортом продуктов преимущественно первичной переработки нефти и полуфабрикатов. Ярославская область, согласно рейтингу инвестиционной привлекательности регионов, за последние 11 лет 7 раз входила в десятку лучших регионов.

II. Анализ состояния энергетики ярославской области

1. Характеристика энергосистемы

1.1. Энергосистема Ярославской области включает в себя:

- три тепловые электростанции, работающие в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, общей установленной мощностью 751 МВт, в том числе: Ярославская ТЭЦ-1 - 131 МВт, Ярославская ТЭЦ-2 - 325 МВт, Ярославская ТЭЦ-3 - 295 МВт;

- две гидроэлектростанции общей установленной мощностью на расчетный пропуск воды 456,4 МВт, в том числе: Угличская ГЭС - 110 МВт, Рыбинская ГЭС - 346,4 МВт;

- две блок-станции установленной мощностью 54,5 МВт (ОАО "НПО "Сатурн", ОАО "Ярославский технический углерод");

- объекты электросетевого хозяйства, в том числе единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть 220 кВ протяженностью 1180,9 километра и установленной электрической мощностью 2147 МВА, территориальные распределительные электрические сети 35 - 110 кВ протяженностью 4312,5 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов подстанций филиала открытого акционерного общества "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра" - "Ярэнерго" (далее - филиал ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго") 35-110 кВ - 4334,1 МВА, а также распределительные сети 0,4 - 10 кВ протяженностью 40557 километров.

1.2. Структура региональной электроэнергетики складывается следующим образом:

1.2.1. Поставки электрической энергии и мощности конечным потребителям на территории области осуществляют два гарантирующих поставщика (ОАО "Ярославская сбытовая компания" и ООО "Русэнергосбыт") и семь независимых сбытовых компаний (ЗАО "МАРЭМ+", ООО "Транснефтьсервис", ООО "Русэнергоресурс", ОАО "Пивоваренная компания "Балтика", ОАО "Каскад-Энергосбыт", ОАО "Сибурэнергоменеджмент", ООО "Межрегионэнергосбыт").

1.2.2. Услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям до конечных потребителей оказывает филиал ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго", семь муниципальных предприятий и 69 территориальных сетевых организаций различной формы собственности.

1.2.3. Генерацию Ярославской энергосистемы представляют следующие предприятия: ОАО "Территориальная генерирующая компания N 2" (далее - ОАО "ТГК-2"), куда входят Ярославская ТЭЦ-1, Ярославская ТЭЦ-2, Ярославская ТЭЦ-3; филиал ОАО "РусГидро" - ОАО "Каскад Верхневолжских ГЭС", включая Угличскую ГЭС, Рыбинскую ГЭС; блок-станции и энергоустановки, находящиеся в собственности промышленных предприятий (ОАО "НПО "Сатурн", ОАО "Ярославский технический углерод").

При этом ОАО "ТГК-2" и филиал ОАО "РусГидро" - ОАО "Каскад Верхневолжских ГЭС" являются субъектами только оптового рынка и не имеют прямых договоров на поставку электрической энергии на розничном рынке Ярославской области, а блок-станции и энергоустановки работают в основном для удовлетворения потребности в электроэнергии предприятий - собственников данных электростанций.

2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Ярославской области за последние 5 лет

Динамика потребления электроэнергии по данным официальной статистики представлена в таблице 1:

Таблица 1

Показатель	Единица измерения	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
Электро-потребление	млн. кВт.ч	7786,5	8207,0	8417,0	8345,0	7771,0
Рост к предыдущему году	%		105,4	102,6	99,1	93,1
Рост к 2005 году	%		105,4	108,1	107,2	99,8

Диаграмма 1

Динамика
изменения электропотребления за период 2005 - 2009 годов, млн. кВт.

В течение 2006 - 2008 гг. общее потребление электроэнергии в Ярославской области имело рост по отношению к 2005 году в размере 105,4 процента в 2006 году, 108,1 процента - в 2007 году и 107,2 процента - в 2008 году.

В связи с финансовым кризисом мировой и российской экономики и аномально теплой зимой 2008 - 2009 годов произошло снижение электропотребления в регионе в 2009 году: по сравнению с 2005 годом на 0,2 процента, по сравнению с 2008 годом - на 6,9 процента.

3. Структура электропотребления Ярославской области

Основными энергопотребителями в области являются промышленные предприятия, расходующие более 24 процентов всей электроэнергии. Наибольший расход электроэнергии приходится на предприятия машиностроения, нефтехимической промышленности. Потребление в сфере транспорта и связи составляет 15,41 процента, доля населения в энергопотреблении составляет 12,15 процента, сельскохозяйственных потребителей - около 2,68 процента.

Структура
потребления электроэнергии в Ярославской области в 2009 году

Таблица 2

Наименование сферы энергопотребления	Объем, млн. кВт.ч	%
1	2	3
Всего в том числе:	7771,00	100,00
Промышленность - всего в том числе: - производство нефтепродуктов - химическое производство - машиностроение	1871,14 996,26 271,88 603,01	24,08
Производство и распределение электроэнергии, газа, воды	797,66	10,26
Строительство	93,40	1,20
Транспорт и связь	1197,60	15,41
Сельское хозяйство	208,10	2,68
Сфера услуг	862,55	11,10
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	943,90	12,15
Другие виды экономической деятельности	882,04	11,35
Потери в электрических сетях	914,6	11,77

Диаграмма 2

Структура
потребления электроэнергии, млн. кВт.ч

4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в регионе

Таблица 3

п/п	Предприятие	Отрасль/производство	Потребляемая мощность, кВт.ч
			2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	ОАО "Славнефть - Ярославнефтеоргсинтез"	нефтеперерабатывающая промышленность	115630	115840	115980	116250	114079
2.	ОАО "Автодизель"	машиностроение	48620	48980	49270	46530	42221
3.	ОАО "РЖД"	железнодорожный транспорт	60850	61460	62250	59250	49100
4.	ОАО "Ярославский шинный завод"	шинная промышленность	13002	13086	13521	12263	11526
5.	ОАО "Компания Славич"	химическая промышленность	58954	76500	71270	22530	38150
6.	ОАО "ЯЗДА"	машиностроение	30100	37800	121200	88507	29607
7.	ОАО "Славнефть" - ЯНПЗ им. Менделеева	нефтеперерабатывающая промышленность	50400	50400	50400	29113	22050
8.	ОАО "Тутаевский моторный завод"	машиностроение	271000	280000	309000	265605	171583
9.	ОАО "Ярославль-водоканал"	жилищно-коммунальное хозяйство	198000	212650	229800	221478	205590
10.	ОАО "НПО "Сатурн"	машиностроение	246000	165600	168000	56105	46890
11.	ОАО "Красный Перекоп"	легкая промышленность	21900	25130	25950	24072	20348
12.	ОАО "Фритекс"	химическая промышленность	57500	57500	57200	56100	31608
13.	ЗАО "Ярполимермаш-Татнефть"	машиностроение	32 314	33580	34350	26997	14552
14.	ОАО "НИИ Ярсинтез"	химическая промышленность	14700	14900	15100	11536	9350

5. Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет

Таблица 4

Показатель	Единица измерения	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
Максимум нагрузки	МВт	1322	1457	1427	1390	1373
Генерация ТЭС	МВт	484	507	523	583	461
Генерация ГЭС	МВт	323	189	351	236	288
Сальдопереток	МВт	515	761	553	571	624

Диаграмма 3

Динамика
изменения максимума нагрузки и генерации за отчетный период 2005 - 2009 гг., МВ

6. Динамика потребления тепловой энергии в Ярославской области и структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных

Установленная мощность системы теплоснабжения Ярославской области по состоянию на 01 января 2010 года составляет 14 094,5 Гкал/час и включает в себя 827 источников теплоснабжения общей установленной тепловой мощностью 10 547,5 Гкал/час, три электростанции (теплоэлектроцентрали) и две блок-станции установленной тепловой мощностью 3 547 Гкал/ч.

Услуги централизованного теплоснабжения потребителям оказывают 427 котельных всех форм собственности (в том числе производственно-отопительные и коммунальные отопительные) установленной мощностью 8 756 Гкал/ч.

Кроме того, ряд потребителей имеет котельные, которые производят тепловую энергию только для собственного потребления.

Особенность системы теплоснабжения Ярославской области заключается в том, что большая часть объектов жилищного и непромышленного сектора, являющихся потребителями тепловой энергии, имеют горячее водоснабжение с открытой схемой. У промышленных потребителей горячее водоснабжение в основном осуществляется по закрытой схеме.

Производство тепловой энергии в Ярославской области в 2005 - 2009 годах приведено в таблице 5:

Таблица 5

Показатель	Единица измерения	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
Производство тепловой энергии	тыс. Гкал	17748	17872	18310	16698	16726
Рост к предыдущему году	%		100,7	102,5	91,20	100,17
Рост к 2005 году	%		100,7	103,2	94,1	94,2

Производство тепловой энергии в 2009 году составило 100,17 процента к уровню 2008 года. Начиная с 2005 года производство тепловой энергии находится примерно на одном уровне, кроме кризисного 2008 года. В 2008 году падение производства тепловой энергии составило 8,8 процента. Максимальное значение уровня производства тепловой энергии в период с 2005 по 2009 год достигнуто в 2007 году и составило 18 310 тыс. Гкал.

Структура выработки тепловой энергии в Ярославской области в 2005 - 2009 годах приведена в таблице 6:

Таблица 6

Источник тепловой энергии	Единица измерения	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
1	2	3	4	5	6	7
Электростанции	тыс. Гкал	6538,75	6554,01	6494,40	5999,59	5777,20
	%	36,84	36,67	35,47	35,93	34,54
Котельные установки	тыс. Гкал	11196,95	11306,49	11804,40	10691,21	10942,70
	%	63,09	63,26	64,47	64,03	65,42
Электрокотлы	тыс. Гкал	12,30	11,50	11,20	7,20	6,10
	%	0,07	0,06	0,06	0,04	0,04
Всего	тыс. Гкал	17748,00	17872,00	18310,00	16698,00	16726,00
в том числе, за счет вторичных энергоресурсов	тыс. Гкал	1821,00	1667,00	1750,00	1866,00	1890,00
	%	10,26	9,33	9,56	11,17	11,30

Основным источником удовлетворения потребности в тепловой энергии являются котельные, их доля составляет от 63,9 процента в 2005 году до 65,42 процента в 2009 году. Доля электростанций составляет от 34,54 процента в 2009 году до 36,84 процента в 2006 году.

За счет вторичных энергоресурсов производится от 10,26 процента до 11,30 процента тепловой энергии. Причем наблюдается рост доли тепловой энергии, производимой за счет вторичных энергоресурсов, в общем производстве в 2008 - 2009 годах.

Динамика отпуска тепловой энергии с коллекторов электростанций в 2005 - 2009 годах составлена на основании данных генерирующих компаний и приведена в таблице 7:

Таблица 7

N п/п	Наименование	Единица измерения	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
Выработка тепловой энергии в Ярославской области - всего
1.	Отпуск теплоэнергии с коллекторов - всего	тыс. Гкал	6538,75	6554,01	6494,40	5999,59	5777,20
Электростанции ОАО "ТГК-2"
2.	Отпуск теплоэнергии - всего	тыс. Гкал	5623,15	5640,74	5626,58	5200,08	4960,41
	в том числе:
2.1.	Ярославская ТЭЦ-1	тыс. Гкал	1119,66	1 69,62	1036,18	883,86	813,42
2.2.	Ярославская ТЭЦ-2	тыс. Гкал	1769,46	1880,01	1963,50	1883,82	1721,76
2.3.	Ярославская ТЭЦ-3	тыс. Гкал	2734,03	2691,11	2636,90	2432,40	2425,23
Блок-станции
3.	ОАО "НПО "Сатурн"	тыс. Гкал	915,60	913,27	867,82	799,51	816,79

Динамика структуры потребления тепловой энергии по группам потребителей представлена в таблице 8:

Таблица 8

Группа потребителей	Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
Население	8092,56	8029,56	8342,27	7314,29	7652,01
	49,10	48,50	48,40	46,60	49,70%
Бюджетные организации	1944,73	1668,57	1930,44	1726,55	1801,38
	11,80	10,00	11,20	11,00	11,70
Промышленные потребители	5888,56	5773,25	5670,68	4850,03	4418,77
	35,73	34,60	32,90	30,90	27,70
Прочие хозяйствующие субъекты	555,43	1151,31	1292,71	1805,03	1524,24
	3,37	6,90	7,50	11,50	9,90
Потери тепловой энергии	1267	1186	1074	1002	1330
Всего по области	16480,80	16685,70	17236,10	15695,90	15396,40

В 2009 году тепловое потребление в Ярославской области снизилось по отношению к 2007 году на 11,9 процента, или на 1 839,7 тыс. Гкал. В основном снижение теплового потребления коснулось промышленности: в 2008 году снижение к 2005 году составило 1 038,53 тыс. Гкал (21,4 процента). В 2007 году наметилась тенденция увеличения теплопотребления относительно 2006 года в социально-бытовой сфере и сфере услуг (15,7 процента). Повышение в 2009 году потерь тепловой энергии связано с массовым выделением потерь тепловой энергии из договоров потребителей.

7. Перечень основных потребителей тепловой энергии в Ярославской области

Основными потребителями тепловой энергии в Ярославской области являются предприятия промышленности, имеющие источники тепловой генерации - отопительно-производственные и производственные котельные - для покрытия потребности в тепловой энергии для собственных производственных и коммунально-бытовых нужд.

Перечень основных потребителей тепловой энергии Ярославской области приведен в таблице 9:

Таблица 9

Наименование предприятия	Отрасль	Потребляемая мощность в 2009 году, Гкал/ч	Потребление тепловой энергии в 2009 году, Гкал/год
1	2	3	4
ОАО "Ярославский шинный завод"	шинная промышленность	193,14	367831,0
ОАО "Автодизель"	машиностроение	208,50	287342,37
ОАО "Славнефть-ЯНОС"	нефтехимическая промышленность	204,38	758967,58
Новоярославская станция ОАО "РЖД"	хранение и складирование материалов	22,44	100484,00
ОАО НИИ "ЯРСИНТЕЗ"	нефтехимическая промышленность	18,20	31211,30
ОАО "Ярославский судостроительный завод"	судостроение	13,20	12060,40
ООО "Энергия-1"	производство, передача и распределение тепловой энергии	27,10	24083,00
ОАО "Ярославский шиноремонтный завод"	шинная промышленность	13,73	40197,00
ОАО "Ярославский электромашиностроительный завод" ("ELDIN")	производство электродвигателей	22,20	27679,80
ЗАО "Ярполимермаш-Татнефть"	машиностроение	22,00	16805,00
ОАО "Тутаевский моторный завод"	машиностроение	20,00	172160,00
ОАО "Рыбинский завод приборостроения"	радиоэлектроника	7,00	57993,00
ОАО "Гаврилов-Ямский машзавод "Агат"	авиастроение	10,00	21660,00
ЗАО "Атрус"	пищевая и перерабатывающая промышленность	7,10	62560,00
ОАО "Сатурн-Газовые турбины" (промплощадка 2)	машиностроение	7,50	65730,00
ОАО "Рыбинсккабель"	кабельная промышленность	8,60	74930,00
ОАО "Ярославский бройлер"	пищевая и перерабатывающая промышленность	8,40	73510,00
ОАО "Славнефть-Ярославнефтепродукт" (цех N 1)	сбыт нефтепродуктов	8,60	75320,00
ОАО "Ярославский технический углерод"	химическая промышленность	77,81	649595,00
ОАО "Русские краски"	лакокрасочная промышленность	5,80	50640,00
ЗАО "Ярославль - Резинотехника"	химическая промышленность	43,02	117520,00
ОАО "Компания Славич"	химическая промышленность	3,9	33923
ЗАО "Норский керамический завод"	производство керамических строительных материалов	4,9	16000
Рыбинская нефтебаза ОАО "Газпромнефть-Ярославль"	сбыт нефтепродуктов	4,5	39440
ОАО "Техническая бумага"	целлюлозно-бумажная промышленность	2,6	23090
ФГУП "Экспериментальный сырзавод"	пищевая и перерабатывающая промышленность	3,7	32720
ОАО "Ярославльводоканал"	ЖКХ	4,2	25531
"ЯЭРЗ" - филиал ОАО "Желдорреммаш"	железнодорожное машиностроение	4,9	42790
ОАО Ярославский вагоноремонтный завод "Ремпутьмаш"	железнодорожное машиностроение	3,7	32790
ОАО "Ярославский радиозавод"	радиоэлектроника	3,5	30280
ЗАО "Хром"	перерабатывающая промышленность	4,0	22390

8. Структура установленной мощности на территории Ярославской области

Установленная мощность автотрансформаторов и трансформаторов подстанций 35 кВ и выше

Таблица 10

Наименование объекта	Количество подстанций	Установленная мощность трансформаторов, МВА
Объекты филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС:
- 500 кВ	0	-
- 220 кВ	9	2147,0
Объекты филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго":
- 110 кВ	63	2287,7
- 35 кВ	101	646,7
Объекты прочих собственников:
- 110 кВ	24	1297,5
- 35 кВ	30	565,5
Всего по области	227	6944,4

Протяженность воздушных линий энергосистемы Ярославской области

Таблица 11

Наименование объектов	Протяженность воздушных линий, км
Объекты филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС:
- 500 кВ	-
- 220 кВ	1180,9
Объекты филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго":
- 110 кВ	1912,0
- 35 кВ	2404,3
Объекты прочих собственников:
- 110 кВ	10,9
- 35 кВ	3,1
Всего по области	551,3

Характеристика распределительных сетей Ярославской области

Таблица 12

Наименование организации	Количество трансформаторных подстанций	Протяженность воздушных (кабельных) линий, км
		1 - 20 кВ	0,4 кВ	всего
Филиал ОАО "МСРК Центра" - "Ярэнерго"	6397	13084	8474	21558
Муниципальные территориальные сетевые организации	1705	8705	9604	18309
Прочие территориальные сетевые организации	426	400	290	690
Всего	8528	22189	18368	40557

Общие сведения и технические характеристики линий электропередач и подстанций 110-35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" и филиала открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" Валдайского предприятия магистральных электрических сетей (далее - филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС) приведены в приложениях к Схеме развития электрических сетей.

В период 2006 - 2010 гг. в Ярославской области введено в эксплуатацию три подстанции 110 кВ (94,6 МВА), две подстанции 35 кВ (32,6 МВА), проведены техническое перевооружение и реконструкция с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы большей мощностью на восьми подстанциях 110 кВ (увеличение мощности - 107 МВА) и на трех подстанциях 35 кВ (увеличение мощности - 6 МВА), введено 18 километров линий электропередач 110 кВ, 14,65 километра линий электропередач 35 кВ. Данные по вводам новых объектов и реконструкции существующих приведены в таблице 13:

Таблица 13

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Мощность, МВА	Протяженность, км
1	2	3	4	5
Ввод подстанций
1.	ПС-110/10 кВ "ТРК"	2007	2х16
2.	ПС-110/10 кВ "Продуктопровод" (ППС "Некоуз")	2007	2х6,3
3.	ПС-35/10 кВ ГПС "Ярославль"	2007	2х6,3
4.	ПС-35/10 кВ "НЕКСАНС"	2007	2х10
5.	ПС-110/10 кВ "Которосль"	2010	2х25
Замена трансформаторов
1.	ПС-110/35/6 кВ "Северная" (Т1,Т2)	2006	3х25/2х63
2.	ПС-110/10 кВ "Брагино" (Т1,Т2)	2006	2х25/2х40
3.	ПС-110/35/6 кВ "НПЗ" (Т1, Т2)	2007	15+16/2х25
4.	ПС-110/10 кВ "Чайка"	2008	2х16/2х25
5.	ПС-110/35/10 кВ "Данилов" (тяг.) (Т2)	2006	10/25
6.	ПС-110/35/10 кВ "Шушково" (тяг.) (Т2)	2008	20/25
7.	ПС-110/35/10 кВ "Коромыслово" (тяг.) (Т2)	2008	20/25
8.	ПС-110/35/10 кВ "Путятино" (тяг.) (Т2)	2008	20/25
9.	ПС-110/6 кВ "Кинопленка" (Т1)	2010	6,3/16
10.	ПС-35/6 кВ "Батьки" (Т1, Т2)	2006	2х1/2х1,6
11.	ПС-35/6 кВ "Купань" (Т1, Т2)	2006	2х1,6/2х2,5
12.	ПС-35/6 кВ "Урожай" (Т1, Т2)	2007	2х2,5/2х4
13.	ПС-110/35/10 кВ "Беклемишево" (Т2)	2009	20+15/20+25
14.	ПС-35/10 кВ "Ватолино"	2010	2,5+4/2х4
15.	ПС-35/10 кВ "Туношна"	2010	4+2,5/2х2,5
16.	ПС-35/10 кВ "Волна"	2010	2х2,5/2х4
17.	ПС-35/10 кВ "Некрасово"	2010	2х10/2х16
Ввод воздушных линий
1.	ВЛ 110 кВ Шестихино-Некоуз	2007		18,0
2.	ВЛ 110 кВ Институтская-Южная	2007		7,5
3.	Отпайка ВЛ-35 кВ на ПС "Семибратово" от ВЛ-35 кВ Марково-Урусово	2006		8,6
4.	ВЛ-35 кВ Магистральная-1,2 (от ПС "ГПС" до ПС "НПЗ")	2007		5,6
5.	ВЛ-35 кВ Углич-УРМЗ	2007		0,95
6.	Заход ВЛ-110 кВ на ПС "Которосль"	2010		3

Данные о вводе в эксплуатацию мощностей на генерирующих источниках представлены в таблице 14:

Таблица 14

N п/п	Генерирующий источник	Ввод генерирующей мощности, МВт	Год ввода
1.	Ярославская ТЭЦ-2	115	2007

Структура установленной мощности генерирующих объектов

Таблица 15

Наименование объекта	Установленная мощность, МВт	Доля от суммарной установленной мощности, %
Теплоэлектроцентрали - всего	751	59,5
Ярославская ТЭЦ-1	131	10,4
Ярославская ТЭЦ-2	325	25,6
Ярославская ТЭЦ-3	295	23,3
Гидроэлектростанции - всего	456,4	36,2
Угличская ГЭС	110	8,7
Рыбинская ГЭС	346,4	27,5
Блок-станции - всего	54,5	4,3
ОАО "ЯТУ"	24	1,9
ОАО "НПО "Сатурн"	30,5	2,4
Всего	1261,9	100

Диаграмма 4

Структура
установленной мощности генерирующих объектов

9. Состав оборудования электростанций

В таблице 16 приведен состав оборудования существующих электростанций, а также блок-станций с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

