Распоряжение Губернатора Астраханской области от 29 апреля 2021 г. N 232-р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2022-2026 годы" (документ утратил силу)

Распоряжение Губернатора Астраханской области от 29 апреля 2021 г. N 232-р
"О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2022-2026 годы"

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":

1. Утвердить прилагаемые схему и программу перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2022-2026 годы.

ГАРАНТ:

Пункт 2 настоящего распоряжения вступает в силу с 1 января 2022 г.

2. Признать утратившим силу распоряжение Губернатора Астраханской области от 20.04.2020 N 226-р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2021-2025 годы".

3. Распоряжение вступает в силу со дня его подписания, за исключением пункта 2, вступающего в силу с 01.01.2022.

Губернатор Астраханской области

И.Ю. Бабушкин

УТВЕРЖДЕНЫ
распоряжением
Губернатора
Астраханской области
от 29.04.2021 N 232-р

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2022-2026 годы

1. Общие положения

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2022-2026 годы (далее - Программа) разработана в соответствии с:

- Федеральным законом от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

- постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

- техническим заданием на разработку схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на период 2022-2026 годов.

Астраханская область расположена на юго-востоке европейской части России, на территории Прикаспийской низменности в нижнем течении р. Волги.

Общая площадь региона составляет 52,9 тыс. кв. км (в том числе Черные земли - 3,9 тыс. кв. км) пустынь и полупустынь, степей, поймы и дельты р. Волги. Десятая часть территории - реки, ильмени, протоки, ерики. Климат резко континентальный.

Численность постоянного населения Астраханской области на 1 января 2021 года составила 997 882 человека.

Астраханская область входит в состав Южного федерального округа. По суше территория граничит с Республикой Казахстан, по морю - с Азербайджанской Республикой, Исламской Республикой Иран, Республикой Казахстан и Туркменистаном.

В Российской Федерации соседями Астраханской области являются Волгоградская область и Республика Калмыкия. Областным центром является город Астрахань, городами областного подчинения - Ахтубинск, Знаменск, Камызяк, Харабали и Нариманов.

Сегодня, как и в историческом прошлом, Астраханская область - это территория юга России с развивающейся экономикой, значительным потенциалом и прочными дипломатическими связями.

Основу уникального природно-ресурсного потенциала Астраханского региона составляют значительные запасы углеводородов: нефти, газа и газового конденсата, разведанные на территории региона и на российской части дна Каспийского моря, а также сера, соль, бром, йод, общераспространенные полезные ископаемые (гипс, глина, пески и прочее) и пресные подземные воды, минеральные воды.

На территории Астраханской области расположено уникальное соленое озеро Баскунчак, промышленная разработка которого ведется более 100 лет. Месторождение служит главной базой добычи пищевой и технической соли в России. Крупное Нижне-Баскунчакское месторождение гипса является основой для производства гипса сыромолотого, гипсового камня и различных строительных смесей.

Нефтегазовая отрасль и топливно-энергетический комплекс традиционно занимают лидирующие позиции в промышленности региона.

Месторождения углеводородного сырья на территории Астраханской области содержат более 20% общероссийских запасов конденсата, 5% природного газа и около 90% газовой серы. Основная доля запасов углеводородов региона сконцентрирована на Астраханском газоконденсатном месторождении, уникальном по запасам и компонентному составу. На территории области также расположено крупное по запасам нефтяное месторождение - Великое.

Астраханская область с каждым годом приобретает все возрастающее экономическое значение в связи с наличием углеводородов в северной части Каспийского моря, имеющего статус внутреннего моря-озера. Крупнейшим из открытых месторождений на море является нефтяное месторождение им. В. Филановского, а по газу - Хвалынское.

Уникальное экономико-географическое положение Астраханской области определило высокий транспортно-транзитный потенциал региона.

В области достаточно развита транспортная инфраструктура. На конец 2019 года эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования составляет 629,6 км, протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием - 4,1 тыс. км, протяженность внутренних водных путей, по которым может осуществляться судоходство, - 1,3 тыс. км.

На территории Астраханской области находятся два торговых морских порта: Оля и Астрахань, и, что наиболее важно, сосредоточено около 60% всех судостроительно-судоремонтных мощностей Прикаспийского региона. Имея выход к Каспийскому морю, обладая базой судостроительной промышленности, Астраханская область успешно развивает судостроение и судоремонт как основу для флотов стран Каспийского региона.

Также в административном центре - муниципальном образовании "Город Астрахань" - находится международный аэропорт, принимающий регулярные внутренние и международные рейсы.

Астраханская область старается поддерживать исторические связи и развивать новые контакты не только с прикаспийскими государствами, но и со странами дальнего зарубежья. Наличие крупных портовых мощностей в регионе создает возможность интеграции в регионе российских грузов, направляемых в страны Южной Азии, прежде всего в Исламскую Республику Иран и Республику Индия. И наоборот, крупные партии импортных товаров могут перекомпоновываться в Астраханской области для последующей отправки в другие регионы России.

В течение ряда последних лет в Астраханской области были реализованы крупнейшие инфраструктурные проекты, в том числе введение в эксплуатацию моста через р. Кигач, соединившего Россию и Республику Казахстан; открытие первого пускового комплекса общегородской транзитной магистрали через реки Прямая Болда и Кривая Болда; модернизация аэропорта г. Астрахани; строительство Северного обхода г. Астрахани; строительство взлетно-посадочной полосы в г. Ахтубинске Астраханской области; строительство автомобильной дороги А-153 Астрахань - Кочубей - Кизляр - Махачкала на участке Лиман - граница Республики Калмыкия и Астраханской области; строительство моста через р. Таловая на автодороге Володарский - Цветное в Володарском районе Астраханской области и другие.

Традиционно одно из значимых мест в экономике Астраханской области занимают сельское хозяйство и рыбная отрасль. Агропромышленный комплекс имеет уникальные природные возможности по выращиванию овоще-бахчевых культур и картофеля, перспективы развития перерабатывающей сельхозпродукцию промышленности.

Богатое природно-рекреационное и историко-культурное наследие региона, наличие большого количества достопримечательностей являются основой для диверсификации существующего туристского продукта и становления региона в качестве центра культурно-познавательного, событийного, паломнического, экологического, спортивного и любительского рыболовного туризма.

Данные отрасли исторически составляют основу экономики Астраханской области и в настоящее время определяют специализацию региона как среди регионов России, так и на международном рынке. При условии модернизации в долгосрочной перспективе перечисленные виды добывающих и обрабатывающих производств сохранят за собой функцию драйверов экономики региона.

2. Анализ существующего состояния энергосистемы Астраханской области

2.1. Характеристика энергосистемы Астраханской области

Характерной особенностью Астраханской энергосистемы является расположение объектов энергетической инфраструктуры с северо-запада на юго-восток вдоль реки Волги на протяжении более 600 км. Около 80% всего потребления Астраханской энергосистемы сосредоточено на юге Астраханской области (г. Астрахань и его промышленная территория).

Энергосистема Астраханской области является тупиковой и связана с энергосистемой Волгоградской области двумя линиями электропередачи напряжением 110 кВ и четырьмя линиями электропередачи напряжением 220 кВ. Кроме того, относительно небольшая часть электроэнергии по электрическим сетям напряжением 35, 110, 220 кВ передается в энергосистемы республик Калмыкия и Казахстан.

На территории Астраханской области по состоянию на 01.01.2021 действуют три тепловые электрические станции, одна блок-станция и двенадцать солнечных электростанций:

- Астраханская ГРЭС (ПГУ-110) - 121 МВт (ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго");

- Астраханская ТЭЦ-2 - 380 МВт (ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго");

- Астраханская ПГУ-235 - 235 МВт (ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго");

- ТЭЦ-Северная - 8 МВт (АО "ТЭЦ-Северная");

- СЭС Заводская - 15 МВт (ООО "Сан Проджектс");

- СЭС Нива - 15 МВт (ООО "Грин Энерджи Рус");

- Фунтовская СЭС - 60 МВт (ООО "Грин Энерджи Рус");

- Ахтубинская СЭС - 60 МВт (ООО "Грин Энерджи Рус");

- СЭС Промстройматериалы - 15 МВт (ООО "Сан Проджектс 2");

- СЭС Тинаки - 15 МВт (ООО "Энергоэффект ДБ");

- Енотаевская СЭС - 15 МВт (ООО "Энергоэффект ДБ");

- Окрасочная СЭС - 15 МВт (ООО "Эко Энерджи Рус");

- Вододелительная СЭС - 15 МВт (ООО "Эко Энерджи Рус");

- Лиманская СЭС - 30 МВт (ООО "Грин Энерджи Рус");

- Октябрьская СЭС - 15 МВт (ООО "Пятая проектная компания");

- Песчаная СЭС - 15 МВт (ООО "Шестая проектная компания").

Общая установленная электрическая мощность электростанций Астраханской области на 01.01.2021 составляет 1029 МВт.

Также в 2016 году на территории Астраханской области в непосредственной близости от города Нариманова введена в эксплуатацию фотоэлектрическая электростанция на монокристаллических модулях мощностью 250 кВт (ООО "Наримановская СЭС"), выдающая электрическую энергию на розничный рынок.

Описание схемы электроснабжения Астраханской области

Наибольшую протяженность электрических сетей в Астраханской области имеют следующие организации:

- филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго";

- Астраханский район магистральных электрических сетей филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС.

Электрические сети филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС

Класс напряжения подстанций	Количество подстанций, ед.	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
500 кВ	1	3	501
220 кВ	8	14	1254
110 кВ	2	13	174,1

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность по трассе, км
ВЛ	220 (в габаритах 500)	475,12
	220	1030,07
	110	120,75

Шунтирующие реакторы

Напряжение, кВ	Количество, ед.	Установленная мощность, МВА
500	1	180

Батареи статических конденсаторов

Напряжение, кВ	Количество, ед.	Установленная мощность, МВА
110	3	80,6
6	2	5,8

Электрические сети филиала ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"

Класс напряжения подстанций	Количество подстанций, ед.	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
110 кВ	91	144	1844,4
35 кВ	43	59	348,6
6/10 кВ	4244	4670	1146,2
6/10	49	80	46,4

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность по трассе, км
ВЛ	110	2379,516
	35	664,972
	0,4-10	17145,291
КЛ	35-110	11,129
	0,4-10	1402,116

Электрические сети энергосистемы Астраханской области представлены и рядом других сетевых организаций. Основными источниками электроснабжения Астраханского ГПЗ ООО "Газпром добыча Астрахань" являются энергообъекты Южного филиала ООО "Газпром энерго".

Электрические сети Южного филиала ООО "Газпром энерго"

Класс напряжения подстанций	Количество подстанций, ед.	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
110 кВ	4	9	461
35 кВ	8	16	65,6
6/10 кВ	40	99	87,923

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность, км
ВЛ	110 (в габаритах 220 кВ)	13,84
	110	11
	35	161,26
	6/10	525,272
	Всего	711,372

Электрические сети филиала "Северо-Кавказский" АО "Оборонэнерго"

Класс напряжения подстанций	Количество подстанций, ед.	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
110 кВ	2	3	75
35 кВ	15	25	80,5
6/10 кВ	381	545	260,73

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность, км
ВЛ	110	-
	35	145,353
	6/10	186,623

Электроэнергетика Астраханской области представлена организациями частной формы собственности с различной долей на рынке (в процентах от общей выработки за 2020 год):

организации, вырабатывающие электрическую энергию:

- ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" - 3718,9 млн кВт*ч (89,8%);

- АО "ТЭЦ-Северная" - 19,8 млн кВт*ч (0,5%);

- ООО "Сан Проджектс" - 22,7 млн кВт*ч (0,5%);

- ООО "Грин Энерджи Рус" - 225,5 млн кВт*ч (5,4%);

- ООО "Сан Проджектс 2" - 22,1 млн кВт*ч (0,5%);

- ООО "Энергоэффект ДБ" - 44,5 млн кВт*ч (1,1%);

- ООО "Эко Энерджи Рус" - 44,9 млн кВт*ч (1,1%);

- ООО "Пятая проектная компания" - 21,3 млн кВт*ч (0,6%);

- ООО "Шестая проектная компания" - 21,1 млн кВт*ч (0,5%);

распределительные сетевые компании - транспортировщики:

- филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго" - 97%;

- прочие - 3%;

энергосбытовые компании:

ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - гарантирующий поставщик, потребителями которого являются город Астрахань и муниципальные образования Астраханской области (65,3% от общего объема потребления электрической энергии);

АО "Межрегионэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Газпром добыча Астрахань" (19,7% от общего объема потребления электрической энергии);

ООО "Транснефтьэнерго", потребителем которого является АО "КТК-Р" в границах Астраханской области (3,2%);

ООО "Русэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребитель - ОАО "РЖД" (0,8% от общего объема потребления электрической энергии);

ООО "РТ-Энерго" - потребители - юридические лица (0,2% от общего объема потребления электрической энергии);

ООО "Энергосистема" - потребители - юридические лица (0,7% от общего объема потребления электрической энергии);

ПАО "Мосэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Метро Кэш энд Керри" (0,1% от общего объема потребления электрической энергии);

ООО "МагнитЭнерго", потребителем которого является АО "Тандер" (0,5% от общего объема потребления электрической энергии);

ООО "Трансэнергопром", потребителем которого является Астраханский тепловозоремонтный завод - филиал АО "Желдорреммаш" (0,1% от общего объема потребления электрической энергии);

ООО "РЭК", потребителем которого является ООО "Лента" (0,1% от общего объема потребления электрической энергии);

ООО "РУСЭНЕРГО", потребителем которого является ТРЦ "Гранд Ривер" (0,02% от общего объема потребления электрической энергии).

2.2. Анализ существующего баланса мощности и электроэнергии энергосистемы Астраханской области

Максимум потребления мощности по территории энергосистемы Астраханской области в 2020 году зафиксирован 25.12.2020 в 9 час. 00 мин. по московскому времени при среднесуточной температуре наружного воздуха - 12,3°С и составил 704 МВт.

Нагрузка станций в час максимума составила 697 МВт,

в том числе:

ТЭС, всего - 644 МВт:

- Астраханская ТЭЦ-2 - 299 МВт;

- Астраханская ГРЭС (ПГУ-110) - 116 МВт;

- АО "ТЭЦ-Северная" - 1 МВт;

- Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-1) - 115 МВт;

- Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-2) - 113 МВт;

СЭС, всего - 53 МВт:

- СЭС Заводская - 2 МВт;

- СЭС Нива - 4 МВт;

- СЭС Промстройматериалы - 2 МВт;

- СЭС Тинаки - 3 МВт;

- Енотаевская СЭС - 2 МВт;

- Фунтовская СЭС - 22 МВт;

- Ахтубинская СЭС - 5 МВт;

- Окрасочная СЭС - 1 МВт;

- Вододелительная СЭС - 3 МВт;

- Лиманская СЭС - 7 МВт;

- Октябрьская СЭС - 1 МВт;

- Песчаная СЭС - 1 МВт.

Принято из энергосистемы Волгоградской области - 26 МВт.

Передано в другие энергосистемы:

всего - 19 МВт, в том числе:

- Казахстан - 8 МВт;

- энергосистема Республики Калмыкия - 11 МВт;

потребление:

- ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - 519 МВт;

- АО "Межрегионэнергосбыт" - 99 МВт;

- ООО "Транснефтьэнерго" - 16 МВт;

- прочие потребители - 13 МВт;

- с/н ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" - 49 МВт;

- с/н СЭС - 1 МВт;

- потери ЕНЭС (ФСК, МСК) - 7 МВт.