Таблица 16

N п/п	Наименование электростанции, состав основного оборудования	Год ввода	Установленная мощность на 2008 год (МВт)	Ведомственная принадлежность
1	2	3	4	5
Теплоэлектроцентрали
1.	Ярославская ТЭЦ-1		131	ОАО "ТГК-2"
	в том числе:
	ст. N 2 Т-25-29	1935	25
	ст. N 3 ПТ-25-90/10М	1949	25
	ст. N 4 ПТ-25-90/10М	1952	25
	ст. N 5 Р-25-90/31	1958	25
	ст. N 6 Р-6-90/31	1959	6
	ст. N 7 ПТ-25/30-8,8/1,0-1	2000	25
2.	Ярославская ТЭЦ-2		325	ОАО "ТГК-2"
	в том числе:
	ст. N 1 ПТ-30-90/13	1955	30
	ст. N 2 ПР-20-90/1,2	1957	20
	ст. N 3 Р-50-130/13	1964	50
	ст. N 4 Т-50-130	1965	50
	ст. N 5 ПТ-60-130/13	1970	60
	ст. N 6 Тп-115/125-130-1тп	2007	115
3.	Ярославская ТЭЦ-3		295	ОАО "ТГК-2"
	в том числе:
	ст. N 1 ПТ-65/75-130/13	1961	65
	ст. N 2 ПТ-50-130/13	1962	50
	ст. N 3 Р-50-130/13	1963	-
	ст. N 4 ПТ-65/75-130/13	1965	65
	ст. N 5 ПТ-65/75-130/13	1966	65
	ст. N 6 Р-50-130/13	1970	50
Гидроэлектростанции
1.	Угличская ГЭС		110	филиал ОАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"
	в том числе:
	ст. N 1 СВ-1250/170-96	1940	55
	ст. N 2 СВ-1250/170-96	1941	55
2.	Рыбинская ГЭС		346,4	филиал ОАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"
	в том числе:
	ст. N 1 СВ-1250/170-96	1941	55
	ст. N 2 СВ-1250/170-96	1942	55
	ст. N 3 СВ-1250/170-96	1950	55
	ст. N 4 СВ-1243/160-96	2002	63,2
	ст. N 5 СВ-1250/170-96	1945	55
	ст. N 6 СВ-1243/160-96	1998	63,2
Блок-станции
1.	Блок-станция		24	ОАО "ЯТУ"
	в том числе:
	ст. N 1 ГТУ-1		12
	ст. N 2 ГТУ-2		12
2.	ОАО "НПО "Сатурн" - всего		30,5	ОАО "НПО "Сатурн"
	ТЭЦ		16
	в том числе:
	ст. N 1 Т-6-2У3		6
	ст. N 2 Т2-6-2		6
	ст. N 3 Т3-4-2		4
	ГТУ		2,5
	в том числе:
	ст. N 1 ГТУ-1		2,5
	ст. N 2 ГТУ-2		-
	ГТЭС-14		12
	в том числе:
	ст. N 1 ТК-6-2РУЗ		6
	ст. N 2 ТК-6-2РУЗ		6

10. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Таблица 17

N п/п	Наименование объекта	Единица измерения	Выработка электрической энергии, млн. кВт.ч
			2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
	Всего по энергосистеме в том числе:	млн.кВт.ч	4328	3878	4240	4453	4422
1.	Теплоэлектроцентрали ОАО "ТГК-2" - всего в том числе:	млн.кВт.ч	2601	2618	2761	2948	2446
1.1.	Ярославская ТЭЦ-1	млн.кВт.ч	451	472	478	486	394
1.2.	Ярославская ТЭЦ-2	млн.кВт.ч	879	882	962	1187	977
1.3.	Ярославская ТЭЦ-3	млн.кВт.ч	1271	1264	1321	1275	1075
2.	Филиал ОАО "Рус Гидро" - "КВВГЭС" - всего в том числе:	млн.кВт.ч	1508	1031	1259	1288	1777
2.1.	Рыбинская ГЭС	млн.кВт.ч	1230	762	1040	971	1449
2.2.	Угличская ГЭС	млн.кВт.ч	278	269	219	317	328
3.	Блок-станции - всего в том числе:	млн.кВт.ч	219	229	220	217	199
3.1.	ОАО "НПО" "Сатурн"	млн.кВт.ч	219	229	220	217	199
3.2.	ОАО "ЯТУ"	млн.кВт.ч

Диаграмма 5

Структура
выработки электроэнергии за отчетный период 2005 - 2009 гг., млн.кВт.ч

11. Балансы электрической энергии и мощности за последние 5 лет

Баланс электрической энергии (мощности) обеспечивается в области за счет собственной выработки электрической энергии электростанций (теплоэлектроцентралей) и гидроэлектростанций, которая составляет около 50 - 56 процентов энергопотребления, и сальдированного перетока электроэнергии по магистральным сетям ОАО "ФСК ЕЭС" от поставщиков оптового рынка электроэнергии и мощности.

Таблица 18

N п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Фактическое значение
			2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Потребление электроэнергии	млн. кВт.ч	7787	8207	8417	8345	7771
2.	Выработка электроэнергии - всего в том числе	млн. кВт.ч	4328	3878	4240	4453	4422
2.1.	ТЭЦ (вместе с блоками)	млн. кВт.ч	2820	2847	2981	3165	2645
2.2.	ГЭС	млн. кВт.ч	1508	1031	1259	1288	1777
3.	Сальдо-переток	млн. кВт.ч	3459	4329	4177	3892	3349
4.	Максимум электрической нагрузки	МВт	1322	1457	1427	1390	1373

Ярославская энергосистема является дефицитной как по мощности, так и по объему (количеству) вырабатываемой электроэнергии.

12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Ярославской области в 2009 году

Основным видом топлива для производства электрической и тепловой энергии в Ярославской области является природный газ, доля которого более 93,38 процента в суммарном топливном балансе Ярославской области.

Объемы и структура топливного баланса в 2009 году представлены в таблице 19:

Таблица 19

Вид топлива	Расход, т у.т.	Доля, %
Природный газ	3244874,11	93,38
Мазут	137194,51	3,95
Каменный уголь	58236,95	1,68
Дизельное топливо	7284,33	0,21
Торф	606,94	0,02
Дрова	10175,33	0,29
Сжиженный газ	8007,40	0,23
Печное топливо	729,86	0,02
Электроэнергия	7622,52	0,22
Всего	3474731,94	100

Диаграмма 6

Структура
топливного баланса Ярославской области в 2009 году

Из общего количества 75 процентов котельных области работают на природном газе, 0,9 процента - на угле, 1,2 процента - на мазуте и печном бытовом топливе, 5 процентов - на местных видах топлива (торф).

В топливном балансе электростанций природный газ составляет 98,73 процента, мазут - 0,45 процента, уголь - 0,82 процента.

Структура топливного баланса тепловых электростанций и котельных в 2005 - 2009 годах приводится в таблице 20:

Таблица 20

Наименование показателя	2005 г.		2006 г.		2007 г.		2008 г.		2009 г.
	тыс. т у.т.	%	тыс. т у.т.	%	тыс. т у.т.	%	тыс. т у.т.	%	тыс. т у.т.	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Суммарный расход топлива по области	5084	100	5193	100	5407	100	5246	100	5265	100
Суммарный расход топлива по электростанциям и на производство электроэнергии	838,9	16,5	732,2	14,1	935,4	17,3	916,0	17,5	771,0	14,6
Суммарный расход топлива по электростанциям и на производство тепловой энергии	874,4	17,2	825,7	15,9	924,6	17,1	891,0	17,0	868,0	16,5
Суммарный расход топлива котельными	1377,8	27,1	1521,5	29,3	1470,7	27,2	1377,0	26,2	1395,0	26,5
Расход топлива электростанциями и котельными в том числе:	3030,1	59,6	3053,5	58,8	3303,7	61,1	3184,0	60,7	3034,0	57,6
природный газ	2490,1	82,18	2538,1	83,1	2778,4	84,1	2748	86,3	2634	86,82
мазут	202,1	6,67	171,3	5,61	152,0	4,6	142	4,46	130	4,28
уголь	106,7	3,52	96,5	3,16	69,4	2,1	48,5	1,52	31,5	1,04
дрова	3,6	0,12	3,7	0,12	3,3	0,1	3,2	0,10	3,9	0,13
торф	2,1	0,07	1,5	0,05	1,7	0,05	1	0,03	3,9	0,13
жидкое топливо	10,6	0,35	10,1	0,33	10,2	0,31	6,4	0,20	6,2	0,20

13. Основные характеристики электросетевого хозяйства области

Перечень существующих линий электропередач и подстанций 35 кВ и выше приведен в Схеме развития электрических сетей.

Основная электрическая сеть энергосистемы Ярославской области сформирована с использованием системы номинального напряжения 110 - 220 кВ.

Системообразующей сетью энергосистемы Ярославской области является сеть 220 кВ. Воздушные линии 220 кВ, являясь звеньями межсистемных связей объединенной энергосистемы Центра, служат для покрытия дефицита мощности энергосистемы Ярославской области, связывают все центры нагрузок между собой и с центрами электроснабжения. На этом напряжении осуществляется связь Ярославской энергосистемы с другими энергосистемами: Костромской (ВЛ-220 кВ Костромская ГРЭС-Ярославская, Мотордеталь-Тверицкая), Московской (2ВЛ Угличская ГЭС-Заря), Владимирской (ВЛ-220 кВ Александров-Трубеж), Вологодской (ВЛ-220 кВ Пошехонье-Череповец-1,2, Пошехонье-Вологда, Пошехонье-Ростилово).

Электрические сети напряжением 220 кВ используются для выдачи мощности электростанций, питания крупных нагрузочных узлов. В настоящее время на территории Ярославской области действуют девять подстанций 220 кВ "Ярославская", "Тверицкая", "Венера", "Вега", "Тутаев", "Неро", "Трубеж", "Сатурн", "Пошехонье" общей установленной мощностью 2147 МВА. Протяженность воздушных линий электропередачи 220 кВ - 1180,9 километра.

Действующая сеть 110 кВ энергосистемы выполняет в основном функции распределительной сети, обеспечивает надежное электроснабжение потребителей. На напряжении 110 кВ осуществляется выдача мощности основных электростанций. На этом напряжении также осуществляется связь Ярославской энергосистемы с другими энергосистемами (Костромской, Владимирской, Тверской, Вологодской, Ивановской).

Все находящиеся на территории энергосистемы Ярославской области электросетевые объекты напряжением 220 кВ являются объектами Единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС), а их эксплуатация осуществляется филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайским ПМЭС.

В энергосистеме находится в эксплуатации 84 подстанции 110 кВ со 169 трансформаторами (установленная мощность - 3508 МВА) и 115 подстанций 35 кВ с 216 трансформаторами (установленная мощность - 826,1 МВА).

Протяженность линий электропередачи: 110 кВ - 1897,7 километра, 35 кВ - 2414,8 километра.

Распределительные электрические сети 0,4-10 кВ общей протяженностью 40557 километров, установленной мощностью трансформаторов 2745 МВА осуществляют транспортировку электроэнергии до конечных потребителей.

14. Основные внешние связи Ярославской энергосистемы

Диаграмма 7

Схема внешних электрических связей области

Внешние электрические связи энергосистемы Ярославской области:

с Костромаэнерго-	ВЛ 220 кВ:	Костромская ГРЭС - Ярославская Мотордеталь - Тверицкая
	ВЛ 110 кВ:	Нерехта-1 Нерехта-2 Халдеево - Буй
с Ивэнерго-	КВЛ 110 кВ:	ИвГРЭС - Неро-1 ИвГРЭС - Неро-2
с Владимирэнерго-	ВЛ 220 кВ: ВЛ 110 кВ:	Александров - Трубеж Александров - Балакирево-1 Александров - Балакирево-2
с Мосэнерго-	ВЛ 220 кВ:	Угличская ГЭС - Заря-1 Угличская ГЭС - Заря-2
с Тверьэнерго-	ВЛ 110 кВ:	Пищалкино - Бежецк
с Вологдаэнерго -	ВЛ 220 кВ:	Пошехонье - Череповец-1 Пошехонье - Череповец-2 Пошехонье - Ростилово Пошехонье - Вологда
	ВЛ 110 кВ:	Скалино - Пречистое.

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории ярославской области

Основными "узкими" местами энергосистемы Ярославской области являются:

- физическое и моральное старение оборудования подстанций и линий электропередач;

- дефицит собственных генерирующих мощностей, физическое и моральное старение оборудования электростанций;

- недостаточная пропускная способность основных электрических сетей, что приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей;

- растущий дефицит мощности и электроэнергии;

Ярославская энергосистема является дефицитной как по мощности, так и по объему вырабатываемой электроэнергии. Покрытие дефицита осуществляется за счет получения мощности от соседних энергосистем.

Наиболее загруженными из межсистемных связей являются воздушные линии 220 кВ Костромская ГРЭС-Ярославская и Мотордеталь-Тверицкая, по которым покрывается почти 50 процентов дефицита мощности энергосистемы, из чего следует, что надежность электроснабжения Ярославской энергосистемы в значительной степени зависит от работы линий электропередач 220 кВ Костромская ГРЭС-Ярославль и Мотордеталь-Тверицкая.

Наиболее загруженные линии 110 кВ: Рыбинская ГЭС - Восточная (Щербаковская-1,2), Ярославская - Ярцево (Южная, Институтская), Нерехта - Ярцево (Нерехта 1,2 и Ярцево-Лютово), Венера - Шестихино (Шестихинская 1,2). Загрузка линий 110 кВ в настоящее время не превышает допустимых значений в нормальной схеме. В ремонтных и послеаварийных режимах на эти линии ложится нагрузка выше допустимых значений. 34 процента от общей протяженности воздушных линий 110 кВ имеют срок эксплуатации больше 40 лет и подлежат полной или частичной реконструкции и восстановлению с заменой опор и подвеской проводов большего сечения.

Как показали результаты анализа, темпы старения оборудования 110 кВ и выше превышает темпы вывода его из работы и замены. В сетях 220 кВ в настоящее время 63 процента линий имеют срок эксплуатации свыше 40 лет. 63 процента автотрансформаторов 220 кВ, 60 процентов трансформаторов 110 кВ имеют срок эксплуатации более 25 лет.

В соответствии с расчетами пропускной способности центров питания филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" в Ярославской области, выполненными по итогам зимнего замера максимума нагрузки в декабре 2009 года, часть подстанций являются "закрытыми" для технологического присоединения или имеют ограниченную возможность технологического присоединения в связи с перегрузкой свыше 105 процентов, которая возникнет у одного из трансформаторов при отключении второго.

Перечень центров питания с ограничениями технологического присоединения дополнительной мощности приведен в таблице 21:

Таблица 21

N п/п	Напряжение, кВ	Наименование подстанции	Установленная мощность трансформаторов, МВА	Ограничение в связи с аварийной загрузкой подстанций свыше 105%
1	2	3	4	5
1.	110/35/10	"Аббакумцево"	2х10	+
2.	110/35/6	"Павловская"	20+25	+
3.	110/6	"Кинопленка"	6,3+10	+
4.	110/35/10	"Нила"	2х6,3	+
5.	110/35/6	"Переславль"	2х25	+
6.	110/35/10	"Ростов"	20+25	+
7.	110/35/10	"Техникум"	2х6,3	+
8.	110/35/10	"Толга"	15+25	+
9.	35/10	"Волна"	2х2,5	+
10.	35/6	"Заволжская"	2х10	+
11.	35/10	"Тутаев"	2х6,3	+
12.	35/10	"Рязанцево"	2х1,6	+
13.	35/10	"Сараево"	1+1,6	+
14.	35/6	"Прибрежная"	2х10	+

Таким образом, для региона основной проблемой является дефицитность Ярославской энергосистемы как по мощности, так и по объемам производимой электроэнергии.

Для ликвидации дефицита электроэнергии и мощности на территории региона необходима реализация крупных инвестиционных проектов по развитию собственных генерирующих мощностей.

В сети, относящейся к ЕНЭС, необходима реализация следующих мероприятий:

- реконструкция и модернизация существующих подстанций 220 кВ для повышения надежности электроснабжения;

- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности в энергосистему от запланированной к строительству парогазовой установки мощностью 450 МВт на Тенинской водогрейной котельной ОАО "ТГК-2";

- обеспечение резерва транзита электроэнергии от Ивановской ГРЭС по воздушной линии ВЛ-220 кВ через подстанцию "Неро".

В части развития распределительных сетей необходима реализация мероприятий по реконструкции и развитию электрических сетей, предусмотренных Схемой развития электрических сетей, в том числе:

- реконструкция существующих подстанций 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам;

- расширение и реконструкция существующих подстанций за счет установки вторых трансформаторов на одно трансформаторных подстанциях;

- замена существующих трансформаторов на более мощные;

- строительство новых подстанций в центрах роста нагрузок;

- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности в энергосистему от объектов когенерации в рамках подпрограммы "Повышение энергоэффективности энергетического комплекса Ярославской области на базе развития когенерационной энергетики" областной целевой программы "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области" на 2008 - 2012 годы и перспективу до 2015 года (далее - Подпрограмма развития когенерационной энергетики).

В настоящее время износ основных фондов в распределительных электрических сетях 0,4 - 10 кВ составляет свыше 70 процентов, поэтому необходима активизация работ по реконструкции и модернизации распределительных электрических сетей с использованием современных технологий.

В состав распределительного электросетевого комплекса региона, кроме филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго", входят 7 муниципальных электросетевых организаций и 62 территориальных сетевых организаций различной формы собственности.

Кроме того, в регионе около 0,5 процента электрических сетей 0,4 - 10 кВ от общего количества являются бесхозяйными.

В результате проведенных комплексных проверок территориальных сетевых организаций выявлен низкий уровень эксплуатации электросетевого комплекса, что существенно влияет на надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей региона.

Процесс оптимизации затрат электросетевых организаций во многом затруднен из-за высокого уровня расхода электроэнергии на технологические нужды (потери), однако для снижения технологических и коммерческих потерь имеются серьезные резервы.

Исходя из текущего состояния электросетевого комплекса 0,4 - 10 кВ определены приоритетные задачи его усовершенствования:

- интеграция муниципальных электросетевых активов в единую электросетевую компанию;

- организация выполнения электросетевыми компаниями организационно-технических мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии в сетях.

IV. Основные направления развития энергетики ярославской области

1. Цели и задачи развития энергетики Ярославской области

Анализ ситуации, сложившейся в топливно-энергетическом комплексе Ярославской области, выявил проблемы в надежном энергообеспечении. Эти проблемы вызваны рядом причин, влияющих на обеспечение устойчивого энергоснабжения и оказывающих негативное воздействие на развитие Ярославской области.

В первую очередь к таковым можно отнести дефицит электрической мощности, ограничения пропускной способности основных электрических сетей, что приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей, а также высокий износ электросетевого и энергетического оборудования топливно-энергетического комплекса Ярославской области.

Энергетическую независимость Ярославской области снижает отсутствие крупных электрогенерирующих установок и собственных запасов традиционных видов топлива.

Инвестиции в обновление, модернизацию оборудования топливно-энергетического комплекса Ярославской области вкладываются в недостаточном объеме, что приводит к его старению, повышению уровня аварийности и снижению эксплуатационной готовности.

В соответствии со Стратегией развития Ярославской области до 2030 года, утвержденной постановлением Губернатора Ярославской области от 22.06.2007 N 572 "О Стратегии социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года" (далее - Стратегия) и отвечающей основным задачам концепции социально-экономического развития России, намечен и успешно реализуется комплекс мероприятий, направленных на развитие топливно-энергетического комплекса Ярославской области.

В качестве приоритетного направления следует выделить развитие системы электроснабжения, которое включает в себя задачи развития электросетевого комплекса и генерации на территории области.

Необходимость развития генерации обусловлена дефицитом собственных генерирующих мощностей в области, для снижения которого предполагается реализация ряда инвестиционных проектов по строительству новых и реконструкции существующих генерирующих объектов, в том числе в рамках реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики.

Кроме того, строительство новых генерирующих мощностей позволит обеспечить развитие региона в соответствии со Стратегией и Схемой территориального планирования Ярославской области, утвержденной постановлением Правительства Ярославской области от 23.07.2008 N 385-п "Об утверждении Схемы территориального планирования Ярославской области" (далее - Схема территориального планирования), в том числе развитие перспективных инвестиционных площадок.

Таким образом, основной задачей данной Программы является ликвидация к 2016 году энергодефицита в Ярославской области.

Реализация Программы в части развития электросетевого комплекса направлена на капитальное строительство и реконструкцию с увеличением пропускной способности магистральных и распределительных сетей, установленных трансформаторных мощностей подстанций, что позволит повысить надежность электроснабжения как вновь создаваемых или расширяющихся производственных объектов развивающихся предприятий, так и всех потребителей в целом.

Основными стратегическими задачами, позволяющими решить проблемы Ярославской области в сфере энергетики, на сегодняшний момент являются:

1.1. Строительство, реконструкция, техническое перевооружение технологической инфраструктуры энергетики:

1.1.1. В сфере, относящейся к ЕНЭС:

- реконструкция и техническое перевооружение действующих подстанций 220 кВ "Пошехонье", "Ярославская", "Сатурн", "Вега", "Тверицкая";

- реконструкция 130,7 километра и строительство новых воздушных линий ВЛ-220 кВ протяженностью 104 километра;

1.1.2. В сфере, относящейся к территориальным распределительным сетям:

- строительство новых подстанций (5/232,6 МВА), модернизация и реконструкция действующих подстанций 110 кВ и ниже (41) с суммарным приростом установленной мощности 224,3 МВА;

- прокладка воздушных линий электропередач напряжением 35 - 100 кВ общей протяженностью 26,5 километра, реконструкция линий общей протяженностью 145 километров;

- прокладка воздушных и кабельных линий электропередач напряжением 6 - 10/0,4 кВ общей протяженностью 220 километров, реконструкция линий общей протяженностью 874 километра.

1.2. Реконструкция действующих и строительство новых электро- и теплогенерирующих установок, работающих на природном газе:

- реконструкция Угличской и Рыбинской ГЭС с заменой гидроагрегатов 55 МВт гидроагрегатами 65 МВт с увеличением к 2015 г. генерирующей электрической мощности на 10 МВт;

- строительство парогазовой установки мощностью 450 МВт на базе Тенинской котельной;

- строительство в Заволжском районе нового газотурбинного теплоисточника 30 МВт взамен физически и морально устаревшей Ляпинской паровой котельной ОАО "ТГК-2";

- строительство парогазовых установок мощностью 258 МВт (средняя когенерация) и газопоршневых установок мощностью 6 МВт (малая когенерация) на существующих котельных в рамках реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики;

- выполнение мероприятий областной целевой программы "Комплексная программа модернизации и реформирования жилищно-коммунального комплекса Ярославской области на 2011 - 2014 гг.": модернизация 27 котельных с переводом на природный газ, реконструкция 11 котельных, перевооружение 2 котельных, новое строительство 8 котельных, реконструкция 26,694 километра тепловых сетей.

1.3. Обеспечение энергоэффективного развития топливно-энергетического комплекса Ярославской области на основе:

- реализации программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности субъектами электроэнергетики путем снижения потерь электроэнергии и оптимизации затрат;

- реализации программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности регулируемыми организациями, занимающимися выработкой и передачей тепловой энергии, в том числе в режиме комбинированной выработки, путем приведения уровня потребления топлива, электроэнергии и воды к установленным нормативам и оптимизации затрат.

2. Прогноз спроса на электроэнергию и мощность на территории Ярославской области на 5-летний период

Прогноз спроса электроэнергии и мощности на территории Ярославской области, сформированный на основании данных системного оператора, с учетом прогнозных балансов по ЕНЭС, приведен таблице 22:

Таблица 22

	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Электропотребление, млн. кВт.час	8345	7771	7927	8057	8127	8161	8248	8428
годовой темп прироста, %	-0,86	-6,88	2,01	1,64	0,87	0,42	1,07	2,18
Максимальная мощность, МВт	1390	1373	1380,0	1395,0	1404,0	1408,0	1420,0	1445,0
годовой темп прироста, %		-1,22	0,5	1,09	0,65	0,28	0,85	1,76

При разработке баланса учитывалось снижение потребления электроэнергии в результате проведения электросетевыми организациями и потребителями мероприятий по повышению эффективного использования электрической энергии.

Данный прогноз не учитывает потребность в электроэнергии и мощности потребителей, которых планируется разместить на перспективных инвестиционных площадках.

3. Детализация электропотребления по отдельным частям энергосистемы Ярославской области

Прогноз потребления мощности с разбивкой по основным энергорайонам Ярославской области представлен в таблице 23:

Таблица 23

Название энергорайона	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Ярославский энергорайон	804	883	904	913	929	958	1008	1070
%	65,7	64,3	66,6	66,6	66,8	67,2	68,2	69,2
Рыбинский энергорайон	280	315	298	300	302	303	305	305
%	22,9	22,9	21,9	21,8	21,7	21,3	20,6	19,7
Ростовский энергорайон	140	175	155	157	159	163	165	172
%	11,4	12,7	11,5	11,6	11,5	11,5	11,2	11,1
Всего по энергосистеме	1224	1373	1357	1370	1390	1424	1478	1547

4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей

В соответствии со Стратегией и Схемой территориального планирования разработан прогноз потребности в тепловых ресурсах для теплоснабжения промышленной, жилищной, социально-культурной и коммунально-бытовой инфраструктур до 2015 года.

Таблица 24

Сфера энергопотребления	Существующая тепловая мощность, Гкал/час	Дополнительная потребность, Гкал/час	Всего, Гкал/час
Всего по области	11859,28	391,45	12250,73
в том числе:
- жилищный, социально-культурный и коммунально-бытовой сектор	10547,50	358,32	10905,82
- промышленность	1121,03	28,31	1149,34
- прочие	190,75	4,82	195,57

Прогноз прироста потребности в тепловой мощности к 2009 году составит 391,45 Гкал/ч, то есть ожидается рост в размере 3,3 процента. При этом рост теплопотребления за счет жилищного строительства (3,4 процента) ожидается несколько больше по сравнению с промышленным сектором (2,5 процента).

Прогноз дополнительной потребности в тепловых мощностях существующих и перспективных потребителей (новое строительство) Ярославской области на 2010 - 2015 годы по административно-территориальным образованиям приведен в таблице 25:

Таблица 25

N п/п	Наименование муниципального образования	Мощность на 01.01.2010, Гкал/ч	Прогноз прироста тепловой мощности, Гкал/ч
			всего	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2015 г.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Большесельский МР	37,54	3,51	38,10	38,67	39,25	39,84	41,05
2.	Борисоглебский МР	33,25	1,27	33,25	33,45	33,70	33,92	34,52
3.	Брейтовский МР	26,13	0,00	26,13	26,13	26,13	26,13	26,13
4.	Гаврилов-Ямский МР	144,58	13,51	146,75	148,95	151,18	153,45	158,09
5.	Даниловский МР	100,79	9,42	102,30	103,83	105,39	106,97	110,21
6.	Любимский МР	28,63	2,88	29,06	29,50	29,94	30,39	31,31
7.	Мышкинский МР	25,12	2,35	25,49	25,88	26,26	26,66	27,46
8.	Некоузский МР	53,74	5,02	54,55	55,36	56,19	57,04	58,76
9.	Некрасовский МР	119,05	0,00	119,05	119,05	119,05	119,05	119,05
10.	Первомайский МР	27,46	2,57	27,87	28,29	28,72	29,15	30,03
11.	Переславский МР	71,97	0,00	71,97	71,97	71,97	71,97	71,97
12.	Пошехонский МР	39,42	0,00	39,42	39,42	39,42	39,42	39,42
13.	Ростовский МР	527,03	49,25	534,94	542,96	551,11	559,37	576,28
14.	Рыбинский МР	218,07	15,83	220,27	226,77	227,03	230,44	233,90
15.	Тутаевский МР	563,42	56,50	563,42	563,42	619,92	619,92	619,92
16.	Угличский МР	275,80	0,00	275,80	275,80	275,80	275,80	275,80
17.	Ярославский МР	678,46	63,40	688,63	698,96	709,45	720,09	741,86
18.	ГО г. Ярославль	5800,87	88,30	5800,87	5812,87	5863,37	5889,17	5889,17
19.	ГО г. Рыбинск	2111,32	42,30	2111,32	2111,32	2121,90	2132,50	2153,60
20.	ГО г. Переславль-Залесский	402,36	2,21	404,29	404,57	404,57	404,57	404,57
	Всего	11285,01	358,32	11313,48	11357,17	11500,35	11565,85	11643,10

В соответствии со Стратегией и Схемой территориального планирования разработан баланс потребления тепловой энергии на перспективу до 2015 года.

При разработке баланса учитывалось снижение энергопотребления от проведения теплоснабжающими организациями и потребителями мероприятий по повышению эффективного использования тепловой энергии.

Данный прогноз не учитывает потребность в тепловой энергии для потребителей, которых планируется разместить на перспективных инвестиционных площадках.

Баланс производства тепловой энергии в Ярославской области на перспективу до 2015 года

Таблица 26

Наименование показателя	Единица измерения	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Производство тепловой энергии в том числе:	тыс. Гкал	16 726	16 800	17 091	17 386	17 687	17 993	18 300
электростанции	тыс. Гкал	5 802	6 000	6 050	6 400	7 600	8 500	8 800
котельные	тыс. Гкал	8 900	8 800	9 041	8 986	8 087	7 493	7 500
прочие	тыс. Гкал	2 024	2 000	2 000	2 000	2 000	2 000	2 000

Рост теплопотребления за пятилетний период предусмотрен на 108,9 процента, при этом покрытие потребности в тепловой энергии за счет электростанций вырастет до 48 процентов (по сравнению с 35,7 процента, ожидаемыми в 2010 году). Рост доли покрытия потребности в тепловой энергии за счет электростанций произойдет за счет реализации мероприятий Подпрограммы развития когенерационной энергетики и реализации инвестиционных проектов ОАО "ТГК-2" по строительству парогазовой установки мощностью 450 МВт на базе Тенинской водогрейной котельной и строительству в Заволжском районе нового газотурбинного теплоисточника 30 МВт взамен физически и морально устаревшей Ляпинской паровой котельной.

5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ярославской области

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на действующих электростанциях Ярославской области мощностью не менее 5 МВт приведен в таблице 27:

Таблица 27

Генерирующие источники		2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Всего, МВт
Всего МВт, в том числе	ввод	55	6		65			126
	демонтаж		61			55		116
	прирост	55	-55		65	-55		10
Угличская ГЭС	ввод	55						55
	демонтаж
	прирост
Рыбинская ГЭС	ввод				65			65
	демонтаж		55			55		110
	прирост
Блок-станции ОАО "НПО "Сатурн"	ввод		6					6
	демонтаж		6					6
	прирост

В 2008 году на Угличской ГЭС произведена замена трансформаторной группы Д1Т (3х23) МВА трансформаторами ТД-80 МВА, в 2009 г. - демонтаж гидроагрегата Г2Г (1941 г.) мощностью 55 МВт (с заменой в 2010 г. на гидроагрегат 55 МВт) и замена трансформаторной группы Д2Т трехфазным трансформатором мощностью 80 МВА.

Рыбинская ГЭС-14.

Согласно проекту реконструкция ГЭС-14 будет выполняться в 8 этапов и предусматривает:

- установку двух трансформаторов АТ 220/110 кВ мощностью 2х63 МВА;

- установку двух трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью по 80 МВА с подключением их под один выключатель к ОРУ 220 кВ, с присоединением к ним блоков Г-5, Г-6;

- замену существующих трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью (3х46) МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с установкой вторых трансформаторов той же мощности с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС;

- замену гидроагрегатов мощностью 55 МВт гидроагрегатами мощностью по 65 МВт, в том числе:

Г-2 (1942 г.) - демонтаж в 2011 г. с вводом нового в 2013 г.;

Г-3 (1950 г.) - демонтаж в 2014 г. с вводом нового в 2016 г.;

Г-1 (1941 г.) -демонтаж в 2016 г. с вводом нового в 2016 г.;

Г-5 (1945 г.) - демонтаж в 2018 г. с вводом нового в 2020 г.

Увеличение генерирующей мощности на ГЭС к 2015 г. по отношению к 2008 г. составит 10 МВт.

В таблицах 28 приведены данные по намечаемому вводу генерирующих мощностей (в том числе объектов средней и малой когенерации) по Ярославской области на период до 2015 г.

Перечень
мероприятий Программы по вводу новых объектов генерации в Ярославской области в 2011 - 2015 гг.

Таблица 28

N п/п	Генерирующие источники	Тип установки	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Всего МВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Парогазовая установка 450 МВт на базе Тенинской котельной	ПГУ-450				450		450
2.	Парогазовая установка 30 МВт на Ляпинской котельной	ПГУ-30		30				30
3.	Гидроагрегат Г-2, Рыбинская ГЭС	Г-2			65			65
4.	Газотурбинная установка, ОАО "НПО "Сатурн"	ГТУ -6	6					6
Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики - средняя когенерация
1.	г. Тутаев (МУП "Теплоэнергосеть"	ПГУ-50	50					50
2.	г. Ростов	ПГУ-50		50				50
3.	г. Гаврилов Ям (котельная льнокомбината)	ПТУ-12			12			12
4.	г. Рыбинск (микрорайон Веретье)	ПГУ-30				30		30
5.	г. Переславль-Залесский (ООО "Технопарк")	ПГУ-50				50		50
6.	г. Рыбинск (пос. Волжский)	ПГУ-22					22	22
7.	г. Углич (ЗАО "Угличэнергия")	ПГУ-22					22	22
8.	г. Ярославль (ОАО "Ярославский шинный завод")	ПГУ-22					22	22
	Всего по средней когенерации		50	50	12	80	66	258
Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики - малая когенерация
9.	Муниципальные котельные - 30 установок	ГПУ	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	6,0
	Всего		57,2	81,2	78,2	531,2	67,2	815

В таблице 29 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования.

Таблица 29

Генерирующие источники		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Всего по области
Всего МВт, в том числе	ввод	57,2	81,2	78,2	531,2	67,2	815
	демонтаж	61			55		116
	прирост	-3,8	81,2	78,2	476,2	67,2	699

Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период 2011 - 2015 гг. составит 815 МВт, в том числе на Тенинской и Ляпинской котельной - 480 МВт, ГЭС - 65 МВт, блок-станциях - 6 МВт, на существующих котельных путем ввода объектов генерации на суммарную установленную электрическую мощность 264 МВт.

Абсолютный прирост генерирующей мощности с учетом демонтажа физически и морально устаревшего оборудования электростанций в период 2011 - 2015 годов составит 699 МВт.

6. Перспективный баланс производства и потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Ярославской области

В таблице 30 приведен прогнозный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Ярославской области на период 2010 - 2015 гг., разработанный по прогнозным данным системного оператора (без учета электропотребления потенциальными потребителями, которых планируется разместить на перспективных инвестиционных площадках).

Таблица 30

Ярославская энергосистема	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1	2	3	4	5	6	7
Потребность (электропотребление), млн. кВт·ч	7927,0	8057,0	8127,0	8161,0	8248,0	8428,0
Покрытие (производство электроэнергии) *	3982,7	3986,9	4526,8	4950,5	8600,0	9626,0
в том числе:
АЭС	-	-	-	-	-	-
ГЭС	1288,0	1185,0	1185,0	1185,0	1185,0	1185,0
ТЭС	2694,7	2801,9	3341,8	3765,5	7415	8441
Потребность (собственный максимум), МВт	1380,0	1395,0	1404,0	1408,0	1420,0	1445,0
Покрытие (установленная мощность)*	1262,9	1314,46	1395,05	1413,05	2023,05	2089,05
в том числе:
АЭС	-	-	-	-	-	-
ГЭС	456,4	456,4	476,4	476,4	486,4	486,4
ТЭС	806,5	858,06	918,65	936,65	1536,65	1602,65

*Показатель спрогнозирован с учетом прироста электрической мощности за счет ввода новых парогазовых установок и объектов средней и малой когенерации.

7. Развитие электросетевого комплекса Ярославской области

Необходимость строительства новых электросетевых объектов, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из уровней потребления электроэнергии и мощности, принятых в Схеме развития электрических сетей, с учетом строительства новых генерирующих мощностей, в том числе объектов когенерации.

Формирование перспективной схемы электрических сетей энергосистемы Ярославской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:

- повышение пропускной способности сети;

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности новых объектов генерации в Ярославскую энергосистему, в том числе объектов когенерации;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

- проработку схемы обеспечения перспективных инвестиционных площадок Ярославской области электрической и тепловой энергией;

- ликвидацию "узких" мест электрических сетей.

Перечень основных мероприятий по строительству новых, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов в 2011 - 2015 гг., в том числе для устранения "узких" мест в электрической сети, приведен в таблице 31.

Перечень
основных мероприятий Программы по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов в 2011 - 2015 гг.

Таблица 31

N п/п	Наименование мероприятия	Проектная мощность		Сроки строительства		Объем финансирования, млн. руб.	Обоснование
		МВА	км	начало (год)	окончание (год)
1	2	3	4	5	6	7	8
	I. Новое строительство
	Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС
1.	ВЛ-220 кВ Ивановская ГРЭС-Неро		2х95	2009	2011	147,3	обеспечение выдачи мощности ПГУ N 2 (325 МВт) Ивановской ГРЭС
2.	Заходы ВЛ-220 кВ Ярославская-Тверицкая (Тутаев) на ОРУ 220 кВ Тенинской котельной		2х5	2011	2013	13,0	выдача мощности ПГУ Тенинской котельной г. Ярославля
3.	ВЛ-220 кВ Тенинская котельная - ПС-220 кВ Ярославская (Тверицкая)		4	2011	2013	7,0	выдача мощности ПГУ Тенинской котельной г. Ярославля
Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"
1.	Строительство ПС-110/10 кВ "Сокол"	2х40		2011	2012	307,2	развитие Фрунзенского района г. Ярославля, обеспечение электроэнергией ИП "Новоселки"
2.	Строительство ПС-110/35/10 кВ "Академическая" с трансформаторами 2х40 МВА	2х40		2013	2014	359,2	развитие Заволжского района г. Ярославля
3.	Расширение ПС-35/10 кВ "Некрасово" с переводом на 110 кВ и установкой трансформаторов 2х25 МВА вместо 2х16 МВА	2х25		2012	2013	193,7	ликвидация ограничения по развитию Некрасовского МР
4.	Строительство ПС-35/10 кВ "Фабричная" с установкой трансформаторов 2х6,3 МВА и строительством 4 КЛ-10 кВ (1 км)	2х6,3		2013	2015	178,8	развитие Ярославского МР
5.	Расширение ПС-35/6 кВ "Заволжская" с установкой трансформатора 10 МВА	10		2011	2011	33,2	ликвидация ограничения ПС по мощности
6.	Строительство ВЛ-110 кВ от ПС-110 кВ "Аббакумцево" до ПС-35/10 кВ "Некрасово" с переходом через р. Волгу		18	2010	2012	153,5	ликвидация ограничения по развитию Некрасовского МР
7.	Строительство ВЛ-110 кВ на ПС-110/35/10 кВ "Академическая"		6	2013	2014	41,4	развитие Заволжского района г. Ярославля
8.	Строительство ВЛ-35 кВ Михайловское - Лесные Поляны		2,5	2014	2015	21,4	ликвидация ограничения ПС по мощности
9.	Строительство ВЛ-6-10 кВ по Ярославской области		50,2	2011	2015	66,2	подключение новых потребителей, развитие электросетевого комплекса
10.	Строительство ВЛ-6-10 кВ по Ярославской области		127,5	2011	2015	180,7	мероприятия по повышению надежности социально значимых объектов
11.	Строительство ВЛ-0,4 кВ по Ярославской области		42,0	2011	2015	58,9	подключение новых потребителей, развитие электросетевого комплекса
12.	Обеспечение выдачи мощности по объектам когенерации			2011	2015	573,9	Подпрограмма развития когенерационной энергетики
	Итого новое строительство					2 269,2
II. Техническое перевооружение и реконструкция
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС
1.	ПС-220 кВ "Пошехонье"	2х40		2008	2011	93,7	повышение надежности
2.	ВЛ-220 кВ Углич-Заря Западная и Восточная		130,7	2011	2016	840,0	повышение надежности
3.	ПС-220 кВ "Ярославская" (проведение комплекса работ по замене основного оборудования)			2010	2013	141,5	повышение надежности
4.	ПС-220 кВ "Сатурн" (замена выключателей 10, 35, 220 кВ, оборудования РЗА, АСУ ТП)			2011	2013	135,2	повышение надежности
5.	ПС-220 "Вега" (реконструкция с заменой оборудования, в том числе ОД)			2013	2014	12,9	повышение надежности
6.	ПС-220 кВ "Тверицкая" (реконструкция с заменой выключателей, ТТ 110 кВ)			2013	2015	35,5	повышение надежности
7.	ВЛ 220 кВ Мотордеталь-Тверицкая (реконструкция, установка анкерной опоры)			2014	2014	3,3	повышение надежности
Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"
1.	Реконструкция ПС-110/10 кВ "Брагино": реконструкция ЗРУ-10 кВ с заменой ОД, КЗ, РЗА, трансформаторов, расширение ОРУ-110 кВ			2010	2011	144,1	повышение надежности
2.	Реконструкция ОРУ-110 кВ ПС-110/35/6кВ "Северная" с установкой токоограничительных реакторов и реконструкцией трансформатора			2010	2011	47,4	повышение надежности
3.	Реконструкция ПС-110 кВ, ПС-35 кВ (замена ОД и КЗ и масляных выключателей) (ПС "Южная", "Институтская")			2010	2011	65,5	повышение надежности
4.	Реконструкция ПС-110 кВ "Институтская" с заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА	126		2011	2013	150,0	ликвидация ограничения ПС по мощности
5.	Реконструкция ПС-110/35/10 кВ "Нила" с заменой трансформаторов 2х6,3 на 2х16 МВА	32		2010	2011	42,7	ликвидация ограничения ПС по мощности
6.	Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Павловская" с заменой трансформатора Т1 20 МВА на 25 МВА, 3-х выключателей 110 кВ и 5 ячеек 35 кВ	25		2012	2013	80,0	повышение надежности
7.	Техперевооружение ПС-110/35/6 кВ "Переславль" с заменой выкатных элементов 2-х ячеек 6 кВ, установкой ячеек 6 кВ с ВВ (д. ТП N 00-1/33 ТП-09-РоС), КРУН 6кВ			2010	2013	63,0	повышение надежности
8.	Реконструкция ПС-110 кВ "Ростов" с установкой элегазовых выключателей 110 кВ, элегазовых выключателей 35 кВ и реконструкцией устройств РЗА			2012	2015	97,9	повышение надежности
9.	Реконструкция ПС-110 кВ по целевым техническим программам (7 ПС - 2011 г., 3 ПС - 2012 г., 3 ПС - 2013 г., 2 ПС - 2014 г., 1 ПС - 2015 г.)			2011	2015	268,7	повышение надежности
10.	Реконструкция ПС-35/6 кВ "Прибрежная" с установкой КРУ 6 кВ			2010	2011	39,2	повышение надежности
11.	Реконструкция ПС-35/10 кВ Николо-Корма РУ-35 кВ			2014	2015	59,9	повышение надежности
12.	Реконструкция ПС-35/10 кВ "Михайловская" с установкой Т2 6,3 МВА			2011	2012	36,4	повышение надежности
13.	Реконструкция ПС-35/10 кВ "Урожай" с установкой реклоузеров			2014	2015	52,3	повышение надежности
14.	Реконструкция ВЛ-110 кВ Моторная-Инженерная		3,4	2010	2011	39,0	повышение надежности
15.	Реконструкция ВЛ-110 кВ Восточная (замена опор N 43, N 44, N 53 и замена провода)		12,0	2013	2014	27,0	повышение надежности
16.	Реконструкция ВЛ-110 кВ Ярцево-Лютово-Нерехта 1, 2		52,0	2012	2015	237,3	повышение надежности
17.	Реконструкция ВЛ-110 кВ Фрунзенская-2, Тяговая, Перекопская		14,0	2014	2015	83,9	повышение надежности
18.	Реконструкция ВЛ-35 кВ Шашково-Левобережная с заходами на ПС "Демино"		21,0	201	2011	51,0	повышение надежности
19.	Техперевооружение ВЛ 35 кВ Урусово-Семибратово		11,2	2012	2012	43,3	повышение надежности
20.	Техперевооружение ВЛ 35 кВ Тихменево-Николо-Корма с заменой провода		6,4	2014	2014	7,1	повышение надежности
21.	Реконструкция ВЛ-35 кВ Тихменево-Глебово		10,7	2014	2015	32,3	повышение надежности
22.	Техперевооружение ВЛ 35 кВ Заполье - Николо- Корма с заменой провода		15,0	2012	2012	10,9	повышение надежности
23.	Реконструкция ВЛ-6-10 кВ по Ярославской области		402,7	2011	2015	393,1	повышение надежности, подключение новых потребителей
24.	Реконструкция ВЛ-6-10 кВ		86,0	2011	2015	67,0	внедрение мероприятий по качеству электроэнергии
25.	Реконструкция ВЛ-6-10 кВ (мероприятия по восстановлению принятых на баланс бесхозяйных электрических сетей)		22,3	2011	2015	30,0	повышение надежности
26.	Реконструкция ВЛ- 0,4 кВ по Ярославской области		222,9	2011	2015	366,2	повышение надежности, подключение новых потребителей
27.	Реконструкция ВЛ- 0,4 кВ		40,0	2011	2015	67,0	внедрение мероприятий по качеству электроэнергии
28.	Реконструкция ВЛ-0,4 кВ (системы наружного освещения)		78,7	2011	2015	172,7	улучшение условий проживания
29.	Телемеханизация ПС-35-110 кВ			2011	2015	107,0	повышение надежности
30.	Установка приборов учета и контроля АИИС КУЭ ОРЭ			2011	2015	61,0	снижение потерь, ведение расчетов
31.	Установка приборов учета и контроля АИИС КУЭ РРЭ			2011	2015	61,0	снижение потерь, ведение расчетов
32.	Строительство каналов связи			2011	2015	92,5	повышение оперативности и надежности
	Итого техническое перевооружение и реконструкция					4 286,7
	Всего по основным мероприятиям					6 555,9

Как видно из приведенных данных, значительный объем предусмотренного Схемой развития электрических сетей электросетевого строительства приходится на реконструкцию и восстановление воздушных линий и подстанций, отработавших нормативные сроки и по своему техническому состоянию ограниченно пригодных для дальнейшей эксплуатации.