2.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области за 2016-2020 годы (МВт) на час прохождения максимума потребления мощности

Показатель		2016	2017	2018	2019	2020
		27.01 09-00	10.02 08-00	16.01 09-00	04.02 09-00	25.12 09-00
Электростанции	Установленная мощность, всего	744,0	744,0	759,0	939,0	1029,0
	ТЭС	744,0	744,0	744,0	744,0	744,0
	СЭС	0	0	15,0	195,0	285,0
	Ограничения мощности, всего	1,8	16,4	24,5	193,8	239,2
	ТЭС	1,8	16,4	11,1	14,9	7,1
	СЭС	0	0	13,4	178,9	232,1
	Располагаемая мощность, всего	742,2	728,8	734,7	746,9	791,9
	ТЭС	742,2	728,8	733,1	730,8	739,0
	СЭС	0	0	1,6	16,1	52,9
	Нагрузка, всего	637,7	716,7	579,0	639,0	697,1
	ТЭС	637,7	716,7	577,4	622,9	644,2
	СЭС	0	0	1,6	16,1	52,9
Потребление мощности	По территории энергосистемы, включая потери ЕНЭС (зимний максимум)	744	748	748	691	704
	рост, %	-1,7	0,5	0	-7,6	1,9
Сальдо перетоков	По территории энергосистемы Астраханской области	106,3	31,3	169,0	52,0	6,9

2.4. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Астраханской области за 2016-2020 годы (млн кВт*ч)

Показатель	Применение показателя	2016	2017	2018	2019	2020
Выработка	Всего по энергосистеме Астраханской области	4260,7	4115,8	4066,8	4106,0	4140,8
	Астраханская ТЭЦ-2	1588,1	1514,7	1527,9	1425,7	1155,2
	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	871,7	852,1	778,5	794,5	847,2
	Астраханская ПГУ-235	1746,5	1707,3	1656,8	1587,3	1716,5
	СЭС Заводская		7,3	21,6	20,7	22,7
	СЭС Нива			18,7	17,5	20
	СЭС Промстройматериалы			15,3	20,4	22,1
	СЭС Тинаки			12,1	20,4	22,4
	Енотаевская СЭС			5,1	20,7	22,2
	Фунтовская СЭС			0,1	67,6	84,3
	СЭС Ахтубинская				66,5	80
	Окрасочная СЭС				19,3	22,6
	Вододелительная СЭС				17,2	22,3
	Лиманская СЭС				1,8	41,3
	Октябрьская СЭС				0,4	21,3
	Песчаная СЭС				0,01	21,1
	АО "ТЭЦ-Северная"	54,4	34,4	30,7	25,9	19,8
Электропотребление	По территории энергосистемы Астраханской области	4396,4	4371,3	4424,4	4285,9	4168,7
	рост, %	0,29	-0,57	1,21	-3,13	-2,7

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Астраханской области и крупных узлов нагрузки за последние 5 лет (МВт)

	2016	2017	2018	2019	2020
Зимний период	744	748	748	691	704
рост, %	-1,7	0,5	0	-7,6	1,9
Летний период	699	713	707	673	687
рост, %	1,1	2,0	-0,8	-4,8	2,1

2.6. Потребление электроэнергии и мощности крупных потребителей энергосистемы Астраханской области

2.6.1. Астраханский газоперерабатывающий завод

Показатель	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление, млн кВт*ч	816,737	841,116	838,990	876,712	821,889
рост, %	2,42	3,0	-0,3	4,5	-6,3
Собственный максимум потребляемой мощности, МВт	111	125	121	128	119
рост, %	-2,63	12,6	-3,2	5,8	-7,0

2.6.2. АО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р"

Показатель	2017	2018	2019	2020
Электропотребление, млн кВт*ч	116,428	178,806	173,320	133,568
рост, %	-	53,6	-3,1	-22,9
Собственный максимум потребляемой мощности, МВт	20	26	33	29
рост, %	-	30	26,9	-12,1

2.7. Потребление электроэнергии прочих крупных потребителей энергосистемы Астраханской области (млн кВт*ч)

N	Наименование предприятия	Вид деятельности	Факт
			2016	2017	2018	2019	2020
1.	МУП г. Астрахани "Астрводоканал"	Распределение воды	52,3	49,4	49,5	49,2	50,4
2.	ООО "Газпром бурение"	Разведочное бурение	4,6	2,7	3,1	3,4	3,5
3.	МКП г. Астрахани "Горсвет"	Предоставление прочих услуг	19,3	20,1	19,3	20,3	19,8
4.	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	Производство пара и горячей воды (теплоэнергии) котельными	8,3	8,3	8,7	8,5	9,3

2.8. Структура потребления электроэнергии энергосистемы Астраханской области в 2020 году

ГАРАНТ:

Текст структуры не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

2.9. Потребление электрической энергии основными группами потребителей Астраханской области (млн кВт*ч)

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020
Промышленное производство	167,7	153,6	137,7	144,7	90,6
в том числе:
Добыча сырой нефти и природного газа; предоставление услуг в этих областях	40,1	35,6	30,1	12,3	3,1
Добыча прочих полезных ископаемых	14,9	10,7	11,7	11,7	9,5
Производство пищевых продуктов, включая напитки	29,1	36,5	32,2	21,78	33,2
Текстильное производство	1,1	1,2	1,2	1,5	1,6
Производство одежды; выделка и крашение меха	1,8	0,4	0,4	0,4	0,4
Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви	7,2	8,3	6,3	6,2	4,0
Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели	1,3	1,3	1,1	0,74	0,8
Химическое производство	0,7	0,4	0,8	0,8	0,7
Производство резиновых и пластмассовых изделий	10,4	11,5	9,5	8,8	7,1
Производство готовых металлических изделий	2,5	2,5	2,3	1,9	1,7
Производство машин и оборудования	2,2	2,1	2,2	2,1	1,9
Производство судов, летательных и космических аппаратов и прочих транспортных средств	43,8	25,6	18,4	19,33	14,1
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	111,8	150,4	177,8	187,7	184,6
Строительство	51,4	45,4	42,1	41,2	34,11
Транспорт и связь	129,2	69,7	52,6	57,4	96,47
Сельское хозяйство	94,2	115,9	117,6	101,6	119,37
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	886,6	924,1	935,6	880,66	942,5
Сфера услуг	141,8	172,5	176,0	179,8	164,5
Другие виды экономической деятельности	564,3	639,3	573,0	440,14	439,73

2.10. Структура генерирующего оборудования электростанций по состоянию на 01.01.2021

Наименование электростанций	Собственник	Установленная электрическая мощность, МВт	Тепловая мощность, Гкал/час
Астраханская ТЭЦ-2	ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"	380	910
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)		121	66
Астраханская ПГУ-235		235	131,8
СЭС Заводская	ООО "Сан Проджектс"	15	-
СЭС Нива	ООО "Грин Энерджи Рус"	15	-
Фунтовская СЭС		60	-
Ахтубинская СЭС		60
Лиманская СЭС		30	-
СЭС Промстройматериалы	ООО "Сан Проджектс 2"	15	-
СЭС Тинаки	ООО "Энергоэффект ДБ"	15	-
Енотаевская СЭС		15	-
Окрасочная СЭС	ООО "Эко Энерджи Рус"	15	-
Вододелительная СЭС		15	-
Октябрьская СЭС	ООО "Пятая проектная компания"	15	-
Песчаная СЭС	ООО "Шестая проектная компания"	15	-
ТЭЦ-Северная	АО "ТЭЦ-Северная"	8	67,61
Итого:		1029	1175,41

2.10.1. Состав оборудования существующих электростанций ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность, МВт	Год ввода	Срок службы, лет
					норма	факт
1	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)
1.1		Турбины
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	10
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	10
		К-23	23	2011	40	10
1.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	10
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	10
		ТТК-25-2У3-П	25	2011	25	10
1.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2011	25	10
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2011	25	10
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2011	25	10
2	Астраханская ТЭЦ-2
2.1		Турбины
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	36
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	36
		Т-110/120-130-5	110	1988	25*	33
		Т-110/120-130-5	110	1991	25*	30
2.2		Генераторы
		ТВФ-120-2УЗ	120	1985	25*	36
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1985	30*	36
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1988	30*	33
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1991	30	30
2.3		Трансформаторы
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25*	36
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25*	36
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1988	25*	33
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1991	25*	30
3	Астраханская ПГУ - 235
3.1		Турбины
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	8
		LM6000 PF DF Sprint	48,0	2013	12	8
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	8
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	8
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	8
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	8
3.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	8
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	8
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	8
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	8
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	8
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	8
3.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	8
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	8
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	8
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	8
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	8
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	8

* По энергоблоку N 1 продление паркового ресурса до 2023 года, по энергоблоку N 2 продление паркового ресурса до 2022 года, по энергоблокам N 3,4 наработка (в часах) не превышает величины паркового ресурса.

2.10.2. Состав генерирующего оборудования АО "ТЭЦ-Северная"

Тип котлоагрегата	Стационарный номер	Теплопроизводительность, Гкал/ч	Производительность, т/ч	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Структура сжигаемого топлива	Давление максимальное, кгс/см 2	Температура максимальная, °С	% износа
RIMMAX 8000	1	7,034	-	Завод по производству теплоэнергетического оборудования ООО "Теплостройпроект-С"	2012	Газ/дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	2	7,034	-		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	3	7,034	-		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	4	7,034	-		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	5	7,034	-		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	6	7,034	-		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	20
VITOMAX 200 HW тип 74А	7	12,21	-	VIESSMANN
VITOMAX 200 HW тип 75А	8	-	10,5	VIESSMANN

Газопоршневые установки

Тип	Стационарный номер	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение, В	Номинальная электрическая мощность, кВт	Номинальная тепловая мощность, кВт	% износа
JMC 612GS-N.LC	1	GEJenbacher	2014	6000	2004	1833	17
JMC 612GS-N.LC	2	GEJenbacher	2014	6000	2004	1833	17
JMC 612GS-N.LC	3	GEJenbacher	2014	6000	2004	1833	17
JMC 612GS-N.LC	4	GEJenbacher	2014	6000	2004	1833	17

2.10.3. Состав генерирующего оборудования ООО "Сан Проджектс"

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность, МВт	Год ввода
1.	СЭС Заводская	STP265-20/Wem	15	2017

2.10.4. Состав генерирующего оборудования ООО "Грин Энерджи Рус"

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность, МВт	Год ввода
1.	СЭС Нива	AST-245 Multi AST-250 Multi AST-255 Multi	15	2018
2.	Фунтовская СЭС	AST-240 Multi AST-245 Multi AST-250 Multi AST-255 Multi AST-260 Multi AST-265 Multi HVL 300 HVL 310	60	2018
3.	Ахтубинская СЭС	AST-255 Multi AST-260 Multi AST-265 Multi AST-270 Multi AST-275 Multi AST-280 Multi	60	2019
4.	Лиманская СЭС	АST-330 HV	30	2019

2.10.5. Состав генерирующего оборудования ООО "Сан Проджектс 2"

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность, МВт	Год ввода
1.	СЭС Промстройматериалы	STP280S-20/Wfw STP285S-20/Wfw	15	2018

2.10.6. Состав генерирующего оборудования ООО "Энергоэффект ДБ"

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность, МВт	Год ввода
1.	СЭС Тинаки	AST-235 Multi AST-240 Multi AST-245 Multi AST-250 Multi AST-255 Multi AST-260 Multi AST-265 Multi	15	2018
2.	Енотаевская СЭС	RSM60-6-255P RSM60-6-265P RSM60-6-275P	15	2018

2.10.7. Состав генерирующего оборудования ООО "Эко Энерджи Рус"

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность, МВт	Год ввода
1.	Окрасочная СЭС	HVL 310 HVL 315	15	2019
2.	Вододелительная СЭС	STP265-20/Wfw STP270-20/Wfw STP300S-20/Wfw	15	2019

2.10.8. Состав генерирующего оборудования ООО "Пятая проектная компания"

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность, МВт	Год ввода
1.	Октябрьская СЭС	GCL-P6/60 260 GCL-P6/60 265 GCL-P6/60 270 GCL-P6/60 275 GCL-P6/60 280 GCL-M6/60 300 GCL-M6/60 305 GCL-M6/60 310 STP250-20/Vfw STP260-20/Vfw STP265-20/Vfw STP270-20/Vfw STP275-20/Vfw STP280-20/Vfw STP290S-20/Vfw STP295S-20/Vfw STP300S-20/Vfw STP305S-20/Vfw	15	2020

2.10.9. Состав генерирующего оборудования ООО "Шестая проектная компания"

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность, МВт	Год ввода
1.	Песчаная СЭС	GCL-M6/60 295 GCL-M6/60 300 GCL-M6/60 305 GCL-M6/60 310 GPNE-S60 280 GPNE-S60 285 GPNE-S60 290 GPNE-P60 250 GPNE-P60 260 GPNE-P60 265 GPNE-P60 270 STP265-20/Vfw STP270-20/Vfw STP275-20/Vfw STP280-20/Vfw	15	2020

2.11. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

АО "ТЭЦ-Северная"

Показатели работы	2016	2017	2018	2019	2020
Выработка электрической энергии, млн кВт*ч	54,389	34,448	30,736	25,883	19,801
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал	98,746	96,779	93,373	96,915	93,77

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

Выработка электрической энергии, млн кВт*ч	ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" всего	Астраханская ТЭЦ-2	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	Астраханская ПГУ-235
2016	4206,3	1588,1	871,7	1746,5
2017	4074,1	1514,7	852,1	1707,3
2018	3963,2	1527,9	778,5	1656,8
2019	3807,4	1425,7	794,5	1587,3
2020	3718,9	1155,2	847,2	1716,5

3. Основные характеристики электросетевого хозяйства

3.1. Структура электросетевого комплекса филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС

Линии электропередачи

N п/п	Наименование ЛЭП	Напряжение, кВ	Протяженность, км	% износа
1	ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр N 1	220	59,83	54
2	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Астрахань	220	238,01	54
3	ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань	220	55,00	66
4	ВЛ 220 кВ Астрахань - Рассвет	220	0,83	54
5	ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная I цепь, ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная II цепь	220	54,55	58
6	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1	220	56,41	90
7	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2	220	55,34	62
8	ВЛ 220 кВ Владимировка - Газовая	220	223,18	48
9	ВЛ 220 кВ Астрахань - Газовая	220	64,20	86
10	ВЛ 220 кВ Астрахань - Лиман	220	136,99	40
11	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Нефтепровод	220	184,61	78
12	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Астрахань	220	28,61	0
13	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Рассвет	220	28,87	0
14	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Харабали	220	91,54	86
15	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Рассвет	220	53,14	58
16	ВЛ 220 кВ Харабали - Владимировка	220	121,49	88
17	ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр N 2	220	14,81	80
18	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Большой Царын-1 I цепь, ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Большой Царын-1 II цепь	220	37,78	64
19	ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ	110	38,77	75
20	ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ	110	27,67	54
21	ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин	110	15,38	62
22	ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук	110	38,93	74

Подстанции

N п/п	Наименование подстанции	Напряжение, кВ	Установленная мощность, МВА	% износа
1	ПС 500 кВ Астрахань	500/220/10	503,5	80
2	ПС 220 кВ Баррикадная	220/110/35/10/6	291	93
3	ПС 220 кВ Владимировка	220/110/35/6	146	98
4	ПС 220 кВ Газовая	220/110/10	250	4
5	ПС 220 кВ Лиман	220/110/35/10	104	85
6	ПС 220 кВ Нефтепровод	220/110/10	126	80
7	ПС 220 кВ Рассвет	220/110/10	250	94
8	ПС 220 кВ Харабали	220/110/10	95	81
9	ПС 220 кВ Чёрный Яр	220/110/10	126	81
10	ПС 110 кВ Бузанская	110/10	12,6	86
11	ПС 110 кВ Верхний Баскунчак	110/35/10	25	87

3.2. Структура электросетевого комплекса филиала ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"