Комплекс мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей следует осуществлять путем совершенствования схем электроснабжения, внедрения прогрессивных технических решений, новых конструкций и оборудования, то есть создания сетей нового поколения, отвечающих экономико-экологическим требованиям и современному техническому уровню распределения энергии в соответствии с требованиями потребителей.

Планируемые сводные показатели объемов электросетевого строительства, технического перевооружения и реконструкции объектов напряжением 35-220 кВ на период 2011 - 2015 гг.

Таблица 32

Класс напряжения, наименование показателя	2011 - 2015 гг.
	воздушные линии, км	ПС, шт./МВА
ВЛ-220 кВ в том числе:	234,7	5/40
новое строительство	104,0	0
техническое перевооружение и реконструкция	130,7	5/40
ВЛ-110 кВ в том числе:	105,0	38/428
новое строительство	24,0	3/210
техническое перевооружение и реконструкция	81,0	35/218
ВЛ-35 кВ в том числе:	66,8	8/28,9
новое строительство	2,5	2/22,6
техническое перевооружение и реконструкция	64,3	6/6,3
Итого	406,5	51/496,9

8. Обеспечение перспективных инвестиционных площадок Ярославской области электрической и тепловой энергией

По данным департамента экономического развития области определен перечень 10 приоритетных инвестиционных площадок:

1. Индустриальный парк "Новоселки" (местоположение - Ярославский район, 2015 - 2025 гг.)

2. Индустриальный парк "Ярославка" (местоположение - Ярославский район, 2015 - 2025 гг.)

3. Индустриальный парк "Ростов" (местоположение - г. Ростов, 2015 - 2025 гг.)

4. Курорт "Золотое кольцо" (местоположение - г. Переславль-Залесский, до 2015 года)

5. Перспективная промышленная зона "Рыбинская" (Свиная Горка) (местоположение - Рыбинский район, до 2017 - 2027 гг.)

6. Перспективная промышленная зона "Ярославская N 6" (местоположение - Ярославский район, 2017 - 2027 гг.)

7. Перспективная промышленная зона "Переславская N 1" (местоположение - Переславский район, 2017 - 2027 гг.)

8. Индустриальный парк "Тутаевский" (месторасположение - в черте г. Тутаева, на территории ОАО "Тутаевский моторный завод", площадь - 34,5 гектара)

9. Инвестиционная площадка ООО "Протэкт" (месторасположение - вдоль объездной дороги г. Переславля-Залесского, площадь - 54 гектара)

10. Индустриальный парк "Гаврилов-Ямский" (месторасположение -в черте г. Гаврилов-Яма, на территории ЗАО "Гаврилов-Ямский льнокомбинат", площадь - 12 гектаров).

Обеспечение перспективных инвестиционных площадок тепловой энергией планируется в основном за счет строительства собственных источников тепловой энергии на базе когенерационных установок, в том числе в рамках реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики.

В Схеме развития электрических сетей разработаны технические решения по обеспечению электрической энергией и мощностью инвестиционных площадок от существующих электрических сетей 110-220 кВ с возможностью, в случае строительства собственных генерирующих мощностей, выдачи излишек электроэнергии и мощности в энергосистему, или потребления электроэнергии и мощности из сети.

9. Потребность в топливе электростанций и котельных Ярославской области на 5-летний период

Перспективный баланс топлива в 2010 - 2015 годах определен исходя из балансов электрической и тепловой энергии на 2010 - 2015 годы и удельного расхода топлива на производство электроэнергии и тепловой энергии.

Таблица 33

Показатели, тыс. т у.т.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1	2	3	4	5	6	7
Расход топлива электростанциями и котельными	3548	3607,5	3796,5	3960	5032	5371
в том числе:
Природный газ	2985	3043	3228	3389	4460	4797
Мазут	130	127	125	123	121	119
Уголь	50	49	48	47	46	45
Прочие (дрова, торф, дизельное топливо, печное топливо)	35	35,5	36,5	38	39	40
Вторичные ресурсы (технологические газы)	348	353	359	363	366	370

10. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Ярославской области на 5-летний период

В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. N 1715-р, Стратегией, областной целевой программой "Комплексная программа модернизации и реформирования жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области на 2011 - 2014 годы" для развития теплоэнергетики необходимо решить следующие задачи:

- разработать и организовать реализацию программ теплоснабжения в муниципальных образованиях с учетом оптимизации существующих систем теплоснабжения;

- повысить эффективность использования топливных ресурсов;

- повысить надежность и качество теплоснабжения;

- произвести строительство и модернизацию систем коммунальной инфраструктуры региона, в том числе на базе когенерационной энергетики;

- обеспечить подключение дополнительных нагрузок при строительстве нового жилья, объектов соцкультбыта, промышленных объектов;

- улучшить экологическую обстановку в регионе (снижение вредных выбросов, снижение тепловых потерь и т.п.);

- снизить эксплуатационные затраты;

- модернизировать и обновить источники тепловой энергии и тепловые сети;

- устранить причины возникновения аварийных ситуаций, в том числе угрожающих жизнедеятельности граждан;

- реализовать инвестиционные проекты на источниках теплоснабжения по переходу на использование альтернативных видов топлива.

Для решения этих задач запланированы следующие мероприятия:

10.1. В городе Ярославле:

- развитие тепловых сетей ОАО "ТГК-2" от своих теплоисточников путем перевода потребителей от ряда низкоэффективных районных котельных на тепловые сети централизованного теплоснабжения в различных административных районах города;

- модернизация, реконструкция котельных ОАО "Яргортеплоэнерго", ОАО "Ярославский завод дизельной аппаратуры", ОАО "Ассоциация делового сотрудничества", ОАО "Тепловая энергетическая социальная система", включая установку современного оборудования и максимальное внедрение средств автоматизации и диспетчеризации;

- повышение установленной мощности котельных путем установки дополнительного теплогенерационного оборудования;

- строительство парогазовой установки мощностью 450 МВт на базе Тенинской котельной;

- строительство в Заволжском районе нового газотурбинного теплоисточника 30 МВт взамен физически и морально устаревшей Ляпинской паровой котельной ОАО "ТГК-2";

- перераспределение тепловой нагрузки от ТЭЦ-3 к ТЭЦ-2 ОАО "ТГК-2";

- объединение котельных в группы с переводом части из них в режим центральных тепловых пунктов;

- строительство новых локальных энергоисточников для покрытия дефицита тепловой мощности в местах отсутствия сетей централизованного теплоснабжения;

- модернизация деаэрационно-подпиточных установок на теплоисточниках;

- капитальный ремонт магистральных и внутриквартальных тепловых сетей с применением новых энергоэффективных материалов;

- сокращение тепловых потерь зданий за счет энергосберегающих проектных решений;

- строительство новых участков магистральных тепловых сетей для теплоснабжения подключаемых объектов;

- модернизация магистральных и внутриквартальных тепловых сетей тепловых сетей с увеличением диаметров трубопроводов в целях увеличения их пропускной способности;

- модернизация подкачивающих насосных станций с установкой дополнительных сетевых насосов, модернизацией распределительных устройств и систем автоматики;

- реконструкция насосных станций с установкой на обратных трубопроводах более мощных сетевых насосов;

- выполнение требований Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".

10.2. В городском округе городе Рыбинске:

- объединение котельных в группы с переводом части из них в режим центральных тепловых пунктов;

- повышение установленной мощности котельных путем установки дополнительного или замены низкопроизводительного теплогенерационного оборудования;

- оптимизация гидравлических режимов тепловых сетей (снижение энергопотребления и потерь энергии в тепловой сети в процессе эксплуатации);

- установка в базовых котельных групп газотурбинных мини- теплоэлектростанций (когенерационных установок);

- капитальный ремонт и реконструкция магистральных и внутриквартальных тепловых сетей с применением современных энергоэффективных материалов;

- сокращение тепловых потерь зданий за счет энергосберегающих проектных решений;

- модернизация, реконструкция котельных, включая установку современного оборудования и максимальное внедрение средств автоматизации;

- диспетчеризация котельных, центральных тепловых пунктов и перекачивающих насосных станций и вывод сигналов в единый диспетчерский центр;

- модернизация подкачивающих насосных станций с модернизацией распределительных устройств и систем автоматики;

- выполнение требований Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".

10.3. В муниципальных районах Ярославской области:

- разработка схем теплоснабжения муниципальных районов;

- модернизация и реконструкция локальных котельных с установкой современного оборудования и максимальным внедрением средств автоматизации и диспетчеризации;

- объединение котельных с переводом части из них в режим центральных тепловых пунктов;

- установка в котельных газопоршневых теплоэлектростанций (когенерационных установок);

- капитальный ремонт распределительных тепловых сетей с применением новых энергоэффективных материалов;

- децентрализация системы теплоснабжения с переводом части объектов (в основном индивидуальная одноэтажная жилая застройка) на индивидуальное газовое отопление в соответствии с Генеральной схемой газоснабжения и газификации Ярославской области, разработанной в 2008 году ОАО "Газпром Промгаз";

- диспетчеризация котельных;

- перевод котельных с твердого и жидкого топлива на газ в соответствии с областной целевой программой "Комплексная программа модернизации и реформирования жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области" на 2011 - 2014 годы;

- выполнение требований Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".

11. Роль развития энергетики в Ярославской области

Таким образом, развитие энергетики Ярославской области может рассматриваться не только как инфраструктурное обеспечение функционирования других отраслей экономики, но и как самостоятельное стратегическое направление социально-экономического развития региона.

Возрастание роли развития энергетической инфраструктуры в регионе обусловлено следующими причинами:

- необходимостью преодоления существующего в регионе дефицита электроэнергии;

- развитием ведущих секторов промышленности, транспортного комплекса и других отраслей экономики, строительством новых объектов, приводящим к постоянному увеличению спроса на электроэнергию;

- снижением трудоемкости промышленного производства, как правило, связанным с ростом электровооруженности труда и энергооснащенности основных производственных фондов;

- ростом потребления электро- и теплоэнергии в коммунально-бытовом секторе.

Приоритетными направлениями развития энергетики Ярославской области являются:

- повышение надежности энергообеспечения промышленности, транспорта, жилищно-коммунального хозяйства и других секторов экономики и обеспечение энергобезопасности Ярославской области;

- наращивание объемов генерации на основе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, развитие сетевого хозяйства и обеспечение потребителей электроэнергией в достаточном объеме при одновременном стимулировании энергосбережения во всех отраслях экономики;

- обеспечение баланса интересов поставщиков и потребителей энергии при формировании тарифов на энергоресурсы;

- развитие конкуренции на розничных рынках электрической, тепловой энергии и энергоресурсов и обеспечение возможности выбора потребителем поставщика из ряда альтернативных вариантов;

- сокращение потерь энергоресурсов при их производстве и реализации;

- использование альтернативных, возобновляемых и местных видов энергоресурсов, в том числе промышленных отходов;

- использование инновационного потенциала сектора авиационного двигателестроения и энергетики, создание газопрошневых установок на основе двигателей машиностроительных предприятий региона, для надстройки паросилового оборудования газотурбинными и газпрошневыми установками, что обеспечивает снижение удельного расхода топлива на генерацию электрической и тепловой энергии, позволяет повысить отпуск тепловой энергии и выработку электрической энергии на теплофикационной составляющей.

V. Финансирование мероприятий программы на период 2011 - 2015 гг.

Финансирование мероприятий Программы будет осуществляться из внебюджетных источников за счет средств на реализацию инвестиционных программ субъектов энергетики - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС, филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго", ОАО "ТГК-2", филиала ОАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС", территориальных сетевых организаций, теплоснабжающих организаций в суммарном объеме более 42 млрд. рублей.

Бюджетное финансирование будет осуществляться в рамках:

- Подпрограммы развития когенерационной энергетики;

- областной целевой программы "Комплексная программа модернизации и реформирования жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области" на 2011 - 2014 гг.

Таблица 34

млн. руб.

2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Всего
1	2	3	4	5	6
Инвестиционные программы субъектов энергетики
Филиал ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"
1224,7	1308,2	1160,4	1175,4	1201,7	6070,4
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС
315,75	130,10	539,91	436,65	480,0	1902,4
ОАО "ТГК-2"
3921,00	8529,10	3307,10	-	-	15757,20
Филиал ОАО "РусГидро" - Каскад ВВГЭС
2200,00	1100,00	1100,00	-	-	4400,00
Территориальные сетевые организации
121,8	128,5	134,9	141,7	148,8	675,7
Теплоснабжающие организации
433,6	457,5	480,3	504,3	529,6	2405,3
Всего по инвестиционным программам субъектов энергетики
8216,8	11653,4	6722,7	2258,1	2356,0	32210,9
Привлеченные средства на реализацию Подпрограммы развития когенерационной энергетики
Объекты малой когенерации
48,7	53,7	53,7	53,7	53,7	263,5
Объекты средней когенерации
2968,2	908,0	1771,7	3493,3	1390,0	10531,2
Всего привлеченных средств на реализацию Подпрограммы развития когенерационной энергетики
3016,9	961,7	1825,4	3547,0	1443,7	10794,7
Средства на реализацию областной целевой программы "Комплексная программа модернизации и реформирования жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области" на 2011 - 2014 гг.
Бюджетные средства
78,5	153,0	176,8	169,6	0,0	577,9
Внебюджетные средства
17,2	70,9	98,2	84,7	0,0	271,0
Всего на реализацию мероприятий областной целевой программы "Комплексная программа модернизации и реформирования жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области" на 2011 - 2014 гг.
95,7	223,9	275,0	254,3	0,0	848,9
Итого
11329,4	12839,0	8823,0	6059,3	3803,8	42854,5

VI. Механизм реализации программы

1. Основными исполнителями Программы являются субъекты энергетики, осуществляющие хозяйственную деятельность на территории Ярославской области.

Субъектами энергетики являются лица, осуществляющие деятельность в сфере электроэнергетики, в том числе производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электрической энергии и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электрической энергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электрической энергии (мощности), организацию купли-продажи электрической энергии и мощности.

2. Штаб по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве области осуществляет:

- организацию контроля за исполнением Программы;

- координацию деятельности субъектов энергетики в рамках исполнения Программы;

- организацию ежегодной корректировки Программы.

3. Органы местного самоуправления муниципальных образований области отвечают:

- за обеспечение разработки схем теплоснабжения на территории муниципальных образований;

- за обеспечение совместно с электросетевыми организациями и департаментом топлива, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области разработки схем электроснабжения распределительных сетей 6 - 10 кВ на территории муниципальных образований;

- за согласование инвестиционных программ субъектов энергетики.

4. Департамент топлива, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области:

4.1. Утверждает инвестиционные программы субъектов энергетики.

4.2. Осуществляет контроль за реализацией:

4.2.1. Инвестиционных программ субъектов энергетики.

4.2.2. Подпрограммы развития когенерационной энергетики.

4.2.3. Мероприятий программ в соответствии с Соглашением между Правительством области и открытым акционерным обществом "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра", в том числе:

- повышение надежности электроснабжения и развития электросетевого комплекса;

- интеграция муниципальных и бесхозяйных сетей;

- ликвидация бесхозяйных электрических сетей;

- повышение надежности энергоснабжения социально значимых объектов;

- реконструкция и развитие наружного освещения.

4.3. Организует взаимодействие с департаментом экономического развития и другими профильными департаментами при обеспечении энергоресурсами приоритетных инвестиционных площадок и развитии отраслевых предприятий.

Правила осуществления контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики (далее - Правила) утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики".

В соответствии с пунктом 6 Правил контроль за реализацией инвестиционных программ включает:

- осуществление контроля за сроками и этапами реализации инвестиционных программ, за финансированием проектов, предусмотренных инвестиционными программами;

- проведение проверок хода реализации инвестиционных программ, в том числе хода строительства (реконструкции, модернизации) объектов электроэнергетики.

В соответствии с пунктом 7 Правил контроль за реализацией инвестиционных программ осуществляется в форме:

- проверки исполнения графиков строительства объектов электроэнергетики;

- анализа отчетов об исполнении инвестиционной программы, в том числе об использовании средств, предусмотренных в качестве источника финансирования инвестиционной программы, утвержденной в установленном порядке;

- проведения плановых и внеплановых проверок.

Кроме того, контроль за выполнением инвестиционных программ в части целевого использования средств, включенных в состав цен и тарифов субъектов электроэнергетики, определен постановлением Правительства Ярославской области от 11.09.2009 N 902-п "Об утверждении Порядка проверки инвестиционных программ субъектов электроэнергетики" и включает:

- квартальные и годовые отчеты о выполнении инвестиционных программ с разбивкой по объектам, с указанием данных о поступлении и расходовании средств на реализацию инвестиционных программ, представляемые регулируемыми организациями в срок до 30 числа месяца, следующего за отчетным периодом, в порядке, определенном Федеральной службой по тарифам, в том числе в формате шаблонов Единой информационной аналитической системы Федеральной службы по тарифам, размещенных на официальном сайте Единой информационной аналитической системы;

- проведение регулирующими органами комплексных проверок с привлечением уполномоченных органов исполнительной власти Российской Федерации и Ярославской области для осуществления контроля за целевым использованием инвестиционных ресурсов;

- принятие регулирующими органами решения об исключении из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный, в том числе долгосрочный, период регулирования, необоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность за счет поступлений от регулируемой деятельности, на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов или в случае невыполнения программы в объемах, предусмотренных в тарифах на реализацию инвестиционной программы за отчетный период.

Департамент жилищно-коммунального хозяйства и инфраструктуры Ярославской области производит контроль за выполнением мероприятий по модернизации и реконструкции объектов систем теплоснабжения муниципальных районов в рамках реализации областной целевой программы "Комплексная программа модернизации и реформирования жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области" на 2011 - 2014 гг.

VII. Показатели уровня надежности и качества поставляемых услуг субъектов энергетики

1. Показатель уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для электросетевых организаций, осуществляющих передачу электрической энергии.

Показатель уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для электросетевых организаций устанавливается в соответствии с Положением об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 г. N 1220 "Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг" (далее - Положение), Методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организаций по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 июня 2010 года N 296 "Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций" (далее - Методические указания).

Показатели надежности и качества услуг состоят из показателя уровня надежности оказываемых услуг и показателей уровня качества оказываемых услуг.

Уровень надежности оказываемых услуг потребителям услуг определяется продолжительностью прекращений передачи электрической энергии потребителям услуг электросетевой организации в течение расчетного периода регулирования.

Для расчета значений показателя уровня надежности оказываемых услуг рассматриваются все прекращения передачи электрической энергии потребителю услуг в результате технологических нарушений на объектах электросетевой организации, имеющие продолжительность свыше времени автоматического восстановления питания (автоматическое повторное включение, автоматический ввод резерва), за исключением случаев, произошедших в результате технологических нарушений, отключений, переключений в сетях смежных электросетевых организаций, в сетях организаций, осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче электрической энергии (мощности), в сетях потребителей услуг, а также по инициативе системного оператора и (или) при осуществлении в пределах охранных зон объектов электросетевого хозяйства согласованных электросетевой организацией действий в установленном порядке.

Показатель уровня качества оказываемых услуг для электросетевых организаций (территориальных сетевых организаций) определяется на основе индикаторов качества, характеризующих:

- полноту, актуальность, достоверность и доступность для потребителей услуг информации об объеме, порядке предоставления и стоимости услуг, оказываемых территориальной сетевой организацией;

- степень исполнения территориальной сетевой организацией в установленные сроки всех обязательств по отношению к потребителям услуг в соответствии с нормативными правовыми актами и договорами;

- наличие эффективной обратной связи с потребителями услуг, позволяющей в установленные нормативными правовыми актами и договорами сроки рассматривать и принимать решения по обращениям потребителей услуг.

Для обеспечения соответствия уровня тарифов, установленных для организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, уровню надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг планируется применять понижающие (повышающие) коэффициенты, корректирующие необходимую валовую выручку сетевой организации, которые будут утверждаться Федеральной службой по тарифам.

Понижающий (повышающий) коэффициент, корректирующий необходимую валовую выручку сетевой организации, будет равен произведению обобщенного показателя надежности и качества оказываемых услуг, который определяется в соответствии с Методическими указаниями, и максимального процента корректировки, утвержденного Федеральной службой по тарифам.

2. Показатели уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг по горячему водоснабжению и отоплению теплоэнергетических организаций

2.1. Для категории потребителей группы "Население"

Условия изменения размера платы за коммунальные услуги при предоставлении коммунальных услуг ненадлежащего качества и (или) с перерывами, превышающими установленную продолжительность, определяются в соответствии с приложением 1 к Правилам предоставления коммунальных услуг гражданам, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 23 мая 2006 г. N 307 "О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам".

К условиям изменения размера относятся:

- требования к качеству коммунальных услуг;

- допустимая продолжительность перерывов или предоставления коммунальных услуг ненадлежащего качества;

- порядок изменения размера платы за коммунальные услуги ненадлежащего качества.

Требования к качеству коммунальных услуг по горячему водоснабжению:

- бесперебойное круглосуточное горячее водоснабжение в течение года;

- обеспечение температуры горячей воды в точке разбора: не менее 60°С - для открытых систем централизованного теплоснабжения, не менее 50°С - для закрытых систем централизованного теплоснабжения, не более 75°С - для любых систем теплоснабжения;

- постоянное соответствие санитарным нормам и правилам состава и свойств горячей воды;

- давление в системе горячего водоснабжения в точке разбора от 0,03 МПа (0,3 кгс/кв. см) до 0,45 МПа (4,5 кгс/кв. см).

Требования к качеству коммунальных услуг по отоплению:

- бесперебойное круглосуточное отопление в течение отопительного периода;

- обеспечение температуры воздуха: в жилых помещениях - не ниже +18°С (в угловых комнатах +20°С), а в районах с температурой наиболее холодной пятидневки (обеспеченностью 0,92) - 31°С и ниже - +20 (+22)°С, в других помещениях, в соответствии с ГОСТ Р 51617-2000, допустимое снижение нормативной температуры в ночное время суток (от 0.00 до 5.00 часов) - не более 3°C, допустимое превышение нормативной температуры - не более 4°C;

- давление во внутридомовой системе отопления: с чугунными радиаторами - не более 0,6 МПа (6 кгс/кв. см), с системами конверторного и панельного отопления, калориферами, а также прочими отопительными приборами - не более 1 МПа (10 кгс/кв. см), с любыми отопительными приборами - не менее чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/кв. см) превышающее статическое давление, требуемое для постоянного заполнения системы отопления теплоносителем.

2.2. Для категории потребителей группы "Прочие потребители" качество услуг теплоснабжения, предоставляемых с коллекторов ТЭЦ и котельных, определяется на основании температурного графика, утвержденного в установленном порядке органом местного самоуправления соответствующего муниципального образования.

В соответствии с пунктом 9.2.1 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденных Министерства энергетики Российской Федерации от 24 марта 2003 года N 115 "Об утверждении Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок", отклонение среднесуточной температуры воды, поступившей в системы отопления, вентиляции, кондиционирования и горячего водоснабжения, должно быть в пределах _3 процента от установленного температурного графика. Среднесуточная температура обратной сетевой воды не должна превышать заданную температурным графиком температуру более чем на 5 процентов.

VIII. Основные показатели эффективности реализации программы

Основные направления по энергосбережению и повышению энергетической эффективности региона определены областной целевой программой "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области" на 2008 - 2012 годы и перспективу до 2020 года, новая редакция которой принята постановлением Правительства Ярославской области от 04.12.2009 N 1143-п "О внесении изменений в постановление Администрации области от 12.09.2007 N 395-а и признании утратившим силу постановления Правительства области от 22.09.2009 N 939-п".

Развитие регионального энергетического комплекса неотрывно от решения поставленных задач по повышению эффективности при выработке и распределении тепловой и электрической энергии.

Принятое направление на модернизацию действующих тепловых мощностей на основе применения энергоэффективных когенерационных энергетических станций, приведение систем коммунальной энергетики в соответствие с действующими нормативными документами по эксплуатации энергетических установок, применение новых технологий позволит повысить эффективность использования топливно-энергетических ресурсов в Ярославской области и выполнить поставленные задачи по снижению энергоемкости региона.

1. Основные показатели эффективности реализации Программы в сфере электроэнергетики

Основным показателем эффективности реализации Программы в сфере электроэнергетики является снижение удельного технологического расхода электрической энергии - потерь в сетях электросетевых организаций.

Плановый технологический расход электрической энергии - потери в сетях электросетевых организаций на период 2011 - 2015 гг. указаны в таблице 35 и рассчитаны с учетом ввода новых мощностей в энергосистему в период 2011 - 2015 гг. в объеме 815 МВт и вывода действующих мощностей в объеме 116 МВт, а также реализации мероприятий по интеграции электросетевого комплекса Ярославской области.

Таблица 35

Наименование организации	Единица измерения	Технологический расход электрической энергии - потери в сетях электросетевых организаций
		факт 2009 г.	ожидаемый факт 2010 г.	плановые потери
				2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Филиал ОАО "МСРК Центра" - "Ярэнерго"	млн. кВт.ч	508,4	526,7	514,5	498,0	480,8	443,3	433,2
	%	7,36	7,41	7,14	6,88	6,63	6,39	6,16
Территориальные сетевые организации	млн. кВт.ч	437,5	432,9	421,2	406,1	390,6	358,7	349,2
	%	14,12	13,62	13,08	12,56	12,06	11,18	11,12
Всего	млн. кВт.ч	945,9	959,6	935,7	904,1	871,4	802,0	782,5
	%	13,70	13,50	12,99	12,50	12,02	11,57	11,13

2. Основные показатели эффективности реализации Программы в сфере теплоэнергетики

Основными показателями эффективности реализации Программы в сфере тепловой энергетики являются снижение удельных расходов топлива, электрической энергии и воды на единицу тепловой энергии.

Удельные расходы топлива, электроэнергии и воды при производстве тепловой энергии снижаются в основном за счет реализации мероприятий по приведению работы оборудования в соответствие с нормативными документами и внедрению нового оборудования.

Данные об удельных расходах представлены в таблице 36:

Таблица 36

N п/п	Наименование показателя	Факт 2009 г.	План 2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1.	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал	156,4	155,1	154,3	153,7	153,1	152,6	152,5
2.	Удельный расход электрической энергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал	27,5	26,3	25,1	23,8	23,2	22,6	22,0
3.	Удельный расход воды на технологические цели при производстве тепловой энергии, м(3) / Гкал	0,51	0,49	0,47	0,45	0,45	0,45	0,45

С 2012 года снижение удельных расходов топлива на производство тепловой энергии происходит также за счет ввода в эксплуатацию новых когенерационных установок.

Потенциал энергосбережения топливно-энергетических ресурсов в муниципальных образованиях области*

Таблица 37

N п/п	Наименование муниципального образования	Количество топлива, т у.т.	Электроэнергия, кВт.ч	Вода, м3
1	2	3	4	5
1.	ГО г. Ярославль	7699,03	5691640,27	899026,00
2.	ГО г. Переславль-Залесский	907,27	1041154,25	139570,20
3.	ГО г. Рыбинск	4745,13	5144380,72	5090364,84
4.	Большесельский МР	970,19	1025510,14	12036,04
5.	Борисоглебский МР	149,10	103250,18	1188,46
6.	Брейтовский МР	773,12	18543,23	0,00
7.	Гаврилов-Ямский МР	233,77	1387906,13	125689,31
8.	Даниловский МР	483,71	172492,60	256,18
9.	Любимский МР	23,59	286126,92	34105,42
10.	Мышкинский МР	53,50	289901,22	19456,73
11.	Некоузский МР	271,60	577754,20	0,00
12.	Некрасовский МР	589,40	365153,50	3381,02
13.	Первомайский МР	146,80	393423,30	1716,04
14.	Переславский МР	1375,22	1676469,31	15879,14
15.	Пошехонский МР	423,39	82708,02	5226,06
16.	Ростовский МР	250,02	3332197,74	121713,80
17.	Рыбинский МР	1442,02	2273348,19	41833,31
18.	Тутаевский МР	177,84	288738,91	1118740,20
19.	Угличский МР	647,11	367667,18	77687,36
20.	Ярославский МР	4506,70	2967138,19	71691,43
	Всего	25868,51	27485504,20	7779561,54

* без учета комбинированной выработки

Анализ рынка теплоснабжения и показатели энергоэффективности систем теплоснабжения по каждому муниципальному образованию Ярославской области представлены в приложении 2 к Программе.

3. Основные показатели эффективности реализации Программы

Основным показателем эффективности реализации Программы является экономия топлива при энергоэффективном развитии энергетического комплекса по сравнению с традиционным.

Диаграмма 8

Сравнение
потребления топлива при традиционном и энергоэффективном развитии энергетики региона, тыс. т у.т.

Диаграмма 9

Экономия
топлива за период реализации Программы, тыс. т у.т.

Достижение основных показателей и индикаторов эффективности является общей задачей Правительства Ярославской области, субъектов электроэнергетики и органов местного самоуправления муниципальных образований области.

Выполнение данной задачи планируется через установление для регулируемых организаций требований к программам энергосбережения и повышения энергетической эффективности при тарифном регулировании, в том числе и к строящимся и модернизируемым объектам.

IX. Заключение

Программа развития энергетики Ярославской области будет использована в качестве основы для:

- разработки схем выдачи мощности от генерирующих мощностей, находящихся в регионе;

- формирования предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности) для Ярославской области с использованием перспективной расчетной модели;

- разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний, осуществляющих свою деятельность на территории Ярославской области.

По итогам мониторинга реализации Программы, при участии системного оператора, других субъектов энергетики, осуществляющих свою деятельность на территории региона, будут подготовлены предложения по корректировке генеральной схемы, схемы и программы развития Единой энергетической системы России, а также Программы и Схемы развития электрических сетей на очередной год и плановый период.

Сокращения, используемые в Программе

АИИС КУЭ РРЭ - автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета розничного рынка электроэнергии

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом

АЭС - атомная электрическая станция

ВВ - вакуумный выключатель

ВЛ - воздушная линия

Г - гидроагрегат

ГТУ - газотурбинная установка

ГЭС - гидроэлектростанция

ГРЭС - государственная районная электростанция

ЖКХ - жилищно-коммунальное хозяйство

ЗАО - закрытое акционерное общество

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

КЗ - короткозамыкатели

КЛ - кабельная линия

КРУ - комплектное распределительное устройство

КРУН - комплектное распределительное устройство наружное

ЛЭП - линия электропередачи

МР - муниципальный район

МУП - муниципальное унитарное предприятие

НПО - научно-производственное объединение

ОАО - открытое акционерное общество

ОД - отделители

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ОРУ - открытое распределительное устройство

ОЭС - объединенная энергетическая система

ПГУ - парогазовая установка

ПС - подстанция

РЗА - релейная защита и автоматика

РУ - распределительное устройство

Т - трансформатор

ТП - трансформаторная подстанция

ТСО - территориальная сетевая организация

ТТ - трансформатор тока

ТЭБ - топливно-энергетический баланс

ТЭС - теплоэлектростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

УКРМ - установки компенсации реактивной мощности

ФЗ - Федеральный закон

ЭВ - элегазовый выключатель

Гкал - гигакалорий

Гкал/час - гигакалорий в час

Гкал/год - гигакалорий в год

кВ - киловольт

кВт - киловатт

кВт.ч - киловатт в час

кВт.ч/Гкал - киловатт в час на 1 гигакалорию

кгс/кв. см - килограмм-сила на 1 квадратный сантиметр

кг у.т. - килограммов условного топлива

МВА - мегавольт ампер

МВт - мегаватт

МПа - мегапаскаль

м3/Гкал - метров кубических на 1 гигакалорию

т у.т .- тонн условного топлива

т у.т./Гкал - тонн условного топлива на 1 гигакалорию

тыс. т у.т. - тысяч тонн условного топлива

Приложение 1
к Программе

Схема
развития электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. N 215-р, постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", Энергетической стратегией России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. N 1715-р, Стратегией социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года, утвержденной постановлением Губернатора Ярославской области от 22.06.2007 N 572 "О Стратегии социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года", постановлением Правительства Ярославской области от 23.07.2008 N 288-п "О разработке Схемы развития электрических сетей 35 - 220 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года", а также для обеспечения надежности электроснабжения потребителей и осуществления развития электрических сетей 35 - 220 кВ на территории Ярославской области разработана Схема развития электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года (далее - Схема развития электрических сетей).

1. Цели, задачи и принципы разработки Схемы развития электрических сетей

Основными целями разработки Схемы развития электрических сетей являются:

- развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность;

- формирование стабильных благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Основными задачами формирования Схемы развития электрических сетей являются:

- обеспечение баланса между производством и потреблением электрической энергии и мощности, в том числе предотвращение возникновения ограничения пропускной способности электрических сетей;

- скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ территориального планирования и схем перспективного развития электроэнергетики;

- разработка технических мероприятий, обеспечивающих надежную и устойчивую работу энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах;

- выявление объемов строительства, реконструкции и демонтажа устаревшего оборудования электросетевых объектов и электростанций;

- создание информационной базы для выполнения Схемы развития электрических сетей и последующего обоснования по отдельным объектам в процессе дальнейшего проектирования электросетевых объектов.

При разработке Схемы развития электрических сетей соблюдались основные принципы и требования к схемам сети:

- обеспечение необходимой надежности электропитания потребителей;

- обеспечение экономичности развития и функционирования электрических сетей с учетом рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими;

- комплексное электроснабжение существующих и перспективных потребителей независимо от их ведомственной принадлежности и формы собственности;

- экономическая эффективность решений, предлагаемых в схемах и программах перспективного развития электроэнергетики, основанная на оптимизации режимов работы Единой энергетической системы России;

- применение новых технологических решений при формировании долгосрочных схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

- скоординированность схем и программ перспективного развития электроэнергетики и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

- скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- возможность преобразования схемы на всех этапах развития сети с минимальными затратами для достижения конечных схем и параметров линий и подстанций;

- целесообразность многофункционального назначения вновь сооружаемых линий.

Схема развития электрических сетей выполнена в соответствии с требованием следующих нормативных документов:

- Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.06.2003 N 281 "Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем";

- Норм технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ СТО 56947007-29.240.55.016-2008, утвержденных приказом открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" от 24.10.2008 N 460 "Об утверждении норм технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ";

- норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ СТО 56947007-29.240.10.028-2009, утвержденных приказом открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" от 16.06.2006 N 187 "Об утверждении норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ".

При выполнении Схемы развития электрических сетей использованы отчетные данные филиала открытого акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" - Регионального диспетчерского управления энергосистемы Ярославской области, филиала ОАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС", филиала ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Валдайского предприятия магистральный электрических сетей, филиала ОАО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра" - "Ярэнерго" (далее - филиал ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"), ОАО "Территориальная генерирующая компания N 2".

Схема развития электрических сетей сформирована на основании:

- схемы и программы развития Единой энергетической системы России;

- прогноза спроса на электрическую энергию и мощность;

- инвестиционных программ субъектов энергетики;

- предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для субъектов Российской Федерации, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти Ярославской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории субъекта Российской Федерации;

- сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей.

Существующая схема электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы представлена на рисунке 1.

Схема развития электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года представлена на рисунке 2.

Рисунок 1. Существующая схема электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы

Рисунок 2. Схема развития электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года

2. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

2.1. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

Сеть 220 кВ является основой системообразующей сети Ярославской энергосистемы. Она связывает все центры нагрузок между собой и с центрами электроснабжения. На этом же напряжении осуществляется связь Ярославской энергосистемы с другими энергосистемами: Костромской, Московской, Владимирской, Вологодской, в перспективе - с Ивановской и обеспечивается покрытие дефицита мощности.

Наиболее загруженными из межобластных сетей являются воздушные линии 220 кВ Костромская ГРЭС-Ярославль и Мотордеталь-Тверицкая, которые покрывают почти 90 процентов дефицита мощности энергосистемы. Из вышеупомянутого следует, что надежность электроснабжения Ярославской энергосистемы в значительной степени зависит от работы линий 220 кВ Костромская ГРЭС-Ярославль и Мотордеталь-Тверицкая, отключение которых может привести к снижению напряжения в сети 110 кВ Ярославского энергоузла, уровень которого в настоящее время составляет порядка 107 - 109 кВ, и ограничению потребителей Ярославской энергосистемы.

Действующая сеть 110 кВ энергосистемы выполняет в основном функции распределительной сети, в целом соответствует требованиям норм и правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации и правил устройства энергоустановок и обеспечивает надежное электроснабжение потребителей. Загрузка линий электропередач в настоящее время не превышает нормируемых значений. Тем не менее, 34 процента от общей протяженности воздушных линий 110 кВ имеют срок эксплуатации больше 40 лет и подлежат полной или частичной реконструкции и восстановлению с заменой опор и подвеской проводов большего сечения.

Данные о существующих линиях электропередач, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, представлен в таблице 1.

Таблица 1

N п/п	Наименование воздушных линий	Год ввода	Напряжение, кВ	Протяженность, км	Марка провода
1	2	3	4	5	6
ВЛ-220 кВ
1.	Пошехонье-Череповец-1	1958	220	45,29(46,32)	АСО-400
2.	Пошехонье-Череповец-2	1962	220	46,32(46,32)	АСО-400
3.	Пошехонье-Вологда	1966	220	62,82(62,82)	АСО-400
4.	Рыбинск-Пошехонье-1	1958	220	53,38(53,38)	АС-300+АСО-300
5.	Рыбинск-Пошехонье-2	1962	220	54,09(54,09)	АСО-400
6.	Рыбинск-Сатурн	1941	220	3,11(3,11)	АСУ-ЗОО+АСО-400
7.	Рыбинск-Венера	1942	220	12,24(12,24)	АСУ-300+АСО-400+АСУ-400
8.	Сатурн-Венера	1941	220	8,9(8,9)	АСО-400+СБ-509 +АСУ-300
9.	Венера-Вега	1942	220	63,52(63,52)	АСО-400+АСУ-400 +АСУ-300
10.	Углич-Вега	1942	220	7,5(7,5)	АСО-400+АСУ-400
11.	Венера-Углич	1941	220	69,62(69,62)	АСО-400+АСУ-300
12.	Углич-Ярославль	1964	220	92,65(92,65)	АСО-300
13.	Углич-Заря Западная	1942	220	92,2(92,2)	АСУ-400
14.	Углич-Заря Восточная	1939	220	92,2(92,2)	АСУ-300
15.	Мотордеталъ-Тверицкая	1964	220	91,85(91,85)	АС-300+АСУС-300+АСО-300
ВЛ-110 кВ
1.	Моторная-Инженерная		110	3,4(7,36)	2М-95
				0,5(7,36)	2АС-240
2.	Комсомольская (ТЭЦ-3-Ярцево)	1963	110	10,14(14,99)	2АС-120
3.	Пионерская (ТЭЦ 3-Ярцево)	1963	110	10,14(14,99)	2АС-120
4.	Туфановская Уткино-Туфаново)	1962	110	25,11(31,65)	2АС-120
5.	Даниловская 1 (Туфаново-Данилов)	1962	110	27,2(27,2)	2АС-120
6.	ВЛ 156 (Роща-ТЭЦ-2)	1955	110	0,63(0,63)	2АС-185
7.	Фрунзенская 1 (ТЭЦ-3-ТЭЦ-2)	1958	110	10,85(16,59)	АС-150
				0,56(16,59)	АС-185
				5, 18	АС-150
8.	Фрунзенская 2 (ТЭЦ-3-Северная)	1958	110	11,41(16,21)	АС-150
9.	Ярославская 1 (ТЭЦ-3-Ярославская)	1959	110	5,9(5,9)	2АС-150
10.	ВЛ 157 (ТЭЦ-1-Северная)	1952	110	0,9(0,9)	2АС-185
				1, 0(1,0)	М-95
11.	ВЛ 158 (ТЭЦ-1 - Роща)	1952	110	1,8(1,8)	2АС-185
12.	Отпайка на Полиграф	1948	110	2,4(2,4)	2АС-120
				2,4(2,5)	2АС-150
13.	Перекопская (ТЭЦ-3-Перекоп)	1964	110	10,94(11,32)	АС-150
14.	Тяговая (Перекоп-Северная)	1964	110	3,26(8,06)	АС-150
		1948		4,8(8,06)	М-70
15.	Отпайка на Полиграф	1948	110	2,4(2,4)	2АС-150
16.	Тверицкая-1,2 (ТЭЦ-2-Тверицкая)	1962	110	2 1,27(21,27)	2АС-240
		1987
17.	Институтская (Ярославская-Южная)	1965	110	6, 13(18, 14)	2АС-185
18.	Южная (Ярославская-Южная)	1965	110	6, 13(18, 14)	2АС-185
19.	Отпайка на Институтскую	1965	110	0, 19(0,19)	2АС-150
20.	Ростовская-1	1958	110	1 0,5(10,5)	2АС-150
		1981
21.	Тишинская (Тишино-Ярославская)	1958	110	10,5(10,5)	2АС-150
		1981
22.	Белкинская (Ярославская-Техникум)	1962	110	9,7(10,5)	АС-95
23.	Веретье-1,2 (Венера-Веретье)	1962	110	0,77(1,46)	2АС-95
24.	Восточная-1,2 (Венера-Восточная)	1950	110	11,49(11,49)	2М-95+2 АС-185
		1986
25.	Западная-1,2 (Венера-Западная)	1960	110	2, 14(3,83)	2АС-240
26.	Переборы-1,2 (Венера-Волжская)	1962	110	6,52(6,52)	2АС-185+2АС-120+2 АС-95
27.	Щербаковская-1,2 (Рыбинская ГЭС-Восточная)	1935	110	17,43(17,43)	2АС-150+2СБ-185
28.	Ростовская-1 (Неро-Ярославская)	1958	110	33,39(33,39)	2АС-150
		1981
29.	Ростовская-2 (Неро-Тишино)	1958	110	24,46(24,46)	2АС-150
		1981
30.	Тишинская (Тишино - Ярославская)	1958	110	9,53(9,53)	АС-150
		1981
31.	Отпайка на Коромыслово	1958	110	2,3(2,3)	2АС-120
32.	Васильковская 1,2 (Ростов-Васильково)	1958	110	3,84(1 6,64)	2АС-150
33.	Белкинская (Ярославская-Техникум)	1962	110	1 1,6(1 1,6)	АС-95
34.	Гаврилов-Ямская, (Техникум-Гаврилов-Ям)	1962	110	0,4(6,1)	АС-120
35.	Петровская 1 (Шурскол-Трубеж)	1958	110	67,27(87,5)	2АС-120
36.	Шушковская (Беклемишево-Трубеж)	1958	110	27,56(47,76)	2АС-120
37.	Петровская 2 (Беклемишево-Неро)	1958	110	51, 14(51, 14)	2АС-120
38.	Приозерная (Шурскол-Неро)	1958	110	10,53(11,87)	2АС-120
39.	Отпайка на Шушково	1958	110	2,1(2,1)	2АС-120
40.	Отпайка на Петровскую	1958	110	0,6(0,6)	2АС-120
41.	Переславская 1 (Трубеж-Балакирево)	1958	110	9,9(30,06)	2АС-120
42.	Переславская 2 (Переславль-Балакирево)	1958	110	9,9(29,7)	2АС-120
43.	Городская 1,2 (Неро-Ростов)	1958	110	2,0(2,5)	2АС-120

Формирование перспективной схемы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ярославской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:

- повышение пропускной способности сети;

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

- ликвидацию "узких" мест электрических сетей 110 кВ и выше.

В период рассматриваемой перспективы Схемой развития электрических сетей предусматривается дальнейшее развитие электрических сетей 110 кВ и выше Ярославской энергосистемы. Такая необходимость диктуется условиями обеспечения электроснабжения вновь намечаемых сооружаемых промышленных предприятий, перспективных инвестиционных площадок, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности их электроснабжения. Осуществить это планируется в первую очередь путем расширения и реконструкции существующих подстанций за счет установки вторых трансформаторов на одно трансформаторных подстанциях и замены существующих трансформаторов на более мощные, а также путем сооружения новых подстанций и питающих линий электропередачи. Значительный объем предусмотренного Схемой развития электрических сетей электросетевого строительства приходится на реконструкцию и восстановление воздушных линий 110 кВ и подстанций 110 кВ, отработавших нормативные сроки и по своему техническому состоянию ограниченно пригодных для дальнейшей эксплуатации.

Необходимость строительства новых электросетевых объектов 110 кВ и выше, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из требований к надежности электроснабжения потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов на подстанциях 110 кВ, намечаемых к реконструкции и техническому перевооружению, производился по электрическим нагрузкам на конец расчетного периода (5 лет от предполагаемого года реконструкции) в соответствии с нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ и Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации.

Воздушные линии напряжением 110 кВ и выше, строительство которых планируется в 2011 - 2015 гг.:

- ВЛ-220 кВ Ивановская ГРЭС-Неро - перевод на напряжение 220 кВ;

- заходы ВЛ-220 кВ Ярославская-Тверицкая (Тутаев) на ОРУ 220 кВ Тенинской котельной;

- ВЛ-220 кВ Тенинская котельная - Ярославская (Тверицкая);

- ВЛ-110 кВ от ПС "Аббакумцево" до ПС "Некрасово" с переходом через р. Волгу;

- ВЛ-110 кВ на ПС 110/35/10 кВ "Академическая";

- ВЛ-110 кВ для обеспечения выдачи мощности по объектам подпрограммы "Повышение энергоэффективности энергетического комплекса Ярославской области на базе развития когенерационной энергетики", утвержденной постановлением Администрации Ярославской области от 12.09.2007 N 395-а (далее - Подпрограмма развития когенерационной энергетики).

Линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше, реконструкция которых планируется в 2011 - 2015 гг.:

- ВЛ-220 кВ Мотордеталь-Тверицкая (реконструкция установки анкерной опоры);

- ВЛ-110 кВ Моторная-Инженерная;

- ВЛ-110 кВ Восточная (замена опор N 43, N 44, N 53) и замена провода;

- ВЛ-110 кВ Ярцево-Лютово-Нерехта 1, 2;

- ВЛ-110 кВ Фрунзенская-2, Тяговая, Перекопская.