Линии электропередачи напряжением 110 кВ

N п/п	Наименование линий электропередачи	Год ввода в эксплуатацию	Количество цепей	Длина	В том числе на опорах			% износа
				по трассе, км	деревянных	металлических	железобетонных
ВЛ 110 кВ в габаритах 220 кВ
1	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ГПП-1 с отпайкой на ПС ГПП-2 (ВЛ 110 кВ 453)	1983	1	62,800		13,18	49,620	44,60
2	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Газовая с отпайкой на ПС ПХ (ВЛ 110 кВ 456)	1986	1	50,900		9,330	41,570	43,22
			2	11,300		4,200	7,100
3	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-1 (ВЛ 110 кВ 457)	1986	1	1,810		0,560	1,250	43,09
4	Участок ЦРП - Яксатово ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	2003	2	21,700		10,250	11,450	71,83
ЛЭП 110 кВ
1	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Кири-Кили (ВЛ 110 кВ 455)	1985	1	15,600		3,220	12,380	44
			2	6,760		3,480	3,280
2	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Газовая с отпайкой на ПС ПХ (ВЛ 110 кВ 454)	1985	1	38,590		5,370	33,220	44
			2	18,610		4,590	14,020
3	ВЛ 110 кВ Ахтубинская - Аксарайская (ВЛ 110 кВ 417)	1978	1	10,750		0,670	10,080	59
			2	0,190		0,130	0,060
4	ВЛ 110 кВ Аксарайская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 418)	1978	1	10,770		1,800	8,970	59
			2	6,400		1,880	4,520
5	ВЛ 110 кВ Бузанская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419)	1979	1	15,440		2,900	12,540	56
			2	6,210		1,960	4,250
6	ВЛ 110 кВ Бузанская - Урусовка с отпайкой на ПС Растопуловка (ВЛ 110 кВ 420)	1969	1	18,250		3,550	14,700	100
			2	0,450		0,450	0,000
7	Отпайка на ПС 110 кВ Растопуловка от ВЛ 110 кВ Бузанская - Урусовка с отпайкой на ПС Растопуловка (ВЛ 110 кВ 420)	1998	1	15,230		1,680	13,550	100
8	ВЛ 110 кВ Растопуловка - Бузанская (ВЛ 110 кВ Растопуловка) (резерв)	1985	1	10,000		1,530	8,470	36
			2	5,265		0,250	5,015
9	ВЛ 110 кВ Бузанская - Володаровка с отпайками (ВЛ 110 кВ 437)	1975	1	44,960		1,510	43,450	68
			2	2,230		0,900	1,330
10	Отпайка на ПС 110 кВ Красный Яр, ПС 110 кВ Дружба от ВЛ 110 кВ Бузанская - Володаровка с отпайками (ВЛ 110 кВ 437)	1975	1	13,960		2,570	11,390	68
			2	0,240		0,240	0,000
11	ВЛ 110 кВ Первомайская - Кири-Кили с отпайками (ВЛ 110 кВ 436)	1966	1	31,530		2,840	28,690	65
			2	3,600		0,830	2,770
12	Отпайка от ВЛ 110 кВ Первомайская - Кири-Кили с отпайками (ВЛ 110 кВ 436) в ст. ПС 110 кВ Красный Яр, ПС 110 кВ Дружба	1966	1	14,640		2,470	12,170	100
			2	0,240		0,240	0,000
13	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Водозабор N 1 с отпайкой на ПС ВОС (ВЛ 110 кВ 461)	1983	1	8,848		0,540	8,308	40
			2	6,950		1,900	5,050
14	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Водозабор N 2 с отпайкой на ПС ВОС (ВЛ 110 кВ 462)	1983	1	8,807		0,910	7,897	40
			2	6,737		2,140	4,597
15	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Тяговая-2 N 1 (ВЛ 110 кВ 458)	1983	1	0,367		0,367	0,000	41
			2	11,993		3,523	8,470
16	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Тяговая-2 N 2 (ВЛ 110 кВ 459)	1983	1	0,180		0,000	0,180	41
			2	12,190		4,300	7,890
17	ВЛ 110 кВ Удачное - Сасыколи (ВЛ 110 кВ 409)	1970	1	25,860		0,870	24,990	87
			2	16,350		1,590	14,760
18	ВЛ 110 кВ Харабали - Сасыколи (ВЛ 110 кВ 410)	1975	1	29,680		1,140	28,540	62
			2	16,350		1,590	14,760
19	ВЛ 110 кВ Харабали - Тамбовка (ВЛ 110 кВ 411)	1979	1	22,460		0,340	22,120	56
			2	7,760		1,100	6,660
20	ВЛ 110 кВ Тамбовка - Вольное (ВЛ 110 кВ 412)	1975	1	24,340		0,000	24,340	68
			2	12,690		2,240	10,450
21	ВЛ 110 кВ Вольное - Хошеутово (ВЛ 110 кВ 413)	1985	1	20,810		0,000	20,810	44
			2	7,050		1,800	5,250
22	ВЛ 110 кВ Хошеутово - Ахтубинская (ВЛ 110 кВ 414)	1973	1	23,990		1,330	22,660	77
			2	2,120		0,670	1,450
23	ВЛ 110 кВ Харабали - Ашулук с отпайкой на ПС ММПС (ВЛ 110 кВ 470)	1978	1	58,300		2,800	55,500	59
24	Отпайка на ПС Котельная от ВЛ 35 кВ Первомайская (резерв)	1978	1	0,600			0,600	59
25	ВЛ 110 кВ Лиман - Оранжерейная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 127); ВЛ 110 кВ Лиман - Оранжерейная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 128)	1960, 1965	2	53,860		7,785	46,075	100
26	ВЛ 110 кВ Баррикадная - Оранжерейная N 1 с отпайкой на ПС Икряное (ВЛ 110 кВ 125); ВЛ 110 кВ Баррикадная - Оранжерейная N 2 с отпайкой на ПС Икряное (ВЛ 110 кВ 126)	1960, 1965	2	58,200		9,145	49,055	100
27	КВЛ 110 кВ Астраханская ГРЭС - Первомайская (КВЛ 110 кВ 135)	1983	1	2,560		1,213	1,347	40
28	КВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайками (КВЛ 110 кВ 121)	1961	1	21,840		3,718	18,122	100
29	Отпайка на ПС 110 кВ Аэродромная от КВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайками (КВЛ 110 кВ 121)	2017	1	2,920		1,1	1,82	26
30	Отпайка (КЛ 110 кВ) на ПС 110 кВ Аэродромная от КВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайками (КВЛ 110 кВ 121)	2017		2,960				26
31	ВЛ 110 кВ Камызяк - Увары N 1 (ВЛ 110 кВ Увары-1); ВЛ 110 кВ Камызяк - Увары N 2 (ВЛ 110 кВ Увары-2)	1988	2	12,050		3,250	8,800	51
32	Отпайка на ПС 110 кВ Промстройматериалы от ВЛ 110 кВ Лесная - Окрасочная с отпайками (ВЛ 110 кВ 129)	1988	2	1,200		0,686	0,514	65
33	ВЛ 110 кВ Лесная - Окрасочная с отпайками (ВЛ 110 кВ 129)	1988	1	9,160		3,898	5,262	65
34	ВЛ 110 кВ Баррикадная - Окрасочная (ВЛ 110 кВ 130)	1979	1	17,590		1,099	16,491	38
35	ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1961	2	32,840		7,580	25,260	100
36	Отпайка на ПС 110 кВ Табола от ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1978	2	95,110		14,877	80,233
	Отпайка на ПС 110 кВ от Камызяк ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1985
	Отпайка на ПС 110 кВ Чаганская от ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 к ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1985
	Отпайка на ПС 110 кВ Маячное от ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1961
	Отпайка на ПС 110 кВ Труд-Фронт от ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1961
	Отпайка на ПС 110 кВ Житное от ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1985
	Отпайка на ПС 110 кВ Мумра от ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1985
37	Отпайка на ПС ПС 110 кВ от Камызяк ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1970	1	103,850		15,160	88,690	93
			2	13,800		3,665	10,135
38	ВЛ 110 кВ Камышово - Озёрная (ВЛ 110 кВ 137), ВЛ 110 кВ Баррикадная - Озёрная (ВЛ 110 кВ 138)	1984	1	59,340		1,530	57,810	54
39	ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели N 1 (ВЛ 110 кВ Зензели-1), ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели с отпайкой на ПС А-НПС-5А	1990	1	49,080		3,780	45,300	38
40	ВЛ 110 кВ ЦРП - Судостроительная N 1 с отпайкой на ПС Южная (ВЛ 110 кВ Судостроительная-1), ВЛ 110 кВ ЦРП - Судостроительная N 2 с отпайкой на ПС Южная (ВЛ 110 кВ Судостроительная-2)	1986	2	12,110		4,560	7,550	44
41	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Городская N 1 (ВЛ 110 кВ Городская-1), ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Городская N 2 (ВЛ 110 кВ Городская-2)	1988	2	2,700		2,400	0,300	37
42	КВЛ 110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП N 1 с отпайкой на ПС Трикотажная (КВЛ 110 кВ 131), КВЛ 110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП N 2 с отпайкой на ПС Трикотажная (КВЛ 110 кВ 132)	1963	2	6,900		4,310	2,590	100
43	ВЛ 110 кВ Лиман - Камышово (ВЛ 110 кВ 136)	1980	1	32,840		0,227	32,613	54
44	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 1 (ВЛ 110 кВ 171), ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 2 (ВЛ 110 кВ 172)	1984	2	1,687		1,054	0,633	46
45	ВЛ 110 кВ Бузанская - Рассвет (ВЛ 110 кВ 123), ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Рассвет (ВЛ 110 кВ 124), КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП, ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 3 (ВЛ 110 кВ 173), КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская	1970	2	58,360		12,736	45,624	93
46	Участок оп. 1 - оп. 41 КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП	2013	1	7,343		4,048	3,295	47
47	Кабельный участок Астраханская ПГУ-235 - оп. 1 КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП	2013	1	0,451				47
48	Участок оп. 1 - оп. 41 КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская	2013	1	7,321		3,801	3,520	47
49	Участок Астраханская ПГУ-235 - оп. 1 КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская	2013	1	0,491				47
50	ВЛ 110 кВ Рассвет - Заводская N 1 с отпайкой на ПС Джакуевка (ВЛ 110 кВ Заводская-1), ВЛ 110 кВ Рассвет - Заводская N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Заводская-2)	1988	2	21,870		3,394	18,476	44
51	КВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками	1992	1	20,050		3,310	16,740	36
51.1	Отпайка на ПС 110 кВ Аэродромная от КВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками	2017	1	2,900		1,02	1,88	24
51.2	Участок КЛ 110 кВ отпайки на ПС 110 кВ Аэродромная от КВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками	2017		2,950				24
52	ВЛ 110 кВ Камызяк - Новинская с отпайкой на ПС Коммунар (ВЛ 110 кВ Новинская), ВЛ 110 кВ Новинская - Чапаевская (ВЛ 110 кВ Чапаевская)	1989	1	13,970		1,257	12,713	39
			2	25,350		5,090	20,260
53	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Царевская с отпайкой на ПС Восточная (ВЛ 110 кВ 101)	2008	1	6,880		4,148	2,732	35
54	КВЛ 110 кВ Городская - Юбилейная (КВЛ 110 кВ 102)	1992	2	1,645		1,645		42,3
55	КВЛ 110 кВ Юбилейная - Северная (КВЛ 110 кВ 103)	1992	1	0,300		0,300		42,3
			2	7,150		2,510	4,64
56	ВЛ 110 кВ Городская - Царевская с отпайкой на ПС Восточная (ВЛ 110 кВ Восточная-1)	1989	2	6,27		2,382	3,888	50,59
57	ВЛ 110 кВ Северная - Царевская (ВЛ 110 кВ 104)	1989	2	6,70		2,510	4,190	42,3
58	ВЛ 110 кВ Рассвет - Береговая с отпайкой на ПС Вододелитель (ВЛ 110 кВ 119)	1971	1	41,800		3,321	38,479	78
59	ВЛ 110 кВ Советская - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ 742)	1986	1	34,320			34,320	100
60	ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ N 297)	2010	1	9,53		1,53	8,0	100
61	ВЛ 110 кВ Владимировка - Советская (ВЛ 110 кВ 741)	1982	1	52,140			52,140	100
62	ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701)	1958	1	26,600	26,60			100
63	ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702)	1958	1	18,870	13,17		5,700	100
64	ВЛ 110 кВ Владимировка - Покровка (ВЛ 110 кВ 703)	1958	1	9,100	9,10			100
65	ВЛ 110 кВ Владимировка - Верхний Баскунчак с отпайкой на ПС Кочевая (ВЛ 110 кВ 740)	1991	1	12,570		5,420	7,150	36,6
			2	30,880			30,880
66	ВЛ 110 кВ Кочевая - Батаевка с отпайками (ВЛ 110 кВ 750)	1981	1	23,630			23,630	52,3
67	ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704)	1963	1	9,170		5,420	3,750	100
68	ВЛ 110 кВ Джелга - Рождественка (ВЛ 110 кВ 755) (резерв)	1988	1	16,420			16,420	40
69	ВЛ 110 кВ Джелга - Рождественка с отпайкой на ПС Батаевка (ВЛ 110 кВ 705)	1963	1	22,220	16,69		5,530	100
70	Отпайка на ПС 110 кВ Батаевка от ВЛ 110 кВ Джелга - Рождественка с отпайкой на ПС Батаевка (ВЛ 110 кВ 705)	1988	1	0,400			0,400	100
71	ВЛ 110 кВ Пироговка - Рождественка с отпайкой на Ахтубинскую СЭС	1971	1	43,100			43,100	61,4
72	Заход ВЛ 110 кВ Удачное - Сасыколи (ВЛ 110 кВ 409) на ПС 110 кВ Удачное	1988	1	6,500			6,500	40,15
73	ВЛ 110 кВ Пироговка - Удачное (ВЛ 110 кВ 708)	1972	1	22,290			22,290	86,9
74	Отпайка на ПС 110 кВ Ахтуба от ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704)	1983	1	1,010			1,010	100
75	Отпайка на ПС 110 кВ Водозабор от ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704), ВЛ 110 кВ Кочевая - Батаевка с отпайками (ВЛ 110 кВ 750)	1981	2	1,620			1,620	100
76	ВЛ 110 кВ Солодники - Райгород-2 с отпайкой на ПС Ушаковка (ВЛ 110 кВ N 320)	1994	1	24,200			24,200	34,6
77	Заход на ПС 110 кВ Ушаковка от ВЛ 110 кВ Солодники - Райгород-2 с отпайкой на ПС Ушаковка (ВЛ 110 кВ N 320)	1994	2	5,700			5,700	34,6
78	ВЛ 110 кВ Солодники - Старица-2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 721)	2009	1	55,240		1,71	53,53	100
79	Отпайка на ПС 110 кВ Вязовка от ВЛ 110 кВ Солодники - Старица-2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 721)	2009	1	1,831		0,181	1,65	100
80	Отпайка на ПС 110 кВ Ступино от ВЛ 110 кВ Солодники - Старица-2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 721)	1976	1	5,800			5,800	100
81	ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Старица-2 (ВЛ 110 кВ 722)	2003	1	22,400			22,400	100
82	ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Никольская с отпайками (ВЛ 110 кВ 723)	1965	1	51,000			51,000	84,5
83	Отпайка на ПС 110 кВ Черный Яр от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Никольская с отпайками (ВЛ 110 кВ 723)	1974	1	4,720			4,720	84,5
84	Отпайка на ПС 110 кВ Черный Яр от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1979	1	4,700			4,700	76,1
85	Отпайка на ПС 110 кВ Ватажная от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Никольская с отпайками (ВЛ 110 кВ 723)	1979	1	1,230			1,230	44,2
86	Отпайка на ПС 110 кВ Ватажная от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1988	1	1,100			1,100	54,23
87	Отпайка на ПС 110 кВ Никольская от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1979	1	38,100			38,100	84,5
88	Отпайка на ПС 110 кВ Соленое Займище от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Никольская с отпайками (ВЛ 110 кВ 723), ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1986	2	6,200			6,200	44,2
89	ВЛ 110 кВ Черный Яр - Горная (ВЛ 110 кВ 780)	1980	2	1,800			1,800	71,4
90	ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1979	1	26,000			26,000	58,8
91	Отпайка на ПС 110 кВ Ветлянка от ВЛ 110 кВ Никольская - Цаган-Аман с отпайкой на ПС Ветлянка (ВЛ 110 кВ 724)	1974	1	4,760			4,760	76,5
92	ВЛ 110 кВ Цаган-Аман - Енотаевка (ВЛ 110 кВ 725)	1970	1	49,870			49,870	93,3
93	ВЛ 110 кВ Енотаевка - Косика (ВЛ 110 кВ 727)	1976	1	42,950			42,950	65
94	ВЛ 110 кВ Косика - Ленино с отпайкой на ПС Солнечная (ВЛ 110 кВ 728)	1976	1	16,740			16,740	56
95	ВЛ 110 кВ Ленино - Сероглазовка (ВЛ 110 кВ 729)	1981	1	17,070			17,070	81
96	ВЛ 110 кВ Нефтепровод - Сероглазовка (ВЛ 110 кВ 730)	1981	1	21,200			21,200	81
97	ВЛ 110 кВ Нефтепровод - Береговая (ВЛ 110 кВ 731)	1971	1	17,030			17,030	58,9
98	Отпайка на ПС 110 кВ Солнечная ВЛ 110 кВ Косика - Ленино с отпайкой на ПС Солнечная (ВЛ 110 кВ 728)	1988	1	0,240			0,240	40
99	Отпайка на ПС 110 кВ Горбаневка от ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701)	1978	1	3,040			3,040	100
100	ВЛ 110 кВ Степная - Дальняя (ВЛ 110 кВ 782)	1980	1	25,300			25,300	58,6
101	ВЛ 110 кВ Северная - Царевская (ВЛ 110 кВ 104) (участок)	2011	1	1,909		1,009	0,900	55
102	КВЛ 110 кВ Городская - Юбилейная (КВЛ 110 кВ 102) (участок)	2011	1	0,432				47
103	Кабельный участок КВЛ 110 кВ Юбилейная - Северная (КВЛ 110 кВ 103) (участок)	2011	1	0,79				47
104	ВЛ 110 кВ Северная - Царевская (ВЛ 110 кВ 104) (участок)	2011	1	0,432				47
105	КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 1	2013	1	1,048				47,6
106	КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 1, КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 2	2013	2	0,033		0,066		47,6
107	КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 2	2013	1	1,0581				47,6
108	ВЛ 110 кВ Знаменская ПГУ - ТЭЦ - Капустин Яр N 1*	2013	1	1,208		0,988	0,220	47
109	ВЛ 110 кВ Знаменская ПГУ - ТЭЦ - Капустин Яр N 2*	2013	1	1,255		0,8785	0,3765	47
110	ВЛ 110 кВ Знаменская ПГУ - ТЭЦ - Советская*	2013	1	1,167		0,908	0,259	47
111	Воздушный участок КВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Юбилейная	2017	1	5,55		4,642	0,908	20
112	Кабельный участок КВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Юбилейная	2017		0,432				20

*ВЛ 110 кВ построены для выдачи мощности Знаменской ПГУ - ТЭЦ 44 МВт. В настоящее время строительство Знаменской ПГУ - ТЭЦ 44 МВт заморожено.