Вывод линий электропередач из эксплуатации не планируется.

2.2. Существующие и планируемые к строительству подстанции, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

Данные о существующих подстанциях, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, приведены в таблице 2:

Таблица 2

N п/п	Наименование подстанции	Год ввода	Напряжение, кВ	Мощность трансформаторов, МВА
1	2	3	4	5
ПС-220 кВ
1.	"Ярославская"	1972	220/110/10	3х125
2.	"Тутаев"	1977/1972	220/110/10	2x125
3.	"Венера"	1979	220/110/10	3х125
4.	"Сатурн"	1971/1972	220/35/6	2x40
5.	"Пошехонье"	1971	220/35/10	20
6.	"Вега"	1976	220/110/6	63
7.	"Неро"	1979/1976	220/110/10	2x63
8.	"Трубеж"	1977/1976	220/110/6	2x125
9.	"Тверицкая"		220/110/6
ПС-110 кВ
1.	"Константиново"	1944/1967	110/35/6	2x20
2.	"НПЗ"	1959/1967	110/35/6	15+16
3.	"Орион"	1974	110/6	1х40
4.	"Павловская"	1965	110/35/6	1x25
5.	"Перекоп"	1973/1972	110/6	2x25
6.	"Покров"	1979	110/10	1x2,5
7.	"Полиграф"	1976	110/6	1x40
8.	"Тверицкая"	1980	110/35/10	1x40
9.	"Тормозная"	1973/1972	110/6	2x16
10.	"Туфаново"	1977	110/10	1x2,5
11.	"Халдеево"	1967/1978	110/35/10	3,2+6,3
12.	"Дружба"	1974/1974	110/10	2x16
13.	"Веретье"	1973/1974	110/6/6	2x25
14.	"Волга"	1959/1968	110/10	5,6+6,3
15.	"Волжская"	1973/1973	110/35/6	2x40
16.	"Восточная"	1969	110/35/6	2х25
17.	"Глебово"	1976	110/35/10	1x10
18.	"Залесье"	1973	110/35/10	10
19.	"Западная"	1979	110/6/6	763
20.	"Крюково"	1979	110/35/10	6,3
21.	"КС-18"	1980/1980	110/6	2x63
22.	"Лом"	1974	110/35/10	10
23.	"Луговая"	1977/1977	110/10	2x6,3
24.	"Оптика"	1975/1976	110/10	2x10
25.	"Пищалкино"	1956/1958	110/35/10	2x7,5
26.	"Полиграфмаш"	1973/1975	110/6	2x16
27.	"Судоверфь"	1973/1971	110/6	2x10
28.	"Шестихино"	1975/1977	110/35/10	2x10
29.	"Алтыново"	1978	110/10	6,3
30.	"Борисоглеб"	1980/1976	110/35/10	16х10
31.	"Васильково"	1976	110/35/10	10
32.	"Вахрушево"	1980	110/10	6,3
33.	"Гаврилов-Ям"	1971/1977	110/6	2x16
34.	"Кинопленка"	1969/1966	110/6	6,3+10
35.	"Климатино"	1978	110/10	6,3
36.	"Нила"	1980	110/35/10	6,3
37.	"Переславль"	1977	110/35/6	25
38.	"Ростов"	1958/1966	110/35/10	20+25
39.	"Техникум"	1972	110/35/10	6,3
40.	"Тишино"	1980	110/10	25
41.	"Устье"	1966/1967	110/10	2x10

Подстанции напряжением 110 кВ и выше, строительство которых планируется в 2011 - 2015 гг.:

- ПС-110/10 кВ "Сокол" с трансформаторами 2х40 МВА;

- ПС-110/35/10 кВ "Академическая" с трансформаторами 2х40 МВА;

- ПС-110/10 кВ "Некрасово" с трансформаторами 2х25 МВА.

Подстанции напряжением 110 кВ и выше, реконструкция которых планируется в 2011 - 2015 гг.:

- ПС-220 кВ "Пошехонье";

- ПС-220 кВ "Ярославская" (проведение комплекса работ по замене основного оборудования);

- ПС-220 кВ "Сатурн" (замена выключателей 10, 35, 220 кВ, оборудования РЗА, АСУ ТП);

- ПС-220 "Вега" (с заменой оборудования, в том числе ОД);

- ПС-220 кВ "Тверицкая" (с заменой выключателей ТТ 110 кВ);

- ПС-110 кВ "Полиграфмаш" (с установкой ячейки секционного ЭВ-110 кВ, ТТ-110 кВ, Р-110, ТН-110 кВ и реконструкцией ЗРУ-6 кВ с заменой 3-х выключателей в линейных резервных ячейках);

- ПС-110/10 кВ "Брагино" (с реконструкцией ЗРУ-10 кВ, заменой ОД КЗ и РЗА трансформаторов, расширением ОРУ-110 кВ);

- ОРУ-110 кВ ПС-110/35/6 кВ "Северная", инв. N 11001638 (с установкой токоограничительных реакторов и реконструкцией трансформатора);

- ПС-110 кВ "Институтская" (с установкой УКРМ 6 кВ и заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА);

- ПС-110 кВ "Институтская" (с заменой ОД и КЗ и масляных выключателей);

- ПС-110 кВ "Южная " (замена ОД и КЗ и масляных выключателей);

- ПС-110/35/6 кВ "Волжская";

- ПС-110/35/10 кВ "Нила" (с заменой трансформаторов 2х6,3 на 2х16 МВА);

- ПС-110/35/6 кВ "Павловская" (с заменой трансформатора Т1 20 МВА на 25 МВА, 3-х выключателей 110 кВ и 5 ячеек 35 кВ);

- ПС-110/35/6 кВ "Переславль" (с заменой выкатных элементов 2-х ячеек 6 кВ, установкой ячеек 6 кВ с ВВ (д. ТП N 00-1/33 ТП-09-РоС), КРУН 6кВ);

- ПС-110/10 кВ "Юрьевская Слобода" (с заменой выкатного элемента и реконструкцией РЗА ячейки ВЛ-10 к В N 7 Слободская);

- ПС-110/35/10 "Углич" (598-ТП/08-РоС от 27.12.2008);

- ПС-110/35/6 кВ "Константиново" (с реконструкцией 11 ячеек секций 6 кВ);

- ПС-110/10 кВ "Троллейбусное депо" (с реконструкцией ячеек секций 6 кВ);

- ПС-110/35/10 кВ "Глебово" (с установкой 2-го трансформатора 10 МВА);

- ПС-110 кВ по целевым техническим программам (7 подстанций -2011 г., 3 подстанции - 2012 г., 3 подстанции - 2013 г., 2 подстанции - 2014 г., 1 подстанция - 2015 г.).

3. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт

В настоящее время в Ярославской энергосистеме действуют 5 электростанций установленной мощностью на 01.01.2010 1261,9 МВт и 2 блок-станции установленной мощностью 54,5 МВт.

Структура установленной мощности генерирующих объектов представлена в таблице 3.

Таблица 3

Наименование	Установленная мощность, МВт	Доля от суммарной установленной мощности, %
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)	751	59,5
Ярославская ТЭЦ-1	131	10,4
Ярославская ТЭЦ-2	325	25,6
Ярославская ТЭЦ-3	295	23,3
Гидроэлектростанции (ГЭС)	456,4	36,2
Угличская ГЭС	110	8,7
Рыбинская ГЭС	346,4	27,5
Блок-станции	54,5	4,3
ОАО "Ярославский технический углерод"	24	1,9
ОАО "НПО "Сатурн"	30,5	2,4
Всего	1261,9	100

Ярославская ТЭЦ-1 расположена в северо-восточной части г. Ярославля. Она является старейшей в энергосистеме региона, была введена в эксплуатацию в 1934 г. В число потребителей станции входят крупные промышленные предприятия города, а также коммунально-бытовые потребители центральной части города численностью населения более 120 тыс. человек. Установленная мощность станции составляет 131 МВт. На ТЭЦ-1 эксплуатируется 6 турбоагрегатов. Топливом служат газ, мазут. Подразделением ТЭЦ-1 является Тенинская котельная (1994 г.), на которой установлено 2 водогрейных котла.

Котельное и турбинное оборудование находится в удовлетворительном состоянии. Однако значительная его часть имеет большой износ, морально и физически устарела. Срок эксплуатации оборудования достигает 50-60 лет, что значительно превышает принятые нормативы.

В 2003 году был выполнен проект реконструкции Ярославской ТЭЦ-1, согласно которому на 1 этапе намечалось сооружение ОРУ-110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" с подключением трансформаторов 110/6-6 кВ Т-1 и Т-2 и одной воздушной линии 110 кВ на подстанцию 110 кВ "Северная", на 2 этапе предусматривался демонтаж существующего "квадрата" и подключение трансформаторов Т-3 и Т-4, ВЛ-110 кВ N 157 и N 158 и второй воздушной линии 110 кВ на подстанцию 110 кВ "Северная".

Проект в полном объеме не реализован. В настоящее время на ТЭЦ-1 имеется два ОРУ-110 кВ. Одно выполнено по схеме "квадрата" и имеет связь с Ярославской ТЭЦ-2 по ВЛ-157. Второе выполнено по схеме "две рабочие системы шин" и связано с подстанцией 110 кВ "Северная" по воздушной линии 110 кВ "Шинная".

Ярославская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1956 г. В настоящее время электростанция играет важнейшую роль в обеспечении электроэнергией и теплом Дзержинского, Ленинского и Кировского районов г. Ярославля, а также крупных промышленных предприятий. Подразделением ТЭЦ-2 является Ляпинская котельная, снабжающая теплом Заволжский район города. Установленная мощность станции составляет 325 МВт. В составе основного оборудования ТЭЦ-2 6 турбоагрегатов.

Топливом служат газ, мазут, уголь. Выдача мощности ТЭЦ-2 осуществляется в основном на генераторном напряжении 6 кВ и на напряжении 110 кВ через ОРУ 110 кВ станции, которое связано по линии ВЛ-110 кВ с Ярославской ТЭЦ-1 и Ярославской ТЭЦ-3.

Ярославская ТЭЦ-3 была введена в эксплуатацию в 1961 г. В 1967 г. закончен монтаж последнего шестого котла, в 1970 г.- турбины N 6.

ТЭЦ-3 расположена в южной части г. Ярославля и является основным источником электроснабжения крупнейшего в регионе нефтеперерабатывающего завода и потребителей коммунально-бытового сектора, а также обеспечивает теплом более 35 процентов населения г. Ярославля. Установленная мощность станции на 01.01.2010 составляет 345 МВт.

В качестве топлива используется газ и мазут. Выдача мощности ТЭЦ-3 осуществляется на напряжении 35 и 110 кВ.

Следует отметить, что в настоящее время городскими электростанциями обеспечивается порядка 70 процентов электрических нагрузок города.

Угличская ГЭС-13 и Рыбинская ГЭС-14.

Установленная мощность Угличской ГЭС-13 составляет на 01.01.2010 110 МВт.

На Рыбинской ГЭС-14 в настоящее время установлено 4 гидрогенератора мощностью по 55 МВт (годы ввода - 1941 - 1950) и два по 63,2 МВт.

Основное гидроэнергетическое и электротехническое оборудование ГЭС находится в удовлетворительном состоянии, однако с момента установки первых блоков (1940, 1941 гг.) физически и морально устарело, требует замены и реконструкции.

В 2008 г. на Угличской ГЭС произведена замена трансформаторной группы Д1Т (3х23) МВА трансформатором ТД-80 МВА, в 2009 г. намечается замена гидрогенератора Г-2 55 МВт на 65 МВт и трансформаторной группы Д2Т трехфазным трансформатором мощностью 80 МВА.

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на действующих электростанциях Ярославской области мощностью не менее 5 МВт приведен в таблице 4:

Таблица 4

Генерирующие источники		2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Всего МВт
Всего МВт, в том числе	ввод	55	6		65			126
	демонтаж		61			55		116
	прирост	55	-55		65	-55		-10
Угличская ГЭС	ввод	55						55
	демонтаж
	прирост
Рыбинская ГЭС	ввод				65			65
	демонтаж		55			55		110
	прирост
Блок-станции ОАО "НПО "Сатурн"	ввод		6					6
	демонтаж		6					6
	прирост

В 2008 году на Угличской ГЭС произведена замена трансформаторной группы Д1Т (3х23) МВА трансформаторами ТД-80 МВА, в 2009 г. - демонтаж Г2Г (1941 г.) мощностью 55 МВт (с заменой в 2010 г. на 55 МВт) и замена трансформаторной группы Д2Т трехфазным трансформатором мощностью 80 МВА.

Рыбинская ГЭС-14.

Согласно выполненному проекту реконструкция ГЭС-14 будет выполняться в 8 этапов и предусматривает:

- установку двух трансформатров АТ 220/110 кВ мощностью 2х63 МВА;

- установку двух трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью по 80 МВА с подключением их под один выключатель к ОРУ 220 кВ, с присоединением к ним блоков Г-5, Г-6;

- замену существующих трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью 3х46 МВА трансформаторами мощностью 80 МВА и установку вторых трансформаторов той же мощности с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС;

- замену гидроагрегатов мощностью 55 МВт гидроагрегатами мощностью по 65 МВт, в том числе:

Г-2 (1942 г.) - демонтаж в 2011 г. с вводом нового в 2013 г.;

Г-3 (1950 г.) - демонтаж в 2014 г. с вводом нового в 2016 г.;

Г-1 (1941 г.) - демонтаж в 2016 г. с вводом нового в 2016 г.;

Г-5 (1945 г.) - демонтаж в 2018 г. с вводом нового в 2020 г.

Увеличение генерирующей мощности на ГЭС к 2015 г. по отношению к 2008 г. составит 10 МВт.

В таблице 5 приведены данные по намечаемому вводу генерирующих мощностей (в том числе объектов средней и малой когенерации) в Ярославской области на период до 2015 г.

Перечень
мероприятий Программы по вводу новых объектов генерации в Ярославской области в 2011 - 2015 гг.

Таблица 5

N п/п	Генерирующие источники	Тип установки	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Всего МВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Парогазовая установка 450 МВт на базе Тенинской котельной	ПГУ-450				450		450
2.	Парогазовая установка 30 МВт на Ляпинской котельной	ПГУ-30		30				30
3.	Гидроагрегат Г-2, Рыбинская ГЭС	Г-2			65			65
4.	Газотурбинная установка, ОАО "НПО "Сатурн"	ГТУ -6	6					6
Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики - средняя когенерация
1.	г. Тутаев (МУП "Теплоэнергосеть"	ПГУ-50	50					50
2.	г. Ростов	ПГУ-50		50				50
3.	г. Гаврилов Ям (котельная льнокомбината)	ПТУ-12			12			12
4.	г. Рыбинск (микрорайон Веретье)	ПГУ-30				30		30
5.	г. Переславль-Залесский (ООО "Технопарк")	ПГУ-50				50		50
6.	г. Рыбинск (пос. Волжский)	ПГУ-22					22	22
7.	г. Углич (ЗАО "Угличэнергия")	ПГУ-22					22	22
8.	г. Ярославль (ОАО "Ярославский шинный завод")	ПГУ-22					22	22
	Всего по средней когенерации		50	50	12	80	66	258
Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики - малая когенерация
9.	Муниципальные котельные - 30 установок	ГПУ	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	6,0
	Всего		57,2	81,2	78,2	531,2	67,2	815

В таблице 6 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования.

Таблица 6

Генерирующие источники		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Всего по области
Всего МВт, в том числе	ввод	57,2	81,2	78,2	531,2	67,2	815
	демонтаж	61			55		116
	прирост	-3,8	81,2	78,2	476,2	67,2	699

Всего ввод новых мощностей по энергосистеме в период 2011 - 2015 гг. составит 815 МВт, в том числе на Тенинской и Ляпинской котельной - 480 МВт, ГЭС - 65 МВт, блок-станциях - 6 МВт, суммарная установленная электрическая мощность объектов когенерации на существующих котельных - 264 МВт.

Абсолютный прирост генерирующей мощности с учетом демонтажа физически и морально устаревшего оборудования электростанций в период 2011 - 2015 годов составит 699 МВт.

4. Сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ

В период рассматриваемой перспективы предусматривается дальнейшее развитие электрических сетей 35 кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" с целью обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей.

Необходимость строительства новых электросетевых объектов 35кВ, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из электрических нагрузок, установленных для оптимистического и пессимистического вариантов развития.

Основным фактором, определяющим развитие сетей и экономические показатели деятельности сетевых предприятий, является реконструкция и техническое перевооружение.

При решении вопроса о развитии сетей 35 кВ предусмотрены объемы работ по подстанциям ПС-35кВ и линиям электропередач ВЛ-35кВ в соответствии с программой ликвидации "узких" мест филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" с учетом технического износа и морального старения оборудования подстанций, а также необходимости повышения надежности электроснабжения потребителей.

Основными факторами, определяющими необходимость реконструкции и технического перевооружения подстанций 35кВ филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" и выбор приоритетов при выполнении объемов работ в сетях 35 кВ, явились:

- срок ввода подстанций в эксплуатацию;

- наличие на подстанциях устаревшего и малоэффективного оборудования;

- загрузка подстанций на расчетный срок, с учетом величины суммарной электрической нагрузки новых потребителей, подключаемых к РУ-6,10 кВ ПС-35 кВ, за рассматриваемый период.

Воздушные линии 35 кВ и ниже и подстанции 35 кВ, которые планируется построить в 2011 - 2015 гг:

- ПС-35/10 кВ "Фабричная" с установкой трансформаторов 2х6,3 МВА;

- ПС-35/10 кВ "Некрасово" с переводом на 110 кВ и установкой трансформаторов 2х25 МВА вместо 2х16 МВА;

- ПС-35/6 кВ "Заволжская" с установкой трансформатора 10 МВА;

- ВЛ-35 кВ Михайловское - Лесные Поляны;

- ВЛ-6-10 кВ по Ярославской области;

- ВЛ-6-10 кВ по Ярославской области;

- ВЛ-6-10 кВ для обеспечения выдачи мощности по объектам Подпрограммы развития когенерационной энергетики.

Воздушные линии 35 кВ и ниже и подстанции 35 кВ, которые планируется реконструировать в 2011 - 2015 гг.:

- ПС-35 кВ "Институтская" (замена ОД и КЗ и масляных выключателей);

- ПС-35/10 кВ "Брейтово" и ПС-35/10 кВ "Поречье" с заменой трансформаторов N 1, 2 2х4 МВА трансформаторами 2х6,3 МВА;

- ПС-35кВ "Южная" (замена ОД и КЗ и масляных выключателей);

- ПС-35/6 кВ "Прибрежная" с установкой КРУ 6 кВ;

- ПС-35/10 кВ "Николо - Корма" РУ 35 кВ;

- ПС-35/10 "Михайловская" с установкой Т2 6,3 МВА;

- ПС-35/10 кВ "Кибернетик" с установкой ячеек 10 кВ с ВВ (д. ТП N 1002, 566, 567-ТП/08-РоС);

- ПС-35/10 кВ "Урусово" с установкой электрогазовых выключателей 35 кВ в мостике 35 кВ;

- ПС-35/10 кВ "Урожай" с установкой реклоузеров;

- ПС-35/10 кВ "Кибернетик" с установкой ячеек 10 кВ с ВВ (д. ТП N 1002, N 566, N 567-ТП/08-РоС);

- ПС-35/10 кВ с реконструкцией устройств регулирования напряжения силовых трансформаторов на подстанциях "Великовская", "Горинская", "Дорожаево", "Тутаев", "Чебаково", "Халдеево", "НПЗ", "Щедрино", "Заволжская";

- ВЛ-35 кВ Шашково-Левобережная с заходами на ПС "Демино";

- ВЛ-35 кВ Урусово-Семибратово;

- ВЛ-35 кВ Тихменево - Николо-Корма с заменой провода;

- ВЛ-35 кВ Тихменево-Глебово;

- ВЛ-6-10 кВ;

- ВЛ-6-10 кВ (мероприятия по восстановлению принятых на баланс бесхозяйных электрических сетей);

- ВЛ-0,4 кВ (системы наружного освещения).

В период до 2015 года намечается сооружение следующих новых подстанций и воздушных линий 35 кВ:

- ГПП-10 ОАО "ЯНОС-Славнефть" (2х25 МВА) с присоединением к ГПП-5 и ГПП-9;

- ПС-35/10 кВ "Демино" (2х1,6 МВА) с ВЛ-35 кВ Левобережная - Демино;

- ПС-35/10 кВ "Кремнево" (2х1,6) с ВЛ Пошехонье - Кремнево - Мелюшево;

- ПС-35/10 кВ "Охотино" (2х1,6) с ВЛ Николо-Корма - Охотино - Новое Село;

- ПС-35/10 кВ "Погорелка" (2х1,6) с ВЛ Глебово-Погорелка;

- ВЛ-35 кВ ТЭЦ-3-Щедрино;

- ВЛ-35 кВ Покров-Данилов;

- ВЛ-35 кВ Константиново-Дорожаево;

- ВЛ-35 кВ Клементьево-Раменье;

- ВЛ-35 кВ Углич-Черкасово;

- ВЛ-35 кВ Нила-Кулаково.

Кроме того, необходимо выполнить работы по реконструкции с установкой вторых трансформаторов на следующих ПС-35 кВ: "Матвеево", "Ширинье", "Михайловское", "Обнора", "Мелюшино", "Ермаково", "Горелово".

Одновременно на ПС-35 кВ, ОРУ которых выполнены по упрощенным схемам, для повышения надежности электроснабжения потребителей при замене существующих трансформаторов на новые, учитывалась замена отделителей и короткозамыкателей в цепях трансформаторов на электрогазовые выключатели.

До 2015 года предусматривается реконструкция следующих линий:

- ВЛ-35 кВ Данилов - Горинская;

- ВЛ-35 кВ Константиново - Григорьевское - Кирпичная - Павловская;

- ВЛ-35 кВ ТЭЦ-3-НПЗ;

- ВЛ-35 кВ Путятино - Обнора;

- ВЛ-35 кВ Некрасовское - Туношна - Лютово;

- ВЛ-35 кВ Борок - Горелово.

На подстанциях 35/10-6 кВ, имеющих предохранители в цепях трансформаторов, предусмотрена замена предохранителей вакуумными выключателями. К таким подстанциям относятся "Дертники", "Н. Карьер", "Полигон", "Щебеночный завод", "Караш".

В период до 2020 года намечается сооружение подстанции ПС-35/10 кВ "Шипилово" (2х2,5) с ВЛ Крюково-Шипилово-Рождествено, ВЛ Сутка-Тесьма, Мокеиха-Станилово.

Кроме того, до 2020 года Схемой развития электрических сетей предусматривается реконструкция:

- ВЛ-35 кВ Курба-Дорожаево;

- ВЛ-35 кВ Вятское-Гузицыно;

- ВЛ-35 кВ Левобережная-Мелюшино.

В период 2020 - 2030 годов в соответствии со Схемой развития электрических сетей намечается сооружение:

- ПС-35/10 кВ "Черкасово" (2х10) с ВЛ-35 кВ Углич-Черкасово-Ильинское;

- ПС-35/10 кВ "Кукобой" с ВЛ-35 кВ Великовская-Кукобой;

- ПС-35/10 кВ "Емишево" с ВЛ-35 кВ Залесье-Емишево.

Предусматривается реконструкция:

- ВЛ-35 кВ Правдино-Станилово;

- ВЛ-35 кВ Курба-Ширинье;

- ВЛ-35 кВ Тверицкая-Ляпинская котельная;

- ВЛ-35 кВ Тверицкая-Михайловское;

- ВЛ-35 кВ Брейтово-Сить-Станилово;

- ВЛ-35 кВ Белое-Арефино.

В настоящее время на подстанциях 35 кВ установлено 6 короткозамыкателей и отделителей, которые подлежат замене по условиям надежности в соответствии с программой ликвидации "узких" мест.

Сокращения, используемые в приложении 1 к Программе

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом

АТ - автотрансформатор

ВЛ - воздушная линия

Г - гидроагрегат

ГТУ - газотурбинная установка

ГЭС - гидроэлектростанция

ГРЭС - государственная районная электростанция

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

КЗ - короткозамыкатель

МУП - муниципальное унитарное предприятие

НПО - научно-производственное объединение

ОАО - открытое акционерное общество

ОД - отделители

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ОРУ - открытое распределительное устройство

ПГУ - парогазовая установка

ПС - подстанция

РЗА - релейная защита и автоматика

СТО - стандарт организации

Т - трансформатор

ТП - трансформаторная подстанция

ТТ - трансформатор тока

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

УКРМ - установки компенсации реактивной мощности

ЭВ - элегазовый выключатель

кВ - киловольт

кВт - киловатт

МВА - мегавольт ампер

МВт - мегаватт

Приложение 2
к Программе

Анализ
рынка теплоснабжения и показатели энергоэффективности систем теплоснабжения муниципальных образований Ярославской области

1. Большесельский муниципальный район

1.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 3 единицы.

Наиболее крупной котельной (удельный вес в общем отпуске более 70 процентов) является центральная котельная МУП "Коммунальник".

Таблица 1

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	11
в том числе:
газовых	2
мазутных	4/2
на твердом топливе	2
на электроэнергии	1
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	37,54
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	37,54
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	33,05
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	38970,00

1.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 2

Показатель	Количество
1	2
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	41721,57
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	42220,60
в том числе:
населению	28219,47
бюджетным организациям всех уровней	10625,09
прочим потребителям	3376,04

1.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	3,51
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	перевод на индивидуальное газовое отопление
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	3 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2011 - 1 шт. 2012 - 1 шт. 2013 - 1 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции п.м. (в 2-трубном исчислении)	2 500

1.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 3

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Котельная N 1 "Центральная"	156,00	158,00	30,00	25,67	0,22	0,56
2.	Котельная N 3 "Комбинат бытового обслуживания"	150,20	170,97	56,85	396,61	0,20	0,22
3.	Котельная N 2 "Сельцо"	185,50	188,00	35,00	44,40	0,30	0,77
4.	Котельная N 4 "СХТ"	156,50	180,73	36,00	91,87	0,23	0,07
5.	Котельная N 5, дер. Борисовское	185,50	223,50	32,00	73,99	0,20	0,22
6.	Котельная N 6, с. Дунилово	185,50	182,20	35,00	72,48	0,20	0,13
7.	Котельная N 7, дер. Миглино	185,50	228,20	39,00	85,13	0,30	0,24
8.	Котельная N 8, дер. Высоково	185,50	173,90	31,00	30,23	0,20	0,09
9.	Котельная N 9, с. Новое Село	163,30	163,30	33,00	48,97	0,27	0,07
10.	Котельная N 10 "Благовещенье"	150,20	930,15	23,85	934,66	0,40	0,00
11.	Котельная Вареговского МУП "Комфорт"	191,20	244,7	29,80	0,03	0,00	0,40

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 4

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
970,19	1 025 510,14	12 036,04

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 6,2 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

2. Борисоглебский муниципальный район

2.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 45 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 50 процентов) являются:

- котельная пос. Борисоглебский, ул. Вощажниковская, д. 26;

- котельная дер. Андреевское;

- котельная дер. Березники;

- котельная N 10 при лицее N 46, пос. Борисоглебский, ул. Залесная;

- котельная пос. Красный Октябрь, ул. Советская;

- котельная МУЗ Борисоглебская ЦРБ.

Таблица 5

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	49
в том числе:
газовых	7
мазутных	2
на твердом топливе	37
на электроэнергии	3
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	36,70
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	36,70
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	33,25
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-х трубном исчислении)	18200

2.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 6

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	27712,70
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	25062,40
в том числе:
населению	6076,00
бюджетным организациям всех уровней	17526,40
прочим потребителям	1460,00

2.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	1,27
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	строительство новых источников - 0,52 Гкал/час, за счет резерва существующих - 0,75 Гкал/час
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2011 - 3 шт. 2012 - 3 шт. 2013 - 3 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	18 200

2.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 7

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Котельная дер. Андреевское, МУП ЖКХ "Борисоглебское"	175,30	175,30	77,92	109,56	0,22	0,18
2.	Котельная дер. Березники, МУП ЖКХ "Борисоглебское"	175,30	175,30	77,92	79,27	0,22	0,30
3.	Котельная пос. Борисоглебский, МУП ЖКХ "Борисоглебское"	153,60	153,60	21,9	30,22	0,14	0,32
4.	Котельная N 10, ГУП ЖКХ ЯО "Яркоммунсервис"	209,20	193,10	29,45	29,82	0,00	0,06
5.	Котельная ЦРБ, МУП ЖКХ "Акватерм-сервис"	238,10	201,60	16,4	2,12	0,11	0,14
6.	Котельная с. Вощажниково, МУП ЖКХ "Акватерм-сервис"	185,62	204,00	20,68	16,80	0,00	0,22
7.	Котельная пос. Красный Октябрь, МУП ЖКХ "Акватерм-сервис"	185,62	198,00	20,68	13,19	0,17	0,19

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 8

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
149,10	103250,20	1188,46

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 0,76 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

3. Брейтовский муниципальный район

3.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 5 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 66,8 процента) являются:

- центральная котельная, с. Брейтово;

- котельная МПМК, с. Брейтово, ул. Гагарина;

- котельная ПМК-3, с. Брейтово, ул. Солнечная;

- центральная котельная, дер. Ульяниха.

Таблица 9

Показатель	Количество
1	2
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	10
в том числе:
газовых	0
мазутных	4
на твердом топливе	6
на электроэнергии	0
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	26,13
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	26,13
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	22,10
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	13 800

3.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 10

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	22,44
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	22,41
в том числе:
населению	15,27
бюджетным организациям всех уровней	6,11
прочим потребителям	1,02

3.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	-
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	-
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	3 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	3 000

3.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 11

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
	МУП ЖКХ "Брейтовское"
1.	Котельная МПМК	161,80	197,00	46,00	0,04	0,49	0,40
2.	Котельная ПМК-3	161,80	196,50	43,48	0,07	0,50	0,33
3.	Котельная с. Ульяниха	161,80	204,10	45,91	0,12	0,30	0,28
4.	Котельная бани	238,00	238,00	33,70	50,24	0,87	0,65
5.	Котельная с. Горелово	195,00	238,00	33,50	37,73	0,40	0,37
6.	Котельная детского сада "Улыбка"	238,00	238,00	40,50	20,00	0,40	0,30

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 12

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
773,12	18 543,23	0,00

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 2,36 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

4. Гаврилов-Ямский муниципальный район

4.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 41 единицу.

Наиболее крупными организациями (удельный вес в общем отпуске более 80,1 процента) являются:

- Гаврилов-Ямское МУП ЖКХ (в том числе котельная ОАО "Гаврилов-Ямский льнокомбинат");

- ОАО "Гаврилов-Ямский машиностроительный завод "Агат".

Таблица 13

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	15
в том числе:
газовых	9
мазутных	2
на твердом топливе	2
на электроэнергии	2
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	145,89
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	145,89
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	111,40
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	36460

4.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 14

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	212,29
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	177,68
в том числе:
населению	55,74
бюджетным организациям всех уровней	50,20
прочим потребителям	71,60

4.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	1,40
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	13,5
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	строительство водогрейной котельной мощностью 27 МВт - 2011 г., монтаж когенерационной установки на котельной ОАО "Гаврилов-Ямский льнокомбинат" - 2011 г.
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2011 - 2 шт. 2012 - 2 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2011 - 2 шт. 2012 - 2 шт. 2013 - 1 шт. 2014 - 1 шт. 2015 - 1 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	да
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	5047

4.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 15

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1.	Котельные Шопшинского МУП ЖКХ	175,00	166,33	46,70	51,9	0,21	0,71
2.	Котельные Гаврилов-Ямского МП ЖКХ	154,58	154,01	31,49	40,06	0,56	1,55
3.	Котельные Великосельского МП ЖКХ	213,20	202,12	32,00	40,92	0,96	1,00
4.	Котельная ГУП ЖКХ ЯО "Яркоммунсервис"	160,00	160,00	24,30	39,41	0,189	0,09
5.	Котельная ОАО Гаврилов-Ямского машиностроительного завода "Агат"	156,20	158,00	21,80	31,16	0,41	1,05

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 16

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
233,77	1387906,13	125689,31

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 5,5 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

5. Даниловский муниципальный район

5.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 22 единицы.

Наиболее крупными организациями (удельный вес в общем отпуске более 85,3 процента) являются:

- ОАО "Даниловский маслосырозавод";

- ОАО "Даниловское ЖКХ";

- СПК "Даниловская птицефабрика".

Таблица 17

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	76
в том числе:
газовых	35
мазутных	1
на твердом топливе	32
на электроэнергии	8
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	124,40
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	124,40
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	100,79
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	45000

5.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 18

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	138,3
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	95,15
в том числе:
населению	43,20
бюджетным организациям всех уровней	29,00
прочим потребителям	19,90

5.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	9,42
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	8 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	11 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	да
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	12 000

5.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 19

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1.	Котельные ОАО "Даниловское ЖКХ"	158,24	165,35	25,99	20,18	0,36	0,30
2.	Котельная ОАО "Даниловский маслосырозавод"	156,70	156,70	29,80	56,70	0,14	0,18
3.	Котельная Ярославского участка дирекции по теплоснабжению	162,10	н/д	18,66	н/д	0,23	н/д

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 20

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
483,71	172 492,60	257,18

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 1,97 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

6. Мышкинский муниципальный район

6.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 21 единицу.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 78,5 процента) являются котельные ОАО "Ярославская генерирующая компания" - филиал "Мышкинский" (далее - ОАО "ЯГК" - филиал "Мышкинский").

Таблица 21

Показатель	Количество
1	2
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	32
в том числе:
газовых	16
мазутных	0
на твердом топливе	5
на электроэнергии	11
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	25,12
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	15,01
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	4,58
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	11900

6.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 22

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	43,92
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	25,83
в том числе:
населению	8,27
бюджетным организациям всех уровней	10,73
прочим потребителям	6,19

6.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	2
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	-
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2011 - 1 шт. (котельная 26 квартала)
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-х трубном исчислении)	3 000

6.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 23

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1.	Котельная ЦРБ, ОАО "ЯГК" - филиал "Мышкинский"	166,90	163,70	26,00	35,13	0,56	3,41
2.	Котельная 26 квартала, ОАО "ЯГК" - филиал "Мышкинский"	156,60	155,60	26,00	35,72	0,17	0,99
3.	Котельная финского комплекса, ОАО "ЯГК" - филиал "Мышкинский"	155,60	156,00	26,00	83,74	0,33	0,15
4.	Котельная ГУП ЖКХ ЯО "Яркоммунсервис"	215,00	453,00	18,70	56,80	0,00	0,00

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 24

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
53,50	289901,22	19456,73

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 1,21 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

7. Любимский муниципальный район

7.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 12 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 70 процентов) являются:

- котельные Любимского МУП ЖКХ;

- котельная ОАО "Любимхлеб".

Таблица 25

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	22
в том числе:
газовых	6
мазутных	0
на твердом топливе	16
на электроэнергии	0
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	28,63
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	28,63
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	28,63
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	18 830

7.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 26

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	32,09
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	35,30
в том числе:
населению	12,57
бюджетным организациям всех уровней	15,67
прочим потребителям	7,06

7.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	-
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	12 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	12 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	14 122

7.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 27

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1.	Котельная ЦРБ, пос. Отрадный, Любимское МУП ЖКХ	155,83	155,60	27,60	35,73	0,27	0,15
2.	Котельная пос. Отрадный, Любимское МУП ЖКХ	152,10	152,04	26,26	31,60	0,35	0,24
3.	Центральная газовая котельная г. Любим, Любимское МУП ЖКХ	153,40	154,52	38,84	50,61	0,35	1,48

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 28

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
23,59	286 126,92	34 105,42

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 1,88 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

8. Некоузский муниципальный район

8.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 11 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 76,6 процента) являются:

- котельная федерального государственного унитарного предприятия "Управление эксплуатации научного центра Российской Академии наук в Черноголовке" (далее - ФГУП "УЭНЦ РАН);

- центральная газовая котельная (МУП "Энергосервис");

- котельная ООО завода молекулярных сит "Реал Сорб" (далее - ООО ЗМС "Реал Сорб").

Таблица 29

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	36
в том числе:
газовых	20
мазутных	1
на твердом топливе	8
на электроэнергии	7
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	80,09
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	80,09
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	62,10
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	94 000

8.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 30

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	57,27
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	89,78
в том числе:
населению	51,32
бюджетным организациям всех уровней	23,82
прочим потребителям	14,64

8.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	-
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	5 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2011 - 1 шт. 2012 - 1 шт. 2013 - 1 шт. 2014 - 1 шт. 2015 - 1 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	1 000

8.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 31

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1.	Котельная ФГУП "УЭНЦ РАН", пос. Борок	154,70	155,50	28,60	28,25	0,40	0,39
2.	Центральная газовая котельная МУП "Энергосервис"	152,00	142,86	32,20	67,75	-	0,27
3.	Котельная ООО ЗМС "Реал Сорб"	155,60	155,70	28,00	42,41	-	0,98
4.	Котельная пос. Волга ул. Ленина, МУП "Волга-ЖКХ"	153,60	137,60	16,93	15,43	-	1,10
5.	Котельная пос. Волга ул. Орджоникидзе, МУП "Волга-ЖКХ"	154,60	147,10	15,57	12,89	-	0,45
6.	Котельная с. Шестихино, МУП "Волга-ЖКХ"	158,20	147,10	30,30	29,59	-	0,75
7.	Котельная поликлиники, МУП "Волга-ЖКХ"	157,60	147,00	18,00	17,99	-	1,05

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 32

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
271,60	577 754,20	0,00

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 2,64 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

9. Некрасовский муниципальный район

9.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 9 единиц.

Наиболее крупными организациями (удельный вес в общем отпуске более 79,1 процента) являются:

- Некрасовское МП ЖКХ, пос. Некрасовское;

- ГУП ЖКХ ЯО "Яркоммунсервис";

- санаторий "Золотой Колос".

Таблица 33

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	27
в том числе:
газовых	11
мазутных	7
на твердом топливе	7
на электроэнергии	2
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	119,05
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	119,05
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	-
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	52600

9.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 34

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	151,23
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	121,49
в том числе:
населению	70,41
бюджетным организациям всех уровней	28,81
прочим потребителям	22,35

9.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов Гкал/ч	-
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	5 000

9.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 35

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Котельные Некрасовского МП ЖКХ	155,90	145,05	28,00	28,81	0,57	0,58
2.	Котельная ГУП ЖКХ ЯО "Яркоммунсервис"	164,17	164,57	23,51	29,01	0,09	0,11
3.	Котельная ЗАО "Левашово"	154,70	154,70	30,00	н/д	0,30	н/д
4.	Котельная санатория "Золотой Колос"	162,00	162,00	22,5	20,79	-	0,90
5.	Котельные МУП ЖКХ "Заволжское"	165,05	165,05	38,61	н/д	0,19	н/д
6.	Котельная Ярославского участка дирекции по теплоснабжению	153,90	153,90	24,75	н/д	0,16	н/д
7.	Котельная Ярославской дистанции гражданских сооружений, водоснабжения и канализации	204,80	209,80	-	-	0,15	н/д
8.	Котельные Бурмакинского МП ЖКХ	159,10	164,53	31,70	44,94	0,63	0,03

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 36

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
589,40	365 153,50	3 381,02

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 3,23 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

10. Первомайский муниципальный район

10.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 12 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 65,7 процента) являются:

- котельная пос. Пречистое, Фестивальный пер., д. 14;

- котельная N 1, с. Кукобой;

- котельная N 3, с. Всехсвятское.

Таблица 37

Показатель	Количество
1	2
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	29
в том числе:
газовых	6
мазутных	0
на твердом топливе	23
на электроэнергии	0
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	27,46
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	27,46
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	26,6
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	11680

10.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 38

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	34080,00
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	33894,20
в том числе:
населению	10103,00
бюджетным организациям всех уровней	21982,20
прочим потребителям	200,00

10.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	2,6
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	перевод на газ и реконструкция котельных
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	3 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	да
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	2 600

10.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 39

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1.	Котельная пос. Пречистое, Фестивальный пер., д. 14, ОАО "Первомайское КХ"	153,00	156,00	30,10	48,55	0,28	0,33
2.	Котельная с. Коза, ул. Заречная, д. 18, ОАО "Первомайское КХ"	153,00	155,00	22,00	24,04	0,40	0,37
3.	Котельная с. Коза, ул. Заречная, д. 45, ОАО "Первомайское КХ"	154,00	155,00	25,30	26,81	0,40	1,10
4.	Котельная с. Коза, ул. Заречная, д. 31 ОАО "Первомайское КХ"	153,00	155,00	25,00	34,24	0,40	1,43
5.	Котельная дер. Шильпухово, д. 99, ОАО "Первомайское КХ"	153,00	154,00	18,90	28,24	0,17	0,20
6.	Котельная дер. Шильпухово, ОАО "Первомайское КХ"	153,00	155,00	22,00	62,33	0,17	0,65
7.	Котельная N 1, с. Кукобой, Кукобойское МУП ЖКХ	190,00	214,00	28,20	12,57	0,00	0,17
8.	Котельная N 2, с. Кукобой, Кукобойское МУП ЖКХ	190,00	214,00	28,00	27,17	0,00	0,16
9.	Котельная N 3, с. Всехсвятское, Кукобойское МУП ЖКХ	190,00	214,00	28,70	41,21	0,00	0,18

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 40

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
146,80	393 423,30	1 716,04

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 1,72 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

11. Переславский муниципальный район

11.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 18 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 43,6 процента) являются:

- котельная с. Кубринск;

- котельная с. Купанское;

- котельная с. Берендеево.

Таблица 41

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	37
в том числе:
газовых	6
мазутных	14
на твердом топливе	5
на электроэнергии	12
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	71,97
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	52,20
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	32,20
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	63 000

11.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 42

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	78,71
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	83,54
в том числе:
населению	62,20
бюджетным организациям всех уровней	17,98
прочим потребителям	3,36

11.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	-
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2011 - 1 шт. 2012 - 3 шт. 2013 - 2 шт. 2014 - 1 шт. 2015 - 1 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2012 - 1 шт. 2015 - 1 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	27 490

11.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 43

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
	Муниципальное унитарное предприятие жилищно-коммунального хозяйства Переславского муниципального района
1.	Котельная дер. Горки	190,48	189,70	35,50	60,12	0,20	0,40
2.	Котельная пос. Дубки	158,77	180,14	24,17	56,95	0,40	0,36
3.	Котельная пос. Ивановское	158,00	180,80	34,30	30,61	0,40	0,27
4.	Котельная пос. Лось	223,20	269,10	32,30	43,32	0,40	0,46
5.	Котельная пос. Рязанцево	157,79	167,01	33,60	39,03	0,24	0,38
6.	Котельная с. Бектышево	178,60	193,55	55,00	74,47	0,02	0,45
7.	Котельная с. Бектышево	178,60	193,55	37,50	34,15	0,10	0,38
8.	Котельная с. Берендеево	168,07	168,07	12,00	68,40	0,11	0,50
9.	Котельная с. Берендеево	148,19	148,20	36,30	46,41	0,16	0,51
10.	Котельная с. Глебовское	158,70	210,00	44,50	79,52	0,11	0,30
11.	Котельная с. Дубровицы	158,94	254,90	37,40	48,34	0,30	0,35
12.	Котельная с. Елизарово	168,00	268,60	12,00	43,74	0,10	0,41
13.	Котельная с. Ефимьево	76,32	142,86	32,00	54,11	0,40	0,50
14.	Котельная с. Кубринск	160,00	160,00	36,40	46,59	0,10	0,38
15.	Котельная с. Купанское	160,64	164,79	35,20	63,51	0,40	0,05
16.	Котельная с. Нагорье (совхоз)	178,41	230,50	35,20	25,19	0,40	0,27
17.	Котельная с. Новое	190,48	242,93	55,60	116,24	0,15	0,42
18.	Котельная с. Новоселье	198,40	340,40	33,60	159,93	0,25	0,06
19.	Котельная с. Смоленское	159,80	163,06	46,70	56,54	0,15	0,30

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 44

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
1375,22	1 676 469,31	15 879,14

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 7,05 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

12. Пошехонский муниципальный район

12.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 33 единицы.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 60,2 процента) являются:

- центральная отопительная газовая котельная, ул. Даниловская, д. 7а;

- отопительная газовая котельная ЦРБ, г. Пошехонье;

- модульная котельная, ул. Воинова, д. 22а.

Таблица 45

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	36
в том числе:
газовых	14
мазутных	2
на твердом топливе	17
на электроэнергии	3
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	39,42
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	39,42
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	20,74
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	524,05

12.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 46

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	38,78
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	37,75
в том числе:
населению	8,88
бюджетным организациям всех уровней	24,04
прочим потребителям	4,82

12.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	0,16
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	1 шт. (в 2012 г.)
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2011 - 1 шт. 2012 - 1 шт. 2013 - 1 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	6 200

12.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 47

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
	МУП "Пошехонская теплосеть"
1.	Центральная котельная	164,30	164,30	26,00	24,24	0,31	0,34
2.	Котельная ЦРБ	162,30	149,70	22,90	19,13	0,26	1,38
3.	Котельная бани	163,90	235,92	38,50	110,02	0,23	0,00
4.	Модульная котельная	154,00	151,90	27,00	35,85	0,22	0,15
5	Котельная школы N 1	155,10	174,40	12,80	9,09	0,10	0,00

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 48

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
423,39	82708,02	5226,06

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 1,71 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

13. Ростовский муниципальный район

13.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 36 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 60,6 процента) являются:

- котельная промышленной площадки ООО "Ромзэнерго", г. Ростов;

- котельная 38 микрорайона ООО "Ромзэнерго", г. Ростов;

- котельная РК-7 ОАО "Тепловая энергетическая социальная система" (далее - ОАО "ТЭСС"), пос. Семибратово;

- котельная ОАО "Петровский завод железобетонных изделий", пос. Коленово;

- котельная ЗАО Консервный завод "Поречский", пос. Поречье-Рыбное;

- котельная хлебозавода ЗАО "Атрус", г. Ростов;

- котельная завода "Русский квас" ЗАО "Атрус", г. Ростов.