Трансформаторные подстанции напряжением 110 кВ

N	Наименование подстанций	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение трансформаторов, кВ	Количество трансформаторов	Мощность силовых трансформаторов, МВА	% износа
1	ПС 110 кВ ЦРП	1971	110/35/10	2	2х25,0	55,8
2	ПС 110 кВ Восточная	1974	110/6	2	15,0+16,0	88,4
3	ПС 110 кВ Южная	1983	110/10-6	2	2x25,0	97,24
4	ПС 110 кВ Трикотажная	1974	110/35/6	2	2x40,0	75
5	ПС 110 кВ Городская	1988	110/10-6	2	2x25,0	100
6	ПС 110 кВ Судостроительная	1976	110/6	2	2x25,0	60,78
7	ПС 110 кВ Первомайская	1988	110/35/10	2	2x16,0	54,66
8	ПС 110 кВ Северная	1993	110/10-6	2	2x40,0	55,5
9	ПС 110 кВ Кири-Кили	1985	110/10	2	2x16,0	48,3
10	ПС 110 кВ Лесная	1965	110/35/6	2	15,0+25,0	80,35
11	ПС 110 кВ Стройиндустрия	1969	110/10	2	2x16,0	64,18
12	ПС 110 кВ Окрасочная	1974	110/6	2	2x10,0	74,67
13	ПС 110 кВ Резиновая	1978	110/10-6	2	2x40,0	65
14	ПС 110 кВ Лесная-Новая	1987	110/35/6	1	40,0	80,35
15	ПС 110 кВ Вододелитель	1972	110/6	2	2x10,0	85,6
16	ПС 110 кВ Джакуевка	1988	110/10	1	6,3	97,06
17	ПС 110 кВ Промстройматериалы	1988	110/10	2	2x16,0	97,82
18	ПС 110 кВ Икряное	1981	110/10	2	2x10,0	100
19	ПС 110 кВ Маячное	1969	110/10	1	6,3	100
20	ПС 110 кВ Труд-Фронт	1968	110/35/10	1	5,6	67,28
			110/10	1	6,3
21	ПС 110 кВ Оранжерейная	1965	110/10	2	6,3+10,0	72,74
22	ПС 110 кВ Мумра	1993	110/10	1	6,3	100
23	ПС 110 кВ Житное	1993	110/10	1	6,3	100
24	ПС 110 кВ Озерная	1988	110/10	2	2x6,3	70,8
25	ПС 110 кВ Яндыки	1965	110/35 10	2	7,5+6,3	100
26	ПС 110 кВ Оля	1967	110/10	2	2x6,3	100
27	ПС 110 кВ Камышово	1989	110/35/10	1	6,3	100
28	ПС 110 кВ Зензели	1990	110/35/10	2	2x6,3	64,25
29	ПС 110 кВ Фунтово	1974	110/10	2	2x16,0	99,00
30	ПС 110 кВ Евпраксино	1971	110/35/6	2	2x6,3	65,66
31	ПС 110 кВ Водозабор	1989	110/6	2	2x2,5	77,22
32	ПС 110 кВ ВОС	1989	110/6	2	2x6,3	100
33	ПС 110 кВ Растопуловка	1996	110/10	1	16,0	87,04
34	ПС 110 кВ Николо-Комаровка	1968	110/35/10	1	6,3	100
			110/10	1	6,3
35	ПС 110 кВ Чапаевская	1973	110/6	1	6,3	100
36	ПС 110 кВ Табола	1978	110/10	2	6,3+10,0	100
37	ПС 110 кВ Чаганская	1985	110/10	2	2x6,3	100
38	ПС 110 кВ Раздор	1981	110/35/10	2	2x10,0	100
39	ПС 110 кВ Камызяк	1986	110/10	1	6,3	100
40	ПС 110 кВ Увары	1987	110/10	1	16,0	100
41	ПС 110 кВ Новинская	1986	110/10	2	2x6,3	100
42	ПС 110 кВ Тузуклей	1992	110/10	1	10,0	100
43	ПС 110 кВ Коммунар	1973	110/6	1	10,0	100
44	ПС 110 кВ Красный Яр	1977	110/35/10	2	2x10,0	100
45	ПС 110 кВ Дружба	1978	110/10	1	6,3	100
46	ПС 110 кВ Урусовка	1973	110/10	1	6,3	100
47	ПС 110 кВ Сеитовка	1979	110/10	2	2x6,3	100
48	ПС 110 кВ Ахтубинская	1984	110/35/10	2	2x16,0	100
49	ПС 110 кВ Аксарайская	1984	110/10	2	2x16,0	49,8
50	ПС 110 кВ Володаровка	1968	110/35/10	2	2х16,0	72,6
51	ПС 110 кВ Сасыколи	1976	110/35/10	1	16	100
52	ПС 110 кВ Тамбовка	1980	110/35/10	1	10	100
53	ПС 110 кВ Вольное	1976	110/10	2	2x6,3	72,4
54	ПС 110 кВ Ашулук	1984	110/10	1	6,3	100
55	ПС 110 кВ Хошеутово	1986	110/35/10	1	10,0	100
56	ПС 110 кВ Удачное	1989	110/10	1	10,0	100
57	ПС 110 кВ Кочевая	1983	110/6	1	10,0	81,86
58	ПС 110 кВ Водозабор-1	1983	110/6	1	6,3	100
59	ПС 110 кВ Ахтуба	1983	110/6	1	10,0	78,09
60	ПС 110 кВ Рождественка	1969	110/10	2	2x6,3	100
61	ПС 110 кВ Батаевка	1962	110/10	1	6,3	96,4
62	ПС 110 кВ Джелга	1980	110/6	2	2x6,3	69,26
63	ПС 110 кВ Пироговка	1972	110/10	2	6,3+10,0	100
64	ПС 110 кВ Покровка	1974	110/6	2	2x10,0	100
65	ПС 110 кВ Пологое Займище	1973	110/6	2	2x6,3	100
66	ПС 110 кВ Советская	1983	110/35/10	2	2x6,3	100
67	ПС 110 кВ Горбаневка-2	1984	110/35/10	2	10,0+6,3	94,01
68	ПС 110 кВ Капустин Яр	1958	110/35/10	2	2x25,0	65,4
69	ПС 110 кВ Старица	1963	110/10	1	2,5	100
70	ПС 110 кВ Вязовка	1972	110/10	1	2,5	100
71	ПС 110 кВ Степная	1980	110/6	1	6,3	100
72	ПС 110 кВ Дальняя	1983	110/6	1	10,0	100
73	ПС 110 кВ Ступино	1968	110/6	1	6,3	100
74	ПС 110 кВ Соленое Займище	1988	110/10	1	6,3	100
75	ПС 110 кВ Старица 2	1991	110/10	1	6,3	100
76	ПС 110 кВ Солодники	1969	110/10	1	10,0	81,55
77	ПС 110 кВ Черный Яр-2	1983	110/10	2	2x6,3	100
78	ПС 110 кВ Горная	1981	110/6	1	16,0	50,00
79	ПС 110 кВ Ушаковка	1971	110/6	2	2x10,0	100
80	ПС 110 кВ Ватажная	1979	110/35/6	1	16,0	100
81	ПС 110 кВ Ленино	1979	110/10	1	2,5	100
82	ПС 110 кВ Ветлянка	1972	110/6	1	6,3	100
83	ПС 110 кВ Косика	1972	110/10	1	10,0	100
84	ПС 110 кВ Солнечная	1988	110/6	1	10,0	100
85	ПС 110 кВ Береговая	1976	110/10	2	2,5+6,3	100
86	ПС 110 кВ Енотаевка	1973	110/10	2	2x10,0	71,65
87	ПС 110 кВ Никольская	1966	110/35/10	1	6,3	100
			110/10	1	6,3
88	ПС 110 кВ Сероглазовка	1966	110/10	1	6,3	100
89	ПС 110 кВ Царевская	2007	110/10/6	2	2x40,0	59,10
90	ПС 110 кВ Юбилейная	2010	110/10	2	2х40,0	59,67
91	ПС 110 кВ Заводская*	1986	110/10	2	2х25	Нет данных

* ПС 110 кВ Заводская находится в аренде.

Износ основных производственных фондов составляет:

- по подстанционному оборудованию - 62,6%,

в том числе:

- ПС 110 кВ - 79,98%;

- ПС 35 кВ - 86,06%;

- ТП 6-10 кВ - 69,59%;

- по ВЛ 110 кВ - 65,02%;

- по ВЛ 35 кВ - 76,01%.

- по КЛ-110 кВ - 40,98%;

- по КЛ-35 кВ - 0,0%.

3.3. Структура электросетевого комплекса Южного филиала ООО "Газпром энерго"

Линии электропередачи 110 кВ и выше

N	Наименование ЛЭП	Напряжение, кВ	Протяженность, км
1	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-2 N 1	110 (в габаритах 220)	2,49
2	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-2 N 2	110 (в габаритах 220)	2,47
3	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-3 N 1	110 (в габаритах 220)	3,49
4	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-3 N 2	110 (в габаритах 220)	3,39
5	Отпайка от ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ГПП-1 с отпайкой на ПС ГПП-2 (ВЛ 110 кВ 453) до ПС 110 кВ ГПП-2	110 (в габаритах 220)	2,00
6	Отпайка от ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Газовая с отпайкой на ПС ПХ (ВЛ 110 кВ 454) до ПС 110 кВ ПХ	110	5,50
7	Отпайка от ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Газовая с отпайкой на ПС ПХ (ВЛ 110 кВ 456) до ПС 110 кВ ПХ	110	5,50

Подстанции 110 кВ и выше

N п/п	Наименование подстанции	Напряжение, кВ	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
1	ПС 110 кВ ПХ	110/35/6	2	32
2	ПС 110 кВ ГПП-1	110/10/6	2	160
3	ПС 110 кВ ГПП-2	110/10	3	189
4	ПС 110 кВ ГПП-3	110/6	2	80

3.4. Структура электросетевого комплекса филиала "Северо-Кавказский" АО "Оборонэнерго"

Подстанции 110 кВ и выше

N п/п	Наименование подстанции	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение, кВ	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
1	ПС 110 кВ ММПС	2017	110/10	1	25
2	ПС 110 кВ Аэродромная	2019	110/10	2	50
	Итого			3	75

3.5. В энергосистеме имеются также подстанции и электрические сети 110 кВ и выше других владельцев (потребительские), оказывающие влияние на электроэнергетические режимы Астраханской энергосистемы.

3.5.1. Структура электросетевого комплекса филиала "ПЖД" Астраханская дистанция электроснабжения

Подстанции 110 кВ и выше

N п/п	Наименование подстанции	Напряжение, кВ	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
1	ПС 220 кВ Тяговая-1	220/27,5/10	2	80
2	ПС 110 кВ Тяговая-2	110/27,5/10	2	50

3.5.2. Структура электросетевого комплекса АО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р"

Линии электропередачи 110 кВ и выше

N	Наименование ЛЭП	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение, кВ	Протяженность, км
1	ВЛ 110 кВ Нефтепровод - А-НПС-5А	2016	110	95,6
2	Отпайка на ПС 110 кВ А-НПС-5А от ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели	2017	110	45,8
	Итого			141,4

Подстанции 110 кВ и выше

N п/п	Наименование подстанции	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение, кВ	Установленная мощность, МВА
1	ПС 110 кВ А-НПС-5А	2016	110/10	50

4. Основные внешние электрические связи 110 кВ и выше энергосистемы Астраханской области

ГАРАНТ:

Текст Связей не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области с другими энергосистемами:

с энергосистемой Волгоградской области:

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1;

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2;

- ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр N 1;

- ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр N 2;

- ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ N 297), связь нормально разомкнута на ПС 110 кВ Капустин Яр;

- ВЛ 110 кВ Солодники - Райгород-2 с отпайкой на ПС Ушаковка (ВЛ 110 кВ N 320), связь нормально разомкнута на Волгоградской ТЭЦ-3;

с энергосистемой Республики Калмыкия:

- ВЛ 220 кВ Черный Яр - Большой Царын-1 I цепь;

- ВЛ 220 кВ Черный Яр - Большой Царын-1 II цепь, связь нормально разомкнута на ПС 220 кВ Большой Царын-1;

- ВЛ 110 кВ Лиман - Каспийская-2 (ВЛ 110 кВ 139);

- ВЛ 110 кВ Лиман - Джильгита (ВЛ 110 кВ 140);

- ВЛ 110 кВ Никольская - Цаган-Аман с отпайкой на ПС Ветлянка (ВЛ 110 кВ 724);

- ВЛ 110 кВ Цаган-Аман - Енотаевка (ВЛ 110 кВ 725);

- ВЛ 110 кВ Дальняя - Ковыльная (ВЛ 110 кВ 783), связь нормально разомкнута на ПС 220 кВ Большой Царын-1;

- ВЛ 110 кВ Большой Царын-1 - Солодники с отпайкой на ПС Восход (ВЛ 110 кВ Большой Царын-1 - Солодники), связь нормально разомкнута на ПС 110 кВ Солодники;

с энергосистемами Республики Казахстан:

- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин;

- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук;

- ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ;

- ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ.

5. Динамика потребления тепловой энергии и структура отпуска теплоэнергии от электростанций и котельных в Астраханской области

Теплоснабжение потребителей Астраханской области осуществляется от разных источников: как централизованных, так и нецентрализованных.

От централизованных источников в основном снабжаются тепловой энергией потребители г. Астрахани, г. Нариманова, г. Камызяка, г. Харабали, с. Черный Яр, г. Ахтубинска, р. п. Верхний Баскунчак.

5.1. Система теплоснабжения Южного филиала ООО "Газпром энерго"

Система теплоснабжения Южного филиала ООО "Газпром энерго" представляет собой самостоятельную систему, обслуживающую промышленную площадку Астраханского газоконденсатного месторождения. Основная нагрузка приходится на производство пара для технологических нужд газоперерабатывающего завода, отопление и горячее водоснабжение. Источником теплоснабжения являются три котельные - "Пусковая", "Узловая", "Расширение", работающие на природном газе. Суммарная установленная тепловая мощность котельных составляет 811 Гкал/час.

Отпуск тепловой энергии потребителям осуществляется от разных источников. Отпуск тепловой энергии в паре и горячей воде для нужд Астраханского газоперерабатывающего завода филиала ООО "Газпром переработка" осуществляется с коллекторов котельных "Пусковая" и "Расширение".

Отпуск тепловой энергии для организаций Аксарайского промузла, кроме газоперерабатывающего завода, осуществляется с коллекторов котельной "Узловая".

Структура отпуска тепловой энергии (по параметрам пара) от котельных Южного филиала ООО "Газпром энерго" за 2020 год

N п/п	Наименование источника	Отпуск тепловой энергии в 2020 году, тыс. Гкал	Параметры пара/ вид топлива, кГс/см 2
1.	Пусковая котельная
1.1.	Паровые котлы котельной "Пусковая"	1655,154	36-39 (380-420 0С) 4,5-5,06 (160-200 0С)
1.2.	Паровые котлы котельной "Расширение"	346,848	36-39 (380-420 0С) 4,5-6,0 (160-200 0С)
	Котельная "Узловая" пар не отпускает

5.2. Основные характеристики теплосетевого хозяйства ООО "Астраханские тепловые сети"

Теплоснабжение осуществляется от двух крупных источников тепловой энергии - Астраханской ТЭЦ-2, Астраханской ПГУ-235 (котельная "Центральная"), а также малых отопительных котельных, находящихся на балансе ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго", и котельной Т-15, принадлежащей МУП г. Астрахани "Коммунэнерго".

На балансе ООО "Астраханские тепловые сети" находятся водяные тепловые сети общей протяженностью 502,3 км (251,16 км трассы) в однотрубном исчислении условным диаметром от 32 до 1000 мм, из них надземного исполнения - 339,9 км (169,94 км трассы), канального - 117,3 км (58,64 км трассы), бесканального - 45,2 км (22,59 км трассы). Сети построены в период с 1960 по 2011 год. Нуждаются в замене 398,0 км (199,01 км трассы), из них ветхих - 244,0 км (122,01 км трассы).

Суммарная установленная мощность источников теплоснабжения в горячей воде, от которых осуществляется теплоснабжение тепловых сетей ООО "Астраханские тепловые сети", составляет:

всего - 1467,95 Гкал/ч,

в том числе мощность:

до 3 Гкал/ч - 9,14 Гкал/ч (котельные N 2, 5, 13, 21, 22, Т-15, 28);

от 3 до 20 Гкал/ч - 42,016 Гкал/ч (котельные N 12, 15, 16);

свыше 100 Гкал/ч - 1416,80 Гкал/ч (ТЭЦ-2, ПГУ-235, котельная "Центральная").

Число теплоисточников:

всего - 13;

в том числе мощностью:

до 3 Гкал/ч - 7;

от 3 до 20 Гкал/ч - 3;

свыше 100 Гкал/ч - 3.

Отпуск тепловой энергии от теплоисточников осуществляется в горячей воде.

На теплоисточниках ТЭЦ-2, "Центральная", N 5, 12, 15, 16, 21, 22 установлены коммерческие узлы учета тепловой энергии и теплоносителя.

Существующие мощности котельных "Центральная", N 5, 15, 16 в основном превышают величину максимальной присоединенной к тепловой сети нагрузки.

В настоящее время все источники теплоснабжения в городе Астрахани работают локально, каждый на свою зону. Тепловые сети выполнены по тупиковой схеме, двухтрубными либо четырехтрубными (в одном канале проложены сети отопления и горячего водоснабжения), циркуляционными, подающими одновременно тепловую энергию на отопление, вентиляцию, технологические нужды и горячее водоснабжение.

Система теплоснабжения:

- на котельных "Центральная", N 2, 5, 12, 15, 16, 22, 28 - закрытая;

- на теплоисточниках ТЭЦ-2, N 15, 21 - открытая.

Система горячего водоснабжения работает круглогодично. Регулирование отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии осуществляется централизованно по качественному методу путем изменения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе по отопительному графику с соблюдением утвержденных температурных графиков.

5.3 Динамика потребления тепловой энергии от электростанций и котельных г. Астрахани за 2016-2020 годы

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	1964	2042	2036	1858	1740
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-2	78	-6	-178	-118
Среднегодовые темпы прироста, %	-0,1	+3,4	-0,3	-8,7	-6,3
Астраханская ТЭЦ-2
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	1515	1692	1691	1554	1483
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	+89	+77	-1	-137	-71
Среднегодовые темпы прироста, %	+6,2	+11,7	0	-8,1	-4,5
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	0	0	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	0	0	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-235
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	230	230	221	211	222
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	+1	0	-9	-10	+11
Среднегодовые темпы прироста, %	+0,4	0	-3,9	-4,5	+5,2
Котельная "Центральная"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	0	0	0	1	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-4	0	0	+1	-1
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	+100	-100
Малые котельные
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	219	120	124	92	78
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-88	-99	+4	-32	-14
Среднегодовые темпы прироста, %	-28,7	-45,2	+3,3	-25,8	-15,2
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	0,0	0	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	0	0	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	0	0

Динамика потребления тепловой энергии по Астраханской области за 2016-2020 годы

Показатели	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	11532,25	13015,75	12110,51	12332,93	11728,41
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	239,16	1483,5	-905,24	222,42	-604,52
Среднегодовые темпы прироста, %	2,07	11,39	-7,47	0,018	-5,154

5.4. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных генерирующих компаний Астраханской области за 2020 год по ООО "Астраханские тепловые сети"

NN п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1704,649	газ
1	Астраханская ТЭЦ-2	1482,962	газ
2	Астраханская ПГУ-235	221,687	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго", МУП г. Астрахани "Коммунэнерго":		57,702	газ
3	N 2	2,93	газ
4	N 3	0,763	мазут
5	N 5	0,487	дизель
6	N 9	2,979	газ
7	N 12	12,565	газ
8	N 15	7,992	газ
9	N 16	10,571	газ
10	N 21	3,124	газ
11	N 22	2,194	газ
12	N 51	8,377	газ
13	N 52	3,17	газ
14	Т-15	2,45	газ
Итого		1762,351

5.5. Отпуск тепловой энергии теплоисточниками г. Астрахани (тыс. Гкал)

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020
Отпуск тепловой энергии электростанциями:
Астраханская ТЭЦ-2	1515	1692	1691	1554	1483
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	0	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-235	230	230	221	211	222
Котельные ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"	219,0	120,0	124,0	93	55
Всего	1964,0	2042,0	2036,0	1858	1760

5.6. Динамика потребления тепловой энергии в 2016-2020 годах (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго")

Показатели	2016	2017	2018	2019	2020
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка котельными	317152	310241	322351	301240	320767
- полезный отпуск котельными	285567	267075	245999	246405	247386
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,384	0,381	0,357	0,322	0,328
- газ (млн куб. м)	43,810	42,872	44,560	41,793	44,356
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):	285567	267075	245999	246405	247386
промышленность	24650	20551	14422	12430	13081
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	214927	202671	187783	193698	193716
коммунально-бытовой сектор	45990	43853	43794	40277	40589

5.7. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от котельных МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" за 2020 год

N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в т.ч.:		298,088
1	котельная N Т-1	133,052	горячая вода, природный газ
2	котельная N Т-2	32,112	горячая вода, природный газ
3	котельная N Т-3	5,066	горячая вода, природный газ
4	котельная N Т-4	19,755	горячая вода, природный газ
5	котельная N Т-6	56,980	горячая вода, природный газ
6	котельная N Т-8	6,348	горячая вода, природный газ
7	котельная N Т-9	2,897	горячая вода, природный газ
8	котельная N Т-10	3,388	горячая вода, природный газ
9	котельная N Т-11	1,273	горячая вода, природный газ
10	котельная N Т-12	0,569	горячая вода, природный газ
11	котельная N Т-13	0,283	горячая вода, природный газ
12	котельная N Т-14	0,688	горячая вода, природный газ
13	котельная N Т-15	2,045	горячая вода, природный газ
14	котельная N Т-17	1,809	горячая вода, природный газ
15	котельная N Т-18	0,098	горячая вода, природный газ
16	котельная N Т-19	0,248	горячая вода, природный газ
17	котельная N Т-20	1,409	горячая вода, природный газ
18	котельная N Т-21	1,930	горячая вода, природный газ
19	котельная N Т-22	0,216	горячая вода, природный газ
20	котельная N Т-23	5,070	горячая вода, природный газ
21	котельная N Т-24	0,356	горячая вода, природный газ
22	котельная N Т-25	0,477	горячая вода, природный газ
23	котельная N Т-26	1,371	горячая вода, мазут топочный
24	котельная N Т-27	1,202	горячая вода, мазут топочный
25	котельная N Т-28	0,373	горячая вода, мазут топочный
26	котельная N Т-41	1,233	горячая вода, мазут топочный
27	котельная N Т-43	0,938	горячая вода, мазут топочный
28	котельная N Т-44	15,156	горячая вода, мазут топочный
29	АО "Волгомост"	1,746	горячая вода, природный газ

5.8. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" за 2020 год

NN п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1704,649
1	Астраханская ТЭЦ-2	1482,962	газ
2	Астраханская ПГУ-235	221,687	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:		55,252	газ
3	N 2	2,930	газ
4	N 3	0,763	мазут
5	N 5	0,487	дизель
6	N 9	2,979	газ
7	N 12	12,565	газ
8	N 15	7,992	газ
9	N 16	10,671	газ
10	N 21	3,124	газ
11	N 22	2,194	газ
12	N 51	8,377	газ
13	N 52	3,170	газ
Итого		1759,901

5.9. Динамика потребления тепловой энергии по муниципальным образованиям за 2016-2020 годы

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020
МО "ЗАТО Знаменск"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	162,76	155,65	156,72	156,19	155,67
Источники тепловой энергии, всего	7	7	7	7	7
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	7	7	7	7	7
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	7	7	7	7	7
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Икрянинский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	21,634	18,636	18,593	21,940	30,959
Источники тепловой энергии, всего	4	3	3	4	4
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	4	3	3	4	4
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	4	3	3	4	4
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Черноярский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	28,949	16,765	13,262	13,329	11,396
Источники тепловой энергии, всего	20	16	10	9	8
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	20	16	10	9	8
энергокомпаний
муниципальные	19	14	9	8	8
прочие источники	1	2	1	1	0
МО "Приволжский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	67,86	54,56	57,10	75,00	85,11
Источники тепловой энергии, всего	37	37	37	39	41
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	37	37	37	39	41
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	37	37	37	39	41
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Лиманский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	13,4	12,8	12,6	11,9	11,9
Источники тепловой энергии, всего	2	2	2	2	2
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	2	2	2	2	2
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	2	2	2	2	2
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Красноярский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	37,51	30,88	30,54	30,54	29,83
Источники тепловой энергии, всего	37	35	35	34	34
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	1	1	1	1	1
котельные, всего, в том числе:	36	34	34	33	33
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	36	34	34	33	33
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Наримановский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	38,34	41,59	41,27	40,81	39,73
Источники тепловой энергии, всего	29	29	29	29	32
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	29	29	29	29	32
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	29	29	29	29	32
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Камызякский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	37,72	37,57	33,66	34,12	33,03
Источники тепловой энергии, всего	12	12	11	11	11
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	12	12	11	11	11
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	12	12	11	11	11
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Харабалинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	27,78	24,63	23,72	25,45	23,70
Источники тепловой энергии, всего	14	14	15	15	16
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	14	14	15	15	16
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	13	13	14	14	15
прочие источники	1	1	1	1	1
МО "Ахтубинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	102,47	193,08	192,75	188,76	186,42
Источники тепловой энергии, всего	16	16	16	16	16
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	16	16	16	16	16
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	16	16	16	16	16
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Енотаевский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	30,20	27,46	29,15	28,30	26,18
Источники тепловой энергии, всего	17	19	20	20	20
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	17	19	20	20	20
энергокомпаний
муниципальные	17	19	20	20	20
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Володарский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	21,90	32,00	33,00	33,00	33,00
Источники тепловой энергии, всего	32	32	33	33	33
ТЭЦ, всего, в т.ч.:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	33	33	33	33	33
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	33	33	33	33	33
прочие источники	-	-	-	-	-

5.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2020 год

N	Наименование потребителя, место расположения	Вид деятельности	Годовой объем теплопотребления, тыс. Гкал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Параметры пара	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	2	3	4	5	6	7
1	Государственное автономное учреждение Астраханской области "Спорткомплекс "Звездный", г. Астрахань, ул. Н. Островского, 147	культура	20 276,40	ТЭЦ-2	-	5,41
2	Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Астраханский государственный медицинский университет" Министерства здравоохранения Российской Федерации, г. Астрахань, ул. Бакинская, 121	медицина/федеральный бюджет	12 619,56	ТЭЦ-2	-	5,41
3	Государственное бюджетное учреждение здравоохранения Астраханской области "Областная детская клиническая больница им. Н.Н. Силищевой", г. Астрахань, ул. Медиков, 6	медицина/ бюджет Астраханской области	12 912,37	ТЭЦ-2	-	5,50
4	Общество с ограниченной ответственностью "НОА", г. Астрахань, ул. Куйбышева, 69	производство	17 628,49	ТЭЦ-2	-	4,78
5	Открытое акционерное общество "АстраханьПассажирТранс", г. Астрахань, ул. Энергетическая, 2	производство	3 254,44	Котельная "Центральная"	-	1,79
6	Открытое акционерное общество "Астраханский станкостроительный завод", г. Астрахань, ул. Латышева, 16а	производство	11 148,66	ТЭЦ-2	-	5,49
7	Государственное автономное учреждение культуры Астраханской области "Астраханский государственный театр Оперы и Балета", г. Астрахань, ул. А. Барбюса, 16, литер 1	культура/ бюджет Астраханской области	11 570,18	ТЭЦ-2	-	5,67

5.11. Потребление топлива электростанциями и котельными за 2020 год

Показатели	Всего	в том числе
		газ	уголь	нефтетопливо (мазут)	прочее топливо (котельно-печное)
ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
Всего годовой расход топлива, тыс. т.у.т.	1178,724	1170,292	-	8,403	0,029
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	931,72	927,169	-	4,522	0,029
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	269,991	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	247,004	243,123	-	3,881	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии	141,967	-	-	-	-
в том числе:
Астраханская ТЭЦ-2
Топливо всего, тыс. т.у.т.	520,559	512,372	-	8,188	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	312,680	308,158	-	4,522	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	312,052	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	207,879	204,214	-	3,666	-
Удельный расход тепловой энергии на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	140,178	-	-	-	-
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)
Топливо всего, тыс. т.у.т.	212,625	212,625	-	-	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	212,625	212,625	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	261,574	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	-	-	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	-	-	-	-	-
Астраханская ПГУ-235
Топливо всего, тыс. т.у.т.	439,578	-	-	-	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	406,415	406,386	-	-	0,029
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	248,413	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	33,162	33,162	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	149,591	-	-	-	-
Котельная "Центральная"
Топливо, тыс. т.у.т.	1,855	1,855	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	178,202	-	-	-	-
Малые котельные
Топливо, тыс. т.у.т.	13,067	13,067	-	0,216	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	167,828	-	-	-	-

5.12. Динамика потребления топлива Южным филиалом ООО "Газпром энерго" (млн т.у.т.)

Год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2016	281,000	100	-	-	-	-	-	-	281,000	100
2017	280,000	100	-	-	-	-	-	-	280,000	100
2018	287,000	100	-	-	-	-	-	-	287,000	100
2019	321,000	100	-	-	-	-	-	-	321,000	100
2020	333,000	100	-	-	-	-	-	-	333,000	100

5.13. Единый топливно-энергетический баланс Астраханской области

N пп	Наименование показателей	Единица измерения	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
Суммарный объём внутреннего производства
1	Добыча газа	млн куб. м	10383,3	10784,6	10882,0	11501,3	10506,8
2	Добыча газового конденсата	тыс. тонн	3540	3677,6	3688,8	3887,4	3603,9
3	Добыча нефти	тыс. тонн	2309,7	5541,6	6898,4	7420,9	7422,1
4	Выработка автомобильных бензинов	тыс. тонн	1006,7	927,3	819,8	1008,8	964,5
5	Выработка дизельного топлива	тыс. тонн	661,7	660,9	493,5	688,0	647,2
6	Выработка топочного мазута	тыс. тонн	347	328,4	298	395,4	97,1
7	Выработка сжиженного газа	тыс. тонн	304,7	310,5	283,3	352,5	308,1
8	Выработка товарного газа	млн куб. м	5635,2	5869,7	6122,9	6245,0	6013,3
9	Заготовка топливных дров	тыс. пл. куб. м	6,8	6,2	4,1	2,7	1,7
10	Электроэнергия	млн кВт час	4260,6	4108,4	4066,8	4106,0	4140,8
11.	Тепловая энергия	тыс. Гкал	12593,8	13015,8	13398,8	13418,3	12637,24
Суммарный объём внутреннего потребления
1	Автомобильные бензины, всего	тыс. тонн	260,5	267,0	262,8	236,8	223,2
2	Дизельное топливо	тыс. тонн	90,1 167,9 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"	89,9 165,0 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"	98,1 294,7 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"	62,9 253,6 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"	62,4 247,4 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"
3	Топочный мазут	тыс. тонн	12,9	12,8	13,2	12,1	12,6
4	Топливо печное	тыс. тонн	0	0	0	0	0
5	Керосин осветительный	тыс. тонн	0	0	0	0	0
6	Природный газ всего, - в том числе для бытовых нужд населения	млн куб. м	2162,2 416,3	2187,1 416,2	2206,9 434,9	2129,8 400,8	2066,8 401,2
7	Сжиженный газ всего, - в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	40,9 2,7	40,6 2,4	40,4 2,1	55,3 1,0	53,5 0,9
8	Уголь всего, - в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	12,4 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 3,9	12,0 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 3,4	13,3 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 3,4	8,4 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 1,5	15,3 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 6,5
9	Дрова всего, - том числе для бытовых нужд населения	тыс. пл. куб. м	7,4 6,7	6,7 6,5	4,1 4,0	2,7 2,4	1,8 1,8
10	Авиационное топливо	тыс. тонн	4,9	6,8	6,7	7,0	6,2
11	Электроэнергия	млн кВт час	4066,7	4231,1	4424,4	4285,9	4096,5
12	Тепловая энергия	тыс. Гкал	11532,3	11780,5	12110,5	12332,9	11728,4

6. Особенности функционирования и существующие проблемы электроэнергетики энергосистемы Астраханской области

6.1. Наличие отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети

Технологическое присоединение новых потребителей к ПС 35 кВ Октябрьская, ПС 35 кВ Трусовская, ПС 35 кВ Началово, ПС 35 кВ Кировская возможно только при условии увеличения их трансформаторной мощности по причине загрузки существующих трансформаторов по результатам замеров, превышающей нормативные требования, с учетом величины мощности вновь присоединяемых потребителей в соответствии с заключенными договорами об осуществлении технологического присоединения (с учетом коэффициентов реализации), а также отсутствия возможности перевода нагрузки на другие источники питания в случае отключения (ремонта) одного из трансформаторов на вышеуказанных подстанциях. Анализ фактической загрузки трансформаторов данных подстанций и объем планируемой величины технологического присоединения приведены в разделе 12.2, в приложении N 1 к Программе, перечень планируемых к присоединению потребителей приведен в приложении N 2 к Программе.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Следует читать как "в подразделе 12.2"

6.2. Наличие ограничений, связанных с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах

В энергосистеме Астраханской области отсутствуют "узкие места", связанные с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше. Результаты расчетов электроэнергетических режимов приведены в разделе 13.