Таблица 49

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	70
в том числе:
газовых	27
мазутных	14
на твердом топливе	25
на электроэнергии	4
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	504,00
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	324,30
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	215,78
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	133600

13.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 50

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	419,60
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	414,40
в том числе:
населению	229,2
бюджетным организациям всех уровней	57,9
прочим потребителям	127,3

13.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	котельная 38 микрорайона ООО "Ромзэнерго" - 10 Гкал/час, котельная администрации пос. Петровское МУП "Ростовская коммунальная энергетика" - 0,05 Гкал/час, котельная пос. Семибратово МУП "Ростовская коммунальная энергетика" - 1,8 Гкал/час
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	2011 - 8,02 2012 - 8,15 2013 - 8,26 2014 - 8,45 2015 - 8,46
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	реконструкция котельных
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2011 - 1 шт. 2012 - 2 шт. 2013 - 3 шт. 2014 - 2 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2011 - 1 шт. 2013 - 1 шт. 2014 - 2 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	4 754

13.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников

Таблица 51

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Котельная ФГУП "751 ремонтный завод"	162,54	162,30	-	н/д	-	н/д
2.	Котельная РК-7 ОАО "ТЭСС"	153,90	153,30	29,90	30,02	0,37	1,01
3.	Котельная N 6 дер. Итларь ГУП ЖКХ ЯО "Яркоммунсервис"	168,10	143,60	26,76	17,20	0,16	0,18
4.	Котельная ОАО "Ромзэнерго"	156,36	156,65	29,67	39,70	0,39	0,62
5.	Котельная ЗАО "Ростовавторемонт"	156,60	167,00	23,30	н/д	-	н/д
6.	Котельная ЗАО "Консервный завод "Поречский"	156,10	156,10	28,95	47,88	0,00	7,10
7.	Котельная ОАО "Петровский завод железобетонных изделий"	163,60	163,30	22,79	38,80	0,00	0,65
8.	Котельная завода "Русский квас" ЗАО "Атрус"	157,41	157,10	29,12	29,19	0,78	0,73
9.	Котельная хлебозавода ЗАО "Атрус"	157,86	161,60	12,50	14,29	0,37	0,98

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 52

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м(3)
250,02	3332197,74	121713,8

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 12,08 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

14. Рыбинский муниципальный район

14.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 20 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 62,9 процента) являются:

- котельная ОАО "Ярославский бройлер";

- котельная пос. Искра Октября, ул. Молодежная, д. 20;

- котельная ЗАО "Залесье";

- котельная пос. Каменники;

- котельная N 1 (ОАО "Волжанин");

- котельная с. Тихменево.

Таблица 53

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	45
в том числе:
газовых	16
мазутных	3
на твердом топливе	21
на электроэнергии	5
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	218,07
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	218,07
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	150
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	492996

14.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 54

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	273,62
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	277,59
в том числе:
населению	109,31
бюджетным организациям всех уровней	28,20
прочим потребителям	140,08

14.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	котельные: ОАО "Ярославский бройлер" - 6,5, ОАО "Техническая бумага" - 2,2
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	-
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	строительство модульной котельной в пос. Октябрьский, строительство котельной с когенерационной установкой в пос. Искра Октября
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2013 - 1 шт. 2014 - 1 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2012 - 1 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	да
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	2 084

14.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе организаций

Таблица 55

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Котельная ООО "Региональная теплогенерирующая компания N 1"	164,66	155,90	34,21	35,73	1,09	0,34
2.	Котельная ОАО "Техническая бумага"	155,6	157,50	21,50	0,02	0,54	н/д
3.	Котельная ОАО "Ярославский бройлер"	155,3	155,60	22,85	29,41	0,23	0,54
4.	Котельные МУП РМР ЯО "Коммунальные системы"	163,58	163,58	25,36	30,44	0,45	0,54
5.	Котельные МУП РМР ЯО "Каменники"	213,90	282,00	43,00	60,41	0,25	0,24
6.	Котельная ЗАО "Рыбинсклессервис"	240,00	240,00	122,70	0,06	0,26	0,54
7.	Котельная ООО "Санаторий Черная речка"	198,70	248,00	35,00	269,37	0,10	0,15

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 56

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
1442,02	2273439,04	41833,85

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 13,74 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

15. Тутаевский муниципальный район

15.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 14 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 95,47 процента) являются:

- районная котельная г. Тутаева;

- газовая котельная дер. Столбищи;

- газовая котельная дер. Никульское;

- промышленная котельная ОАО "Тутаевский моторный завод";

- котельная ОАО "Ярославская овчинно-меховая фабрика".

Таблица 57

Показатель	Количество
1	2
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	43
в том числе:
газовых	10
мазутных	8
на твердом топливе	19
на электроэнергии	6
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	563,42
1	2
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	301,66
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	157,92
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	173520

15.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 58

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	533,39
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	523,67
в том числе:
населению	267,31
бюджетным организациям всех уровней	88,29
прочим потребителям	167,95

15.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	56,5
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	строительство ПГУ на РК
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2011 - 1 шт. 2012 - 1 шт. 2013 - 1 шт. 2014 - 1 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2011 - 1 шт. 2012 - 1 шт. 2013 - 1 шт. 2014 - 1 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	да
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	16 254

15.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников и организаций

Таблица 59

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1.	Районная котельная МУП "Теплоэнергосеть"	152,60	152,30	24,32	24,66	0,76	3,50
2.	Котельная пос. Константиновский МУП "Теплоэнергосеть"	155,40	155,95	26,30	15,10	0,52	4,78
3.	Котельная ЦРБ МУП "Теплоэнергосеть"	154,20	150,70	24,00	29,19	0,34	0,10
4.	Котельные МУП ЖКХ ООО УК "Левобережье"	167,97	165,67	33,99	0,051	0,19	0,99
5.	Котельные МУП "Чебаковское ЖКХ"	171,90	171,21	21,60	32,95	0,50	0,5
6.	Котельные МУП "Артемьевское ЖКХ"	155,70	158,00	36,70	45,25	0,42	0,15
7.	Котельная N 5 ГУП ЖКХ ЯО "Яркоммунсервис"	204,10	207,10	46,30	54,27	0,10	0,08

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 60

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
177,84	288738,91	1118740,20

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 15,48 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

16. Угличский муниципальный район

16.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 49 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 78,7 процента) являются:

- котельная ОНО "Экспериментальная биофабрика";

- котельная ООО "Угличский экспериментальный ремонтно-механический завод" (далее - ООО "УЭРМЗ");

- котельная ОНО "Экспериментально-производственный сыродельный завод";

- котельная МУП "Энергетик", г. Углич, ул. 9 Января;

- котельная ЗАО "Угличэнергия";

- районная котельная N 8, ОАО "ТЭСС".

Таблица 61

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	44
в том числе:
газовых	20
мазутных	7
на твердом топливе	9
на электроэнергии	8
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	287,82
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	275,8
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	103,3
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	67434

16.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 62

#G0Показатель	Количество
1	2
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	437,74
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	344,82
в том числе:
населению	187,47
бюджетным организациям всех уровней	60,79
прочим потребителям	94,83

16.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	-
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	-
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	-
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	500

16.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников и организаций

Таблица 63

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Котельная ООО "УЭРМЗ"	158,40	161,60	31,55	45,54	0,00	6,51
2.	Котельная ОНО "Экспериментально-производственный сыродельный завод"	155,20	156,10	20,90	19,47	0,54	0,58
3.	Котельная ФБУ "Исправительная колония N 3"	213,20	213,2	30,00	н/д	0,00	н/д
4.	Котельная ОНО "Экспериментальная биофабрика"	157,20	163,70	34,20	35,86	0,00	0,81
5.	Котельная ОАО "УМПРЭО"	157,47	164,00	24,50	24,90	0,00	1,06
6.	Котельная ОАО "Угличречпорт"	156,40	149,40	24,00	18,62	0,00	1,45
7.	Котельная ООО "Угличский завод минеральной воды"	173,40	175,00	24,50	26,30	0,00	1,20
8.	Котельная ОАО "Угличская сельхозтехника"	174,8	219,7	48,3	0,08	0,00	0,51
9.	Котельная МУП "Энергетик"	168,15	171,4	26,32	41,61	0,34	1,56
10.	Котельная ЗАО "Угличэнергия"	152,7	152,7	27,9	22,42	0,51	1,59
11.	Котельная МУП "Предприятие коммунально-бытового обслуживания"	157	162,0	20,6	52,11	0,00	2,03
12.	Котельная ОАО "ТЭСС"	156,8	155,5	31	16,55	0,45	0,22
13.	Котельная ООО "Агрофирма Бурмасово"	175,3	175,3	32	33,82	0,35	н/д

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 64

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
647,11	367667,18	77687,35

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 15,55 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

17. Ярославский муниципальный район

17.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 14 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 67,4 процента) являются:

- Тенинская водогрейная котельная открытого акционерного общества "Территориальная генерирующая компания N 2" (далее - ОАО "ТГК-2");

- котельная ЗАО "ПК "Ярославич";

- котельная ОАО "Красные ткачи";

- котельная с. Михайловское;

- котельная в/ч 18401, пос. Прохоровское;

- котельная в/ч 96476, ст. Лютово.

Таблица 65

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	50
в том числе:
газовых	20
мазутных	19
на твердом топливе	9
на электроэнергии	2
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	678,46
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	75,82
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	82,915
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	121 530

17.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 66

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	297,0
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	337,81
в том числе:
населению	187,47
бюджетным организациям всех уровней	79,81
прочим потребителям	55,63

17.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	7,095
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	3,60
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2011-2013 - 4 шт. 2013-2015 - 3 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	5 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	нет
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	7 059

17.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников и организаций

Таблица 67

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Котельная ГУП ЖКХ ЯО "Яркоммунсервис"	181,05	215,6	41,19	65,53	0,12	0,07
2.	Котельная ЗАО "Производственная компания "Ярославич"	157,36	157,35	22,62	24,62	0,30	0,35
3.	Котельные ОАО ЖКХ "Заволжье"	162,61	184,67	31,66	45,83	0,42	0,75
4.	Котельная ОАО "Красные Ткачи"	161,00	161	20,93	21,68	0,00	0,68
5.	Котельная ФГУП "Григорьевское" с. Григорьевское	165,20	195,90	36,00	40,29	0,67	0,58
6.	Котельная ОАО "Пансионат отдыха "Ярославль"	155,28	157,00	26,20	н/д	0,00	н/д
7.	Котельная санатория - профилактория "Ярнефтеоргсинтез"	170,65	164,00	24,60	28,00	0,00	0,80
8.	Котельная Ярославской дистанции гражданских сооружений, водоснабжения и канализации	204,08	230,00	19,90	31,50	0,30	н/д

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 68

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
4506,70	2967138,19	71691,43

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 23,77 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

18. Городской округ город Ярославль

18.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 43 единицы.

Наиболее крупными котельными и ТЭЦ (удельный вес в общем отпуске более 79,9 процента) являются:

- ТЭЦ-3 ОАО "ТГК-2";

- ТЭЦ-2 ОАО "ТГК-2";

- котельная ОАО "Ярославский технический углерод";

- ТЭЦ-1 ОАО "ТГК-2";

- котельная ОАО "Ярославский завод дизельной аппаратуры";

- котельная филиала ОАО "Пивоваренная компания "Балтика" - "Балтика-Ярославль";

- котельная ООО "Ассоциация делового сотрудничества".

Таблица 69

Показатель	Количество
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	80
в том числе:
газовых	72
мазутных	3
на твердом топливе	3
на электроэнергии	2
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	5800,87
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	5800,87
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	5800,87
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	840000

18.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 70

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	13372,77
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	11245,96
в том числе:
населению	783,47
бюджетным организациям всех уровней	462,20
прочим потребителям	2024,61

18.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	88,3
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	478
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	реализация инвестиционных программ субъектов энергетики
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	2011 - 3 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	9 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	да
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	2 234

18.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников и организаций

Таблица 71

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Блок - станция ОАО "Ярославский технический углерод"	184,77	188,55	14,70	14,56	0,00	0,86
2.	Котельная ЗАО "Норский керамический завод"	154,60	161,30	26,40	43,32	0,47	0,62
3.	Котельные ОАО "ТЭСС"	155,20	155,23	29,39	28,66	0,58	0,65
4.	Котельные МУП "Ярославский городской энергосбыт"	153,33	174,51	25,4	56,12	0,26	0,46
5.	Котельная ОАО "Ярославский радиозавод"	162,20	162,30	31,40	39,46	0,00	0,73
6.	Котельная ГУП ЖКХ ЯО "Яркоммунсервис"	158,70	158,70	31,60	27,03	0,09	0,04
7.	Котельная ОАО "Агромясо"	157,70	160,70	25,80	34,50	0,46	4,21
8.	Котельная ОАО "Стройдеталь"	157,54	157,85	21,10	34,23	0,00	1,37
9.	Котельные ОАО "Яргортеплоэнерго"	156,14	159,18	31,35	34,44	0,69	0,94
10.	Котельная ОАО "Славнефть-Ярославнефтепродукт"	158,40	160,00	14,74	16,87	0,34	1,54
11.	Котельная филиал ОАО "Желдоррем-маш" ГУП "Ярославский электровозоремонтный завод"	155,10	164,00	24	н/д	0,80	н/д
12.	Котельная ООО "Ярославская фабрика валяной обуви"	156,30	156,70	21,40	н/д	0,00	0,60
13.	Котельная ООО "Котельная завода "Пролетарская свобода"	156,20	156,00	34,60	57,06	0,00	2,29
14.	Котельная ОАО "Ярославльводоканал"	155,17	162,20	26,10	32,71	0,59	5,01
15.	ОАО "Ярославский вагоноремонтный завод "Ремпутьмаш"	157,47	156,69	16,15	19,77	0,80	0,99
16.	Котельная ОАО "Русские краски"	157,50	159,30	22,38	40,78	0,00	н/д
17.	Котельная ООО "АДС"	156,91	156,96	22,5	21,28	0,51	0,61
18.	Котельная ЗАО "Хром"	154,40	156,56	31,12	н/д	0,00	н/д
19.	Котельная ОАО "Компания "Спектр"	159,60	160,20	30,28	29,20	0,00	0,56
20.	Котельная ОАО опытного завода "Паксистем"	157,00	156,50	24,00	39,46	0,07	0,08
21.	Котельная МУЗ "Дорожная клиническая больница" на ст. Ярославль ОАО "РЖД"	148,60	149,40	23,55	0,04	0,88	2,12
22.	Котельная ОАО "Инкомпроект-Инвест"	155,50	155,60	31,08	95,49	0,00	0,69
23.	Котельная ООО "Ремонтно-строительная компания "Теплоэнергоремонт"	156,20	155,50	24,10	24,39	0,00	0,69
24.	Котельные ОАО "Ярославский завод дизельной аппаратуры"	153,07	155,47	24,90	0,027	0,24	0,73
25.	Котельная ООО "Ярославский завод строительных конструкций"	157,60	156,00	29,00	102,25	0,00	2,28
26.	Котельная ОАО "Ярославский технический углерод"	184,77	188,55	14,70	14,56	0,00	0,86

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 72

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
7699,03	5725719,97	902250,90

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 100,85 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

19. Городской округ город Рыбинск

19.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 34 единицы.

Наиболее крупными котельными и ТЭЦ (удельный вес в общем отпуске более 69,6 процента) являются:

- котельная ОАО "Сатурн - Газовые турбины";

- ГТЭС-12 ОАО "НПО "Сатурн";

- котельная "Веретье", г. Рыбинск;

- котельная "Полиграф", г. Рыбинск;

- котельная "Переборы", г. Рыбинск;

- котельная ОАО "Рыбинский завод приборостроения".

Таблица 73

Показатель	Количество
1	2
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	53
в том числе:
газовых	41
мазутных	1
на твердом топливе	11
на электроэнергии	0
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	2111,32
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	2111,32
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	2111,32
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	250490

19.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 74

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	3025,21
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	1845,51
в том числе:
населению	1010,84
бюджетным организациям всех уровней	156,25
прочим потребителям	664,72

19.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	42,3
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	1 шт.
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	8 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	да
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	4 428

19.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников и организаций

Таблица 75

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т/Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Котельная ОАО "Рыбинскхлебопродукт"	157,90	158,70	29,10	0,03	0,00	2,16
2.	Котельная ОАО "Рыбинский пивзавод"	160,22	220,10	29,65	25,24	0,00	н/д
3.	Котельная ООО "Крома"	155,30	154,70	13,46	7,86	0,05	0,21
4.	Котельная ОАО "Сатурн - Газовые турбины"	157,92	156,20	20,57	23,28	0,86	3,94
5.	Котельная ЗАО "РАМОЗ"	160,80	161,30	33,60	36,00	0,00	1,72
6.	Котельные МУП "Теплоэнерго"	159,90	156,39	24,54	24,96	0,61	4,43
7.	Котельная ОАО "Рыбинский завод приборостроения"	154,50	154,72	26,00	24,99	0,20	0,20
8.	Котельная ОАО "Рыбинсккабель"	156,70	156,70	20,90	38,37	0,00	н/д
9.	Котельная МУП "Водоканал"	160,00	184,38	9,95	13,88	0,00	2,62
10.	Котельная ФБУ ИЗ 76/2 УФСИН России	178,50	178,50	46,50	82,52	0,00	0,52
11.	Котельная ООО "Мясопродукт"	160,60	168,00	28,60	25,85	0,22	0,37
12.	Котельная ОАО "Газпромнефть-Ярославль"	155,79	154,00	22,00	н/д	0,25	н/д
13.	Котельная ЗАО "Раскат"	153,38	156,94	32,55	32,55	0,00	2,17
14.	Котельная ОАО "Рыбинскхлеб"	159,70	161,66	28,00	33,00	0,44	6,52
15.	Котельная МУП "Поток"	158,27	153,39	25,46	28,28	0,34	4,09

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 76

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
4745,13	5404096,54	5434925,62

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 97,74 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

20. Городской округ город Переславль-Залесский

20.1. Общее описание рынка теплоснабжения и тепловых источников

Общее количество энергоснабжающих организаций района составляет 7 единиц.

Наиболее крупными котельными (удельный вес в общем отпуске более 92,7 процента) являются:

- котельная ОАО "Компания Славич";

- котельная в/ч 74306, микрорайон Чкаловский.

Таблица 77

Показатель	Количество
1	2
Количество котельных по энергоснабжающим организациям - всего	7
в том числе:
газовых	7
мазутных	0
на твердом топливе	0
на электроэнергии	0
Общая установленная мощность котельных по муниципальному образованию, Гкал/ч	402,36
Располагаемая мощность на 01.01.2010 с учетом технических ограничений, Гкал/ч	314,86
Подключенная тепловая мощность по договорам теплоснабжения, Гкал/ч	128,36
Протяженность тепловых сетей на 01.01.2010, п.м. (в 2-трубном исчислении)	125660

20.2. Структура полезного отпуска тепловой энергии

Таблица 78

Показатель	Количество
Отпуск тепловой энергии в 2008 г., тыс. Гкал	766,26
Отпуск тепловой энергии в 2009 г., тыс. Гкал - всего	585,03
в том числе:
населению	249,48
бюджетным организациям всех уровней	201,27
прочим потребителям	117,7

20.3. Проблемы системы теплоснабжения, пути решения и перспективы развития

Объем дефицита мощности в разрезе теплоисточников, Гкал/ч	-
Предполагаемые объемы увеличения потребления тепловой энергии на 2010 - 2015 гг. в связи со строительством новых объектов, Гкал/ч	5,65
Предполагаемые пути покрытия дефицита тепловой энергии	-
Количество котельных, работающих на твердом топливе, мазуте, которые планируется перевести на газ в 2011 - 2015 гг.	-
Количество котельных, которые планируется реконструировать в 2010 - 2015 гг.	2 шт.
Наличие или отсутствие схемы теплоснабжения муниципального района	да
Протяженность тепловых сетей, планируемых к реконструкции, п.м. (в 2-трубном исчислении)	6 500

20.4. Целевой показатель энергоэффективности системы теплоснабжения - снижение удельного расхода условного топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии в разрезе тепловых источников и организаций

Таблица 79

N п/п	Наименование теплового источника	Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т/Гкал		Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии, кВт.ч/Гкал		Удельный расход воды на производство тепловой энергии, м3/Гкал
		норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.	норма	факт 2009 г.
1.	Котельная СХТ МУП "Энергетик"	157,60	159,60	34,70	49,18	0,34	1,32
2.	Котельная МУП "Энергетик", ул. Московская	158,00	161,00	26,00	35,67	0,40	1,78
3.	Котельная МУП "Энергетик", ул. Зеленая	156,20	158,70	26,00	10,33	0,40	н/д
4.	Котельная МУП "Энергетик", мкр. Чкаловский	166,11	167,20	31,70	н/д	0,21	0,19
5.	Котельная ООО "Переславский технопарк"	151,92	153,80	30,70	32,67	0,90	1,19
6.	Котельная ЗАО "Новый мир"	149,40	151,80	17,53	24,12	0,00	1,68

Резерв энергетических ресурсов

Таблица 80

Топливо, Гкал	Электрическая энергия, кВт.ч	Вода, м3
907,27	1041154,25	139570,20

Приведение удельных расходов к нормативу обеспечит снижение затрат на 9,47 млн. рублей в год (в текущих ценах 2010 года).

Фактические удельные расходы топлива рассчитаны в соответствии с объемами, предъявленными теплоснабжающими организациями потребителям по счетам в 2009 году.

Расчет потенциала энергосбережения выполнен с учетом завышенных объемов, оплаченных потребителями.

Сокращения, используемые в приложении 2 к Программе

ГТУ - газотурбинная установка

ГУП - государственное унитарное предприятие

ЖКХ - жилищно-коммунальное хозяйство

ЗАО - закрытое акционерное общество

КБО - комбинат бытового обслуживания

КХ - коллективное хозяйство

МР - муниципальный район

МП - муниципальное предприятие

МПМК - межрайонная передвижная механизированная колонна

МУЗ - муниципальное учреждение здравоохранения

МУП - муниципальное унитарное предприятие

МУП РМР ЯО - муниципальное унитарное предприятие Рыбинского муниципального района Ярославской области

НПО - научно-производственное объединение

ОАО - открытое акционерное общество

ОНО - организация научного обслуживания

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ПГУ - парогазовая установка

ПМК - передвижная механизированная колонна

УМПРЭО - Угличское межрайонное производственное ремонтно-эксплуатационное объединение мелиорации и водного хозяйства

СПК - сельскохозяйственно-промышленный кооператив

СХТ - сельскохозяйственное товарищество

РК - районная котельная

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

ЦРБ - центральная районная больница

ФБУ - федеральное бюджетное учреждение

Гкал - гигакалорий

Гкал/час - гигакалорий в час

кВт.ч - киловатт в час

кВт.ч/Гкал - киловатт в час на 1 гигакалорию

кг у.т./Гкал - килограммов условного топлива на 1 гигакалорию

м3/Гкал - метров кубических на 1 гигакалорию

тыс. Гкал - тысяч гигакалорий