6.3. Наличие ограничений, связанных с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения

В энергосистеме Астраханской области отсутствуют "узкие места", связанные с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения. Результаты расчетов электроэнергетических режимов приведены в разделе 13.

7. Основные направления развития электроэнергетики Астраханской области

За основу прогноза роста спроса на электроэнергию и мощность, основных вводов генерирующей мощности и электросетевых объектов 220 кВ приняты материалы проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2021-2027 годы.

Прогноз потребления электрической энергии и мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2021-2026 годы

Наименование показателя	Единицы измерения	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электроэнергии	млн кВт*ч	4318	4332	4425	4437	4431	4471
Среднегодовые темпы прироста	%	3,6	0,3	2,1	0,3	-0,1	0,9
Максимальная мощность	МВт	710	713	728	728	736	736
Среднегодовые темпы прироста	%	0,9	0,4	2,1	0,0	1,1	0,0

8. Прогноз потребления тепловой энергии и топлива на период 2021-2026 годов

8.1. Прогноз потребления тепловой энергии (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго")

Наименование показателя	2021	2022	2023	2024	2025	2026
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (тыс. Гкал):
- выработка котельными	309,807	309,807	309,807	309,807	309,807	309,807
- полезный отпуск котельными	246,139	246,139	246,139	246,139	246,139	246,139
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,327	0,327	0,327	0,327	0,327	0,327
- газ (млн куб. м)	44,085	44,085	44,085	44,085	44,085	44,085
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии по основным потребителям (тыс. Гкал):	246,139	246,139	246,139	246,139	246,139	246,139
промышленность	12,713	12,713	12,713	12,713	12,713	12,713
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	188,062	188,062	188,062	188,062	188,062	188,062
коммунально-бытовой сектор	45,364	45,364	45,364	45,364	45,364	45,364

8.2. Прогноз потребления топлива электростанциями и котельными энергосистемы Астраханской области

Подразделение	Вид топлива	Единица измерения	2021	2022	2023	2024	2025	2026
АО "ТЭЦ-Северная"	газ	тыс. т.у.т.	25,598	25,598	25,598	25,598	25,598	25,598
Астраханская ТЭЦ-2	газ	млн м 3	591,906	591,906	591,906	591,906	591,906	591,906
	мазут	тыс. тонн	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	газ	млн м 3	166,447	175,543	175,543	175,543	175,543	175,543
Астраханская ПГУ-235	газ	млн м 3	350,164	348,101	348,101	348,101	348,101	348,101
	дизель	тыс. тонн	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020
Котельные	газ	млн м 3	11,148	11,148	11,148	11,148	11,148	11,148
	мазут	тыс. тонн	-	-	-	-
	дизель	тыс. тонн	-	-	-	-
Всего	газ	млн м 3	1145,26	1152,29	1152,29	1152,29	1152,29	1152,29
	мазут	тыс. тонн	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
	дизель	тыс. тонн	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020

8.3. Прогноз потребления топлива электростанциями и котельными ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" (млн т.у.т.)

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2021	1,30093	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30100	100
2022	1,30911	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30918	100
2023	1,30911	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30918	100
2024	1,30911	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30918	100
2025	1,30911	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30918	100
2026	1,30911	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30918	100

Астраханская ТЭЦ-2	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2021	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100
2022	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100
2023	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100
2024	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100
2025	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100
2026	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100

Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2021	0,19339	100							0,19339	100
2022	0,20396	100							0,20396	100
2023	0,20396	100							0,20396	100
2024	0,20396	100							0,20396	100
2025	0,20396	100							0,20396	100
2026	0,20396	100							0,20396	100

Астраханская ПГУ-235	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2021	0,40685	99,99					0,00003	0,007	0,40688	100
2022	0,40445	99,99					0,00003	0,007	0,40449	100
2023	0,40445	99,99					0,00003	0,007	0,40449	100
2024	0,40445	99,99					0,00003	0,007	0,40449	100
2025	0,40445	99,99					0,00003	0,007	0,40449	100
2026	0,40445	99,99					0,00003	0,007	0,40449	100

Котельная "Центральная"	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2021	0,00150	100							0,00150	100
2022	0,00150	100							0,00150	100
2023	0,00150	100							0,00150	100
2024	0,00150	100							0,00150	100
2025	0,00150	100							0,00150	100
2026	0,00150	100							0,00150	100

Малые котельные	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2021	0,01145	100							0,01145	100
2022	0,01145	100							0,01145	100
2023	0,01145	100							0,01145	100
2024	0,01145	100							0,01145	100
2025	0,01145	100							0,01145	100
2026	0,01145	100							0,01145	100

8.4. Прогноз потребления топлива Астраханским территориальным участком Приволжской дирекции по тепловодоснабжению филиала ОАО "РЖД" (млн т.у.т.)

Год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.
2022	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-
2023	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-
2024	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-
2025	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-
2026	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-

8.5. Прогноз потребления топлива Южным филиалом ООО "Газпром энерго"

(млн т.у.т.)

Год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2022	339,000	100	-	-	-	-	-	-	339,000	100
2023	339,000	100	-	-	-	-	-	-	339,000	100
2024	339,000	100	-	-	-	-	-	-	339,000	100
2025	339,000	100							339,000	100
2026	339,000	100							339,000	100

8.6. Прогноз потребления топлива котельными МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" (млн т.у.т.)

Год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2022	49,772	99,07	0,465	0,93	-	-	-	-	50,237	-
2023	49,772	99,07	0,465	0,93	-	-	-	-	50,237	-
2024	49,772	99,07	0,465	0,93	-	-	-	-	50,237	-
2025	49,772	99,07	0,465	0,93	-	-	-	-	50,237
2026	49,772	99,07	0,465	0,93	-	-	-	-	50,237

8.7. Прогноз потребления тепловой энергии.

Прогноз теплопотребления по централизованной зоне теплоснабжения

Потребление тепловой энергии потребителями, Гкал
прогноз	ООО "Астраханские тепловые сети"	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	АО "ТЭЦ-Северная"	всего
2022	1452542,12	246139	107361,30	1806042,42
2023	1452542,12	246139	107361,30	1806042,42
2024	1452542,12	246139	107361,30	1806042,42
2025	1452542,12	246139	107361,30	1806042,42
2026	1452542,12	246139	107361,30	1806042,42
Итого	7262710,60	1230695,00	536806,50	9030212,10

8.8. Прогноз производства тепловой энергии от электростанций и котельных (тыс. Гкал)

N п/п	Наименование	2022	2023	2024	2025	2026
1	ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"	1866,29	1866,29	1866,29	1866,29	1866,29
1.1	Астраханская ТЭЦ -2	1570,21	1570,21	1570,21	1570,21	1570,21
1.2	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	-	-	-	-	-
1.3	Астраханская ПГУ-235	217,78	217,78	217,78	217,78	217,78
1.4	Котельные:	78,30	78,30	78,30	78,30	78,30
1.4.1	Котельная "Центральная"	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0
1.4.2	Малые котельные	69,30	69,30	69,30	69,30	69,30
2	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	309,80	309,80	309,80	309,80	309,80
3	Южный филиал ООО "Газпром энерго"	2163,70	2163,70	2163,70	2163,70	2163,70
4	АО "ТЭЦ - Северная"	190,61	190,61	190,61	190,60	190,61
5	Астраханский участок Приволжской дирекции по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0
6	Муниципальные образования (всего)	784,50	778,28	772,38	764,17	755,61
	всего	5364,90	5358,68	5352,78	5344,56	5336,01

8.9. Прогноз развития теплового хозяйства Астраханской области

В настоящее время тепловые мощности в области сконцентрированы на 420 отопительных котельных суммарной мощностью 2960,7 Гкал/час и на четырех электростанциях - Астраханской ПГУ-235, Астраханской ГРЭС (ПГУ-110), Астраханской ТЭЦ-2, АО "ТЭЦ-Северная".

Развитие теплового хозяйства Астраханской области в основном планируется за счет тепловых сетей г. Астрахани, где намечается массовое строительство жилья: как отдельных многоквартирных домов, так и микрорайонов. К застройке планируются микрорайон Началовский, улицы Плещеева, Бакинская, Бехтерева, Набережная реки Царев, Кирова, Моздокская, переулок Березовский и другие.

В основном снабжение теплом планируемого к строительству жилья в г. Астрахани предполагается осуществлять от централизованных теплоисточников.

Главным направлением остается газификация населенных пунктов Астраханской области. В настоящее время ведутся мероприятия в целях газификации Харабалинского района Астраханской области. Данные мероприятия позволят уйти от теплоснабжения котельных, работающих на мазуте.

Для газификации 11 населенных пунктов Харабалинского района (с. Вольное, с. Селитренное, с. Сероглазово, г. Харабали, с. Тамбовка, п. Ашулук, с. Кочковатка, с. Сасыколи, п. Бугор, с. Михайловка, п. Чапчачи) необходимо осуществить строительство следующих магистральных газопроводов-отводов:

- "Макат - Северный Кавказ - Хошеутово - Вольное - Харабали" протяженностью 79,6 км (строительство завершено в 2020 году);

- "Харабали - Ахтубинск 2 - Ахтубинск 1" протяженностью 180,8 км (ведется разработка проектно-сметной документации).

За счет средств бюджета Астраханской области построены распределительные сети в с. Вольное, п. Сероглазово, с. Тамбовка, п. Ашулук Харабалинского района, ввод в эксплуатацию которых планируется осуществить в I - II квартале 2021 года.

В 2021 году продолжаются работы по строительству внутрипоселковых газораспределительных сетей г. Харабали и с. Селитренного Харабалинского района. Также планируется приступить к строительству распределительных сетей газоснабжения с. Судочий Яр (с. Тумак) Володарского района.

Для газификации населенных пунктов Черноярского района необходимо осуществить строительство газопровода-отвода "с. Замьяны - ГСП Бугринское" Черноярского района протяженностью 152,3 км.

Планируется газифицировать 12 населенных пунктов Черноярского района: с. Ушаковка, с. Барановка, с. Зубовка, с. Старица, с. Поды, с. Кальновка, с. Солодники, п. Зеленый Сад, с. Ступино, с. Вязовка, п. Раздольный, с. Каменный Яр. В 2020 году разработана проектная документация по строительству объекта "Распределительные сети газоснабжения с. Солодники, п. Зеленый Сад, с. Ушаковка, с. Зубовка Черноярского района" и начаты работы по разработке проектной документации по объекту "Распределительные сети газоснабжения с. Барановка, с. Старица, с. Поды, с. Кальновка, с. Ступино, с. Вязовка, п. Раздольный, с. Каменный Яр Черноярского района".

Данные работы также позволят уйти от мазутных котельных, обеспечивающих в настоящее время теплоснабжением население и социальную сферу.

В 2020 году завершено строительство новой отопительной котельной "КоМБАТ-В-10,0 МВт" вместо морально и физически устаревшей центральной котельной в п. Володарском Володарского района.

Завершено строительство блочно-модульной котельной по ул. 2-й проезд Мостостроителей г. Астрахани вместо морально и физически устаревшей ведомственной котельной "Мостотряд 83".

В с. Ленино и с. Восток Енотаевского района Астраханской области в 2020 году завершено строительство 2-х блочно-модульных котельных для отопления жилого фонда и социальной сферы. Котельные работают в автоматическом режиме, без постоянного присутствия персонала.

Схемы теплоснабжения разрабатывают 23 муниципальных образования. В настоящее время утверждено 23 схемы теплоснабжения населенных пунктов, проводится работа по их ежегодной актуализации. Схема теплоснабжения г. Астрахани до 2031 года утверждена приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29.12.2016 N 1443.

8.10. Перечень планируемых к строительству (реконструкции) источников теплоснабжения (ТЭЦ и крупных котельных) в Астраханской области

Строительство (реконструкция) источников теплоснабжения (ТЭЦ и крупных котельных) в Астраханской области не планируется.

8.11. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на 2021-2026 годы

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час	Протяженность, км	Обоснование необходимости строительства	Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)	Место расположения	Стоимость строительства (или удельные капиталовложения)
1.	Строительство школы	2021	2,52	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-1	г. Астрахань, пер. Грановский	затраты заказчика
2.	Строительство двух 16-этажных жилых домов	2021	0,824	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-1	г. Астрахань, ул. 5-я Керченская	затраты заказчика
3.	Строительство двух 16-этажных жилых домов	2021	2,379	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-44	г. Астрахань, ул. Мелиоративная, 2 "а", 2 "б"	затраты заказчика
4.	Строительство 79-квартирного жилого дома	2021	0,289	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-1	г. Астрахань, ул. Балаковская	затраты заказчика
5.	Строительство физкультурно-оздоровительного комплекса	2021	0,0826	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-10	г. Астрахань, ул. Мытищинская, 47	затраты заказчика
6.	Строительство детского сада на 330 мест	2021	0,824	по ПСД	заявка от заказчика	ПГУ-235	г. Астрахань, ул. 8-я Железнодорожная	затраты заказчика
7.	Строительство детского сада на 140 мест	2021	0,324	по ПСД	заявка от заказчика	Котельная N Т-8	г. Астрахань, ул. 5-я Новолесная	затраты заказчика
	Итого:		7,242

9. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей

9.1. Планируемые вводы электрических станций на 2021-2026 годы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы

N п/п	Наименование объекта, собственник	Вводимая мощность, МВт	Год ввода	Обоснование включения
1.	Пироговская СЭС (ООО "Грин Энерджи Рус")	15	2022	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы
2.	Холмская ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4 (код ГТП GVIE0641) (ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ")	16,8	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Холмская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
3.	Холмская ВЭС, ВЭУ N 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 21 (код ГТП GVIE0642) (ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ")	33,2*
4.	Холмская ВЭС, ВЭУ N 5, 6, 7, 8, 9, 10, 18, 19, 20 (код ГТП GVIE1012) (ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ")	37,8
5.	Черноярская ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 (код ГТП GVIE1002) (ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ")	37,8	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Черноярская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
6.	Старицкая ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 (код ГТП GVIE0636) (ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ")	50*	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Старицкая ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
7.	Излучная ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 11, 16, 17, 18, 19, 20, 21 (код ГТП GVIE0638) (ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ")	50**	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Излучная ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
8.	Излучная ВЭС, ВЭУ N 6, 7, 8, 9, 10, 12, 13, 14, 15 (код ГТП GVIE1001) (ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ")	37,8
9.	Манланская ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 9, 10, 11, 12, 17 (код ГТП GVIE1005) (ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ")	37,8	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Манланская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
10.	Манланская ВЭС, ВЭУ N 5, 6, 7, 8, 13, 14, 15, 16, 18 (код ГТП GVIE1006) (ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ")	37,8

Примечания:

*В соответствии с письмом ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" от 22.01.2021 N ОВ22-2021:

- Холмская ВЭС, ВЭУ N 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 21 (код ГТП GVIE0642) суммарно в объёме 33,6 МВт;

- Старицкая ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 (код ГТП GVIE0636) суммарно в объёме 50,4 МВт.

**В соответствии с письмом ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" от 22.01.2021 N ПтВ26-2021 Излучная ВЭС, ВЭУ N 1,2, 3, 4,5, 11, 16, 17, 18, 19, 20, 21 (код ГТП GVIE0638) суммарно в объёме 50,4 МВт.

9.2. Планируемые выводы из эксплуатации генерирующего оборудования в Астраханской энергосистеме

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на период 2021-2026 годов не планируется.

9.3. Существующие и планируемые к строительству генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется или осуществляется на розничных рынках

Строительство генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется или осуществляется на розничных рынках не запланировано.

10. Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности

10.1. Структура перспективного баланса электроэнергии по территории энергосистемы Астраханской области на 2021-2026 годы (млн кВт*ч)

Наименование	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность (потребление электрической энергии)	4318	4332	4425	4437	4431	4471
Покрытие (производство электрической энергии)	3711	4540	4566	4568	4622	4643
в том числе:
Теплоэлектростанции (ТЭС)	3362	3444	3470	3472	3526	3547
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ)	348	1096	1096	1096	1096	1096
Сальдо перетоков электрической энергии	608	-208	-141	-131	-191	-172

10.2. Структура перспективного баланса мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2021-2026 годы (МВт)

Наименование	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность (собственный максимум)	710	713	728	728	736	736
Покрытие (установленная мощность)	1368	1383	1383	1383	1383	1383
в том числе:
ТЭС	744	744	744	744	744	744
ВИЭ	624	639	639	639	639	639

10.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2021-2026 годы (МВт)

N п/п	Мощность	Год
		Прогноз
		2021	2022	2023	2024	2025	2026
1	Установленная мощность	1368	1383	1383	1383	1383	1383
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	744	744	744	744	744	744
	СЭС	285	300	300	300	300	300
	ВЭС	339	339	339	339	339	339
2	Ограничения мощности (+) / технически возможное превышение над установленной мощностью (-)	634	649	649	649	649	649
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	10	10	10	10	10	10
	СЭС	285	300	300	300	300	300
	ВЭС	339	339	339	339	339	339
3	Располагаемая мощность (1-2)	734	734	734	734	734	734
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	734	734	734	734	734	734
	СЭС	0	0	0	0	0	0
	ВЭС	0	0	0	0	0	0
4	Максимум потребления	710	713	728	728	736	736
5	% по отношению к предыдущему году	0,9	0,4	2,1	0	1,1	0
6	Дефицит (-) / избыток (+) (3-4)	24	21	6	6	-2	-2

11. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 220 кВ и выше на период до 2026 года

11.1. Планируемые вводы крупных потребителей

N п/п	Объект/ собственник	Максимальная мощность, МВт	Год ввода	Источник информации	Точки присоединения
1.	ПС 220 кВ Лотос/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	80	2025	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 09.09.2016 с изменениями от 19.10.2017 и от 01.03.2018 (договор ТП от 22.11.2017 N 22-2017-46/ТП-М1)	Опоры ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань в местах контактного соединения заходов на ПС 220 кВ Лотос с ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань с образованием ЛЭП 220 кВ Астрахань - Лотос и ЛЭП 220 кВ Нефтепровод - Лотос

11.2. Предложения по развитию электрической сети 220 кВ и выше до 2026 года

N п/п	Наименование объекта и мероприятия/ собственник	Характеристики (класс напряжения/ мощность/ протяженность, кВ/МВА/км)	Срок реализации	Обоснование необходимости строительства (возможные риски)	Обоснование включения
1.	Строительство ПС 220 кВ Зубовка трансформаторной мощностью 400 МВА (2х200 МВА)/ ПАО "ФСК ЕЭС"	220 кВ/ 2х200 МВА	2021	Обеспечение выдачи мощности Излучной ВЭС, Манланской ВЭС, Старицкой ВЭС, Холмской ВЭС, Черноярской ВЭС	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Старицкая ВЭС, Холмская ВЭС, Черноярская ВЭС) и ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Излучная ВЭС, Манланская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020. Мероприятие включено в утвержденные приказом Минэнерго РФ от 30.12.2020 N 34@ изменения в инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020-2024 годы (далее - утверждённая ИП ПАО "ФСК ЕЭС")
2.	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2 на ПС 220 кВ Зубовка ориентировочной протяженностью 10 км (2х5 км)/ ПАО "ФСК ЕЭС"	220 кВ/ 2х5 км	2021
3.	Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой двух автотрансформаторов 220/110/35 кВ мощностью 63 МВА на автотрансформаторы 220/110/35 кВ мощностью 125 МВА, замена двух трансформаторов 110/6/6 кВ 25 МВА на два 110/35/6 кВ 25 МВА и установкой БСК 110 кВ мощностью 27,3 Мвар с увеличением трансформаторной мощности на 124 МВА до 300 МВА и протяженностью ВЛ на 1,3 км)/ ПАО "ФСК ЕЭС"	220 кВ/ 2х125 МВА/1,3 км, 110 кВ/ 2х25 МВА/ 27,3 Мвар	2024	Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Мероприятие включено в утверждённую ИП ПАО "ФСК ЕЭС"
4.	Строительство ПС 220 кВ Лотос трансформаторной мощностью 160 МВА (2х80 МВА)/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	220 кВ/ 2х80 МВА	2025	Обеспечение ТП энергопринимающих устройств ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 09.09.2016 с изменениями от 19.10.2017 и от 01.03.2018 (договор ТП от 22.11.2017 N 22-2017-46/ТП-М1)
5.	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань на ПС 220 кВ Лотос ориентировочной протяженностью 1 км (2х0,5 км)/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	220 кВ/ 2х0,5 км	2025

12. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 110 кВ и ниже на период до 2026 года

12.1. Планируемые вводы крупных потребителей (более 5 МВт)

N п/п	Объект/ собственник	Максимальная мощность, МВт	Год ввода	Источник информации	Точки присоединения
1.	Аэродром "Приволжский"/ Региональное управление заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиал федерального казенного предприятия "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации"	14,278 - 2 этап	2021	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств филиала Регионального управления заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиала федерального казенного предприятия "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации" к электрическим сетям АО "Оборонэнерго" от 01.07.2014 с изменениями от 07.10.2016, 25.12.2018, 19.08.2019 и с договором ТП от 01.07.2014 N 1416187380752090942000000/18-2014	РУ-10 кВ ПС 110 кВ Аэродромная
2.	ПС 110 кВ Борзая ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"	21	2021	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1	Новая линейная ячейка 110 кВ в ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Баррикадная

12.2. Предложения по развитию электрической сети напряжением 35-110 кВ на период до 2026 года

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте таблицы допущена опечатка. В настоящей Программе нет приложений 9, 10, 11

Наименование объекта и мероприятия/ собственник	Характеристика объекта (МВА, км)	Год ввода	Обоснование выполнения мероприятий
Реконструкция ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701) без увеличения пропускной способности/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	29,67 км	2023	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 701 от 18.01.2021 (приложение N 9 к Программе). Мероприятие включено в инвестиционную программу ПАО "Россети Юг", утверждённую приказом Минэнерго России от 23.12.2020 N 19@ (далее - утвержденная ИП ПАО "Россети Юг").
Реконструкция ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702) без увеличения пропускной способности/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	19,03 км	2025	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 702 от 18.01.2021 (Приложение N 10 к Программе). Мероприятие включено в утверждённую ИП ПАО "Россети Юг" в части разработки проектно-сметной документации для определения объемов финансовых потребностей и дальнейшего включения в ИП Общества.
Ввод в работу выключателя В-110 ВЛ 172 на ПС 110 кВ ЦРП после его замены/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	-	2021	Отключающая способность выключателя не соответствует текущим уровням токов короткого замыкания. Согласно расчетам филиала АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ выявлено несоответствие отключающей способности выключателя В-110 ВЛ 172 на ПС 110 кВ ЦРП (при номинальном токе отключения, равном 20 кА, величина расчётного тока при однофазном коротком замыкании составляет 20,92 кА). Необходима замена выключателя на выключатель с отключающей способностью не менее 20,92 кА. До замены существующего выключателя филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ разработаны мероприятия для снижения уровней КЗ: отключение ШСВ-110 на ПС 110 кВ ЦРП или не более трёх блоков на Астраханской ТЭЦ-2. Согласно проектной и рабочей документации по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ ЦРП с заменой выключателей 110 кВ на присоединениях ВЛ 110 кВ N 171,172, Приволжский район Астраханской области (элегазовый выключатель - 2 шт.)", согласованной филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ письмом от 17.11.2020 N Р11-б1-III-19-1470, предполагается замена масляного выключателя В-110 ВЛ 172 с отключающей способностью 20 кА на элегазовый выключатель 110 кВ с отключающей способностью 40 кА. Справка о выполнении технических решений по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ ЦРП с заменой выключателей 110 кВ на присоединениях ВЛ 110 кВ N 171,172, Приволжский район Астраханской области (элегазовый выключатель - 2 шт.)" согласована филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ письмом от 18.12.2020 N Р11-б1-III-19-1615. В-110 ВЛ 171 на ПС 110 кВ ЦРП введён в работу 02.03.2021. Мероприятие включено в утверждённую ИП ПАО "Россети Юг".
Строительство ПС 110 кВ Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"	1х25 МВА	2021	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1
Строительство КВЛ 110 кВ Баррикадная - Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"	2,3 км	2021
Реконструкция ПС 220 кВ Баррикадная с сооружением одной линейной ячейки 110 кВ/ ПАО "ФСК ЕЭС"	-	2021	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "ФСК ЕЭС".
Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой трансформаторов 2х10 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый и увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 176 МВА (2х25 МВА)/ ПАО "ФСК ЕЭС"	2х25 МВА	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утверждённые ТУ на ТП объектов электросетевого хозяйства АО "Оборонэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 23.07.2015 с изменениями от 21.11.2017 (договор ТП от 15.09.2015 N 22-2015-29). Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "ФСК ЕЭС"
Реконструкция ПС 35 кВ Началово с заменой трансформаторов*/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	2х16 МВА	2024	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 6,3 МВА и 7,5 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (16.12.2020) составила 11,6 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,65 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 6,3 МВА и 7,5 МВА на трансформаторы 2х16 МВА. Мероприятие включено в утверждённую ИП ПАО "Россети Юг" в части разработки проектно-сметной документации для определения объемов финансовых потребностей и дальнейшего включения в ИП Общества.
Реконструкция ПС 35 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов*/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	2х10 МВА	2026	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 2х6,3 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (16.12.2020) составила 9,7 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,146 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе), отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2х6,3 МВА на трансформаторы 2х10 МВА.
Реконструкция ПС 35 кВ Трусовская с заменой трансформаторов*/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	2х25 МВА	2023	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 1х12,5 МВА и 1х20 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (21.12.2016) составила 15,4 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,208 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе) отключение трансформатора мощностью 20 МВА может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора мощностью 12,5 МВА (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Трансформатор Т-2 мощностью 20 МВА имеет неудовлетворительное техническое состояние. Акт технического освидетельствования ПС 35/6 кВ Трусовская от 16.02.2021 (Приложение N 11 к Программе). Необходима замена трансформаторов мощностью 12,5 МВА и 20 МВА на трансформаторы 2х25 МВА. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "Россети Юг".
Реконструкция ПС 35 кВ Кировская с заменой трансформаторов*/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	2x16 МВА	2026	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 2х10 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (19.12.2018) составила 10,7 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,143 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе), отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2х10 МВА на трансформаторы 2х16 МВА.

* В рамках данных мероприятий предполагается развитие сетей в части цифровизации (соответствует концепции цифровизации сетей на 2018-2030 годы, разработанной в ПАО "Россети"). Необходима дополнительная проработка в составе проектной работы на основании технико-экономического обоснования.

Развитие распределительных электрических сетей 6-10 кВ предусматривает новое строительство и реконструкцию существующих объектов, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии, разукрупнение сетей, отходящих от центров питания, а также поэтапный перевод с напряжения 6 кВ на 10 кВ.

12.3. Предложения по выдаче мощности планируемых к строительству солнечных и ветровых электрических станций, перечисленных в пункте 9.1 раздела 9

N п/п	Наименование объекта	Вводимая мощность, МВт	Схема выдачи (ЛЭП, ПС)	Обоснование
1.	Пироговская СЭС (ООО "Грин Энерджи Рус")	15	Информация о схеме выдачи отсутствует	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы
2.	Холмская ВЭС (ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ")	87,8	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Холмская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
3.	Черноярская ВЭС (ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ")	37,8	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Черноярская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
4.	Старицкая ВЭС (ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ")	50	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Старицкая ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
5.	Излучная ВЭС (ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ")	87,8	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Излучная ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
6.	Манланская ВЭС (ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ")	75,6	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Манланская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020

12.4. Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 35-110 кВ на период 2021-2026 годов

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2026 г.

2021-2026 гг.

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

110 кВ

2,3

75

29,67

19,03

48,7

75

35 кВ

50

32

52

134

Схема энергосистемы Астраханской области (нормальный режим) по состоянию на 01.01.2021 приведена в приложении N 5 к Программе

Схема энергосистемы Астраханской области (нормальный режим) с учетом перспективного развития до 2026 года приведена в приложении N 6 к Программе.

Карта-схема развития электрических сетей 110 кВ и выше Астраханской области на 2021 год приведена в приложении N 7 к Программе.

Карта-схема развития электрических сетей 110 кВ и выше Астраханской области на 2026 год приведена в приложении N 8 к Программе.

13. Расчёты электроэнергетических режимов

В ходе разработки Программы выполнены расчеты перспективных электрических режимов на период 2022-2026 годов в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утверждёнными приказом Минэнерго РФ от 03.08.2018 N 630 и Национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования", утвержденным приказом Росстандарта от 19.11.2019 N 1196-ст.

Схемы потокораспределения электрической сети на 2022 и 2026 годы (нормальный режим на летний и зимний максимум и минимум нагрузок, в том числе на температуру наружного воздуха +10 С) приведены в приложении N 3 к Программе.

Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше на 2022 и 2026 годы (ремонтные и аварийные режимы на летний и зимний максимум и минимум нагрузок, в том числе на температуру наружного воздуха +10 С) приведены в приложении N 4 к Программе.

По результатам расчётов электроэнергетических режимов выхода параметров из области допустимых значений не выявлено.

14. Баланс реактивной мощности

14.1. Баланс реактивной мощности Астраханской энергосистемы на 2022 год

Наименование	Зима максимум		Зима минимум		Лето максимум		Лето минимум
	+10 оС	-22 оС	+10 оС	-22 оС	+25 оС	+35 оС	+25 оС
Потребность
Нагрузка потребителей	164,95	220,34	147,5	198,26	241,92	275,33	169,86
Потери	90,74	110,35	98,13	83,46	69,27	104,8	40,58
Выдача в другие энергосистемы	162	160,9	137	147	164	175,4	191
ШР ПС 500 кВ Астрахань	130	130	130	130	130	130	130
Итого потребность	547,69	621,59	512,63	558,72	605,19	685,53	531,44
Генерация
Генерация станций	113,96	194,61	95,7	151,71	167,99	184,18	117,61
Генерация БСК и ИРМ	0	0	0	0	27	27	0
Генерация ЛЭП	417,73	409,98	411,33	400,41	404,2	462,35	396,83
Получение из других энергосистем	16	17	5,6	6,6	6	12	17
Итого покрытие	547,69	621,59	512,63	558,72	605,19	685,53	531,44

Из приведенного баланса реактивной мощности видно, что энергосистема Астраханской области в 2022 году является избыточной. Основным источником реактивной мощности является зарядная мощность линий.

Покрытие потребности энергосистемы Астраханской области в реактивной мощности в зимний максимум нагрузки 2022 года обеспечивается:

за счет генераторов электростанций:

- при +10 ^оС - на 21%;

- при -22 ^оС - на 31%;

за счет генерации ЛЭП:

- при +10 ^оС - на 76%;

- при -22 ^оС - на 66%;

за счет генерации компенсирующих устройств (далее - КУ) - на 0%;

за счет получения реактивной мощности из других энергосистем:

- при +10 ^оС - на 3%;

- при -22 ^оС - на 3%.

Покрытие потребности энергосистемы Астраханской области в реактивной мощности в зимний минимум нагрузки 2022 года обеспечивается:

за счет генераторов электростанций:

- при +10 ^оС - на 19%;

- при -22 ^оС - на 27%;

за счет генерации ЛЭП:

- при +10 ^оС - на 80%;

- при -22 ^оС - на 72%;

за счет генерации КУ - на 0%;

за счет получения реактивной мощности из других энергосистем:

- при +10 ^оС - на 1%;

- при -22 ^оС - на 1%.

Покрытие потребности энергосистемы Астраханской области в реактивной мощности в летний максимум нагрузки 2022 года обеспечивается:

за счет генераторов электростанций:

- при +25 ^оС - на 28%;

- при +35 ^оС - на 27%;

за счет генерации ЛЭП:

- при +25 ^оС - на 67%;

- при +35 ^оС - на 67%;

за счет генерации - КУ:

- при +25 ^оС - на 4%;

- при +35 ^оС - на 4%;

за счет получения реактивной мощности из других энергосистем:

- при +25 ^оС - на 1%;

- при +35 ^оС - на 2%.

Покрытие потребности энергосистемы Астраханской области в реактивной мощности в летний минимум нагрузки 2022 года (при +25 ^оС) обеспечивается:

за счет генераторов электростанций - на 22%;

за счет генерации ЛЭП - на 75%;

за счет генерации КУ - на 0%;

за счет получения реактивной мощности из других энергосистем - на 3%.

В 2022 г. напряжения в энергосистеме Астраханской области в режимах зимних максимальных нагрузок (+10 ^оС, -22 ^оС) находятся:

- в узлах сети 110 кВ - в пределах 113-123 кВ;

- в узлах сети 220 кВ - в пределах 232-244 кВ.

В 2022 г. напряжения в энергосистеме Астраханской области в режимах зимних минимальных нагрузок (+10 ^оС, -22 ^оС) находятся:

- в узлах сети 110 кВ - в пределах 113-123 кВ;

- в узлах сети 220 кВ - в пределах 233-245 кВ.

В 2022 г. напряжения в энергосистеме Астраханской области в режимах летних максимальных нагрузок (+25 ^оС, +35 ^оС) находятся:

- в узлах сети 110 кВ - в пределах 113-122 кВ;

- в узлах сети 220 кВ - в пределах 230-237 кВ;

В 2022 г. напряжения в энергосистеме Астраханской области в режимах летних минимальных нагрузок находятся:

- в узлах сети 110 кВ - в пределах 114-123 кВ;

- в узлах сети 220 кВ - в пределах 232-240 кВ.

Выполненные расчеты на 2022 год показывают, что во всех режимах энергосистема Астраханской области является избыточной по реактивной мощности, уровни напряжения находятся в допустимых пределах. Следовательно, установка дополнительных компенсирующих устройств не требуется.

14.2. Баланс реактивной мощности Астраханской энергосистемы на 2026 год

Наименование	Зима максимум		Зима минимум		Лето максимум		Лето минимум
	+10 оС	-22 оС	+10 оС	-22 оС	+25 оС	+35 оС	+25 оС
Потребность
Нагрузка потребителей	170,24	228,54	151,57	205,49	249,39	285,16	173
Потери	88,23	116,18	95,67	83,86	68,36	101,66	109,52
Выдача в другие энергосистемы	161,2	156,8	138,3	146,5	166,7	172,9	77,8
ШР ПС 500 кВ Астрахань	130	130	130	130	130	130	130
Итого потребность	549,67	631,52	515,54	565,85	614,45	689,72	490,32
Генерация
Генерация станций	128,11	214,08	99,81	160,29	177,6	184,71	56,94
Генерация БСК и ИРМ	0	0	0	0	27	27	0
Генерация ЛЭП	410,56	406,44	409,73	398,96	403,85	465,01	391,38
Получение из других энергосистем	11	11	6	6,6	6	13	42
Итого покрытие	549,67	631,52	515,54	565,85	614,45	689,72	490,32

Из приведенного баланса реактивной мощности видно, что энергосистема Астраханской области в 2026 году является избыточной. Основным источником реактивной мощности является зарядная мощность линий.

Покрытие потребности энергосистемы Астраханской области в реактивной мощности в зимний максимум нагрузки 2026 года обеспечивается:

за счет генераторов электростанций:

- при +10 ^оС - на 23%;

- при -22 ^оС - на 34%;

за счет генерации ЛЭП:

- при +10 ^оС - на 75%;

- при -22 ^оС - на 64%;

за счет генерации КУ - на 0%;

за счет получения реактивной мощности из других энергосистем:

- при +10 ^оС - на 2%;

- при -22 ^оС - на 2%.

Покрытие потребности энергосистемы Астраханской области в реактивной мощности в зимний минимум нагрузки 2026 года обеспечивается:

за счет генераторов электростанций:

- при +10 ^оС - на 19%;

- при -22 ^оС - на 28%;

за счет генерации ЛЭП:

- при +10 ^оС - на 79%;

- при -22 ^оС - на 71%;

за счет генерации КУ - на 0%;

за счет получения реактивной мощности из других энергосистем:

- при +10 ^оС - на 2%;

- при -22 ^оС - на 1%.

Покрытие потребности энергосистемы Астраханской области в реактивной мощности в летний максимум нагрузки 2026 года обеспечивается:

за счет генераторов электростанций:

- при +25 ^оС - на 29%;

- при +35 ^оС - на 27%;

за счет генерации ЛЭП:

- при +25 ^оС - на 66%;

- при +35 ^оС - на 67%;

за счет генерации - КУ:

- при +25 ^оС - на 4%;

- при +35 ^оС - на 4%;

за счет получения реактивной мощности из других энергосистем:

- при +25 ^оС - на 1%;

- при +35 ^оС - на 2%.

Покрытие потребности энергосистемы Астраханской области в реактивной мощности в летний минимум нагрузки 2026 года (при +25 ^оС) обеспечивается:

за счет генераторов электростанций - на 12%;

за счет генерации ЛЭП - на 80%;

за счет генерации КУ - на 0%;

за счет получения реактивной мощности из других энергосистем - на 8%.

В 2026 г. напряжения в энергосистеме Астраханской области в режимах зимних максимальных нагрузок (+10 ^оС, -22 ^оС) находятся:

- в узлах сети 110 кВ - в пределах 113-123 кВ;

- в узлах сети 220 кВ - в пределах 232-244 кВ.

В 2026 г. напряжения в энергосистеме Астраханской области в режимах зимних минимальных нагрузок (+10 ^оС, -22 ^оС) находятся:

- в узлах сети 110 кВ - в пределах 113-123 кВ;

- в узлах сети 220 кВ - в пределах 232-245 кВ.

В 2026 г. напряжения в энергосистеме Астраханской области в режимах летних максимальных нагрузок (+25 ^оС, +35 ^оС) находятся:

- в узлах сети 110 кВ - в пределах 113-122 кВ;

- в узлах сети 220 кВ - в пределах 230-237 кВ;

В 2026 г. напряжения в энергосистемы Астраханской области в режимах летних минимальных нагрузок находятся:

- в узлах сети 110 кВ - в пределах 114-123 кВ;

- в узлах сети 220 кВ - в пределах 232-240 кВ.

Выполненные расчеты на 2026 год показывают, что во всех режимах энергосистема Астраханской области является избыточной по реактивной мощности, уровни напряжения находятся в допустимых пределах. Следовательно, установка дополнительных компенсирующих устройств не требуется.

15. Итоговый перечень мероприятий по развитию электроэнергетической системы Астраханской области на период до 2026 года

N п/п	Наименование объекта электроэнергетики / наименование организации, ответственной за реализацию мероприятия	Наименование мероприятия	Параметры оборудования до реконструкции (класс напряжения/ протяженность/ мощность)	Параметры оборудования после реконструкции или строительства (класс напряжения/ протяженность/ мощность)	Срок реализации	Обоснование необходимости реализации мероприятия
1.	Пироговская СЭС/ ООО "Грин Энерджи Рус"	Строительство Пироговской СЭС	-	15 МВт	2022	Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы.
2.	Холмская ВЭС/ ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ"	Строительство Холмской ВЭС	-	35 кВ/ 87,8 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ". Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы.
3.	Черноярская ВЭС/ ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ"	Строительство Черноярской ВЭС	-	35 кВ/ 37,8 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ". Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы.
4.	Старицкая ВЭС/ ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ"	Строительство Старицкой ВЭС	-	35 кВ/ 50 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ". Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы.
5.	Излучная ВЭС/ ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ"	Строительство Излучной ВЭС	-	35 кВ/ 87,8 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ". Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы.
6.	Манланская ВЭС/ ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ"	Строительство Манланской ВЭС	-	35 кВ/ 75,6 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ". Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы.
7.	ПС 220 кВ Зубовка/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Строительство ПС 220 кВ Зубовка трансформаторной мощностью 400 МВА (2х200 МВА)	-	220 кВ/ 2х200 МВА	2021	Обеспечение выдачи мощности Излучной ВЭС, Манланской ВЭС, Старицкой ВЭС, Холмской ВЭС, Черноярской ВЭС. Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы.
8.	Заходы ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2 на ПС 220 кВ Зубовка/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2 на ПС 220 кВ Зубовка ориентировочной протяженностью 10 км (2х5 км)	-	220 кВ/ 2х5 км	2021
9.	ПС 220 кВ Лотос/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	Строительство ПС 220 кВ Лотос трансформаторной мощностью 160 МВА (2х80 МВА)	-	220 кВ/ 2х80 МВА	2025	Обеспечение ТП энергопринимающих устройств ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"
10.	Заходы ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань на ПС 220 кВ Лотос/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань на ПС 220 кВ Лотос ориентировочной протяженностью 1 км (2х0,5 км)	-	220 кВ/ 2х0,5 км	2025
11.	ПС 220 кВ Владимировка/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой двух автотрансформаторов 220/110/35 кВ мощностью 63 МВА на автотрансформаторы 220/110/35 кВ мощностью 125 МВА, замена двух трансформаторов 110/6/6 кВ 25 МВА на два 110/35/6 кВ 25 МВА и установкой БСК 110 кВ мощностью 27,3 Мвар с увеличением трансформаторной мощности на 124 МВА до 300 МВА и протяженностью ВЛ на 1,3 км)	220 кВ/ 2х63 МВА 110 кВ/ 2х10 МВА	220 кВ/ 2х125 МВА/1,3 км, 110 кВ/ 2х25 МВА/ 27,3 Мвар	2024	Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС". Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы.
12.	ПС 220 кВ Владимировка/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой трансформаторов 2х10 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый и увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 176 МВА (2х25 МВА)	110 кВ/ 2х10 МВА	110 кВ/ 2х25 МВА	2021	Обеспечение ТП объектов электросетевого хозяйства АО "Оборонэнерго". Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы.
13.	ПС 110 кВ Баррикадная/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Баррикадная с сооружением одной линейной ячейки 110 кВ	-	-	2021	Обеспечение ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"
14.	ПС 110 кВ Борзая с КВЛ 110 кВ Баррикадная - Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР")	Строительство ПС 110 кВ Борзая с установкой одного трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА	-	110 кВ/ 1х25 МВА	2021	Обеспечение ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"
		Строительство КВЛ 110 кВ Баррикадная - Борзая	-	110 кВ/ 2,3 км	2021
15.	ПС 110 кВ ЦРП/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго")	Ввод в работу выключателя В-110 ВЛ 172 на ПС 110 кВ ЦРП после его замены	-	-	2021	Отключающая способность выключателя согласно расчетам не соответствует текущим уровням токов короткого замыкания
16.	ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701)/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701) без увеличения пропускной способности	110 кВ/ 26,59 км	29,67 км	2023	Реконструкция по техническому состоянию
17.	ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702)/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702) без увеличения пропускной способности	110 кВ/ 18,87 км	19,03 км	2025	Реконструкция по техническому состоянию
18.	ПС 35 кВ Началово/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ПС 35 кВ Началово с заменой трансформаторов	35 кВ/ 1х6,3 МВА; 1х7,5 МВА	2х16 МВА	2024	Ликвидация перегрузки оборудования, ограничения электроснабжения потребителей, обеспечение возможности присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами
19.	ПС 35 кВ Октябрьская/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ПС 35 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов	35 кВ/ 2х6,3 МВА	2х10 МВА	2026	Ликвидация перегрузки оборудования, ограничения электроснабжения потребителей, обеспечение возможности присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами
20.	ПС 35 кВ Трусовская/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ПС 35 кВ Трусовская с заменой трансформаторов	35 кВ/ 1х12,5 МВА; 1х20 МВА	35 кВ/ 2х25 МВА	2023	Ликвидация перегрузки оборудования, ограничения электроснабжения потребителей, обеспечение возможности присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами, а также реконструкция по техническому состоянию
21.	ПС 35 кВ Кировская/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ПС 35 кВ Кировская с заменой трансформаторов	35 кВ/ 2х10 МВА	2х16 МВА	2026	Ликвидация перегрузки оборудования, ограничения электроснабжения потребителей, обеспечение возможности присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами

Приложение N 1
к Программе

Фактическая и перспективная загрузка
трансформаторов и объем планируемой величины технологического присоединения к подстанциям, указанным в разделе 6.1

N п/п	Наименование подстанции	Класс напряжения	Суммарная установленная мощность трансформаторов Sуст., в том числе с разбивкой по трансформаторам			Фактическая загрузка подстанции по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (2016-2020 гг.)		Мощность по заключенным договорам с учётом коэффициента реализации		Загрузка подстанции с учетом заключенных договоров в режиме N-1 (отключение одного из трансформаторов)
			Sуст	Т-1	Т-2
		кВ	МВА			МВА	%	МВт	МВА	%
1	2	3	4			5	6	7	8	9
1.	ПС 35 кВ Началово	35/6	13,8	6,3	7,5	11,6	184,1	0,650	0,72	195,6
2.	ПС 35 кВ Трусовская	35/6	32,5	12,5	20	15,4	123,2	0,208	0,23	125,0
3.	ПС 35 кВ Октябрьская	35/6	12,6	6,3	6,3	9,7	153,9	0,146	0,16	156,5
4.	ПС 35 кВ Кировская	35/6	20	10	10	10,7	102	0,143	0,16	108,6

Приложение N 2
к Программе

Перечень
планируемых к присоединению потребителей к подстанциям, указанным в разделе 6.1

Номер заявки на ТП	Наименование объекта присоединения	Местонахождение энергопринимающих устройств (область, город, поселок и др.)	Запрашиваемая максимальная мощность, кВт	Мощность с учетом коэффициентов реализации, кВт	Номер договора	Дата заключения договора ТП
ПС 35 кВ Началово
	Всего (объекты присоединения мощностью менее 670 кВт)		3248	649,6
ПС 35 кВ Октябрьская
	Всего (объекты присоединения мощностью менее 670 кВт)		730	146
ПС 35 кВ Трусовская
	Всего (объекты присоединения мощностью менее 670 кВт)		1039	207,8
ПС 35 кВ Кировская
	Всего (объекты присоединения мощностью менее 670 кВт)		715,5	143,1

Приложение N 3
к Программе

Схемы
потокораспределения электрической сети на 2022 и 2026 годы (нормальный режим на летний и зимний максимум и минимум нагрузок, в том числе на температуру наружного воздуха +10 С)

ГАРАНТ:

Текст Схем не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Приложение N 4
к Программе

Схемы
потокораспределения в сети 110 кВ и выше на 2022 и 2026 годы (ремонтные и аварийные режимы на летний и зимний максимум и минимум нагрузок, в том числе на температуру наружного воздуха +10 С)

ГАРАНТ:

Текст Схем не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Приложение N 5
к Программе

Схема
энергосистемы Астраханской области (нормальный режим) на 01.01.2021

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Приложение N 6
к Программе

Схема
энергосистемы Астраханской области (нормальный режим) с учетом перспективного развития до 2026 года

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Приложение N 7
к Программе

Карта-схема
развития электрических сетей 110 кВ и выше Астраханской области на 2021 год

ГАРАНТ:

Текст Карты-схемы не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Параметры строящихся и реконструируемых в 2021 году объектов указаны в пункте 15 Программы.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Следует читать как "в разделе 15"

Приложение N 8
к Программе

Карта-схема
развития электрических сетей 110 кВ и выше Астраханской области на 2026 год

ГАРАНТ:

Текст Карты-схемы не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Параметры и годы ввода строящихся и реконструируемых до 2026 года объектов указаны в пункте 15 Программы.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Следует читать как "в разделе 15"