Постановление Губернатора Саратовской области от 29 апреля 2022 г. N 146 "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2023-2027 годы"

ГАРАНТ:

Об энергосбережении в Саратовской области см. Закон Саратовской области от 2 июня 2005 г. N 58-ЗСО

На основании Устава (Основного Закона) Саратовской области и в целях развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей постановляю:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2023-2027 годы.

ГАРАНТ:

Пункт 2, вступает в силу с 1 января 2023 г.

2. Признать утратившим силу постановление Губернатора Саратовской области от 30 апреля 2021 года N 220 "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2022-2026 годы".

3. Министерству информации и печати области опубликовать настоящее постановление в течение десяти дней со дня его подписания.

4. Настоящее постановление вступает в силу со дня его подписания, за исключением пункта 2, вступающего в силу с 1 января 2023 года.

Губернатор Саратовской области

В.В.Радаев

УТВЕРЖДЕНЫ
постановлением Губернатора
Саратовской области
от 29 апреля 2022 года N 146

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2023-2027 годы

Паспорт Программы

Наименование Программы	Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2023-2027 годы (далее - Программа)
Основание для разработки Программы	Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"
Государственный заказчик	министерство промышленности и энергетики области
Основной разработчик Программы	министерство промышленности и энергетики области; АО "НТЦ ЕЭС"
Цели Программы	развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей; обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность; формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство, в том числе техническое перевооружение и реконструкцию объектов электроэнергетики
Задачи Программы	обеспечение надежного функционирования энергетической системы области; обеспечение баланса между производством и потреблением в энергетической системе области, в том числе предотвращение возникновения дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей; скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей; обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса области, транспортной инфраструктуры, программы (схемы) территориального планирования области и схемы и программы перспективного развития электроэнергетики области
Важнейшие оценочные показатели Программы	снижение потерь электрической энергии в распределительных сетях с 15,54 процента (в 2022 году) от величины полезного отпуска в сеть до 14,55 процента от величины полезного отпуска в сеть к 2027 году; выполнение реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей в 2022-2027 годах, необходимых для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии энергосистемы на территории Саратовской области, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям (таблица 1 приложения N 3)
Сроки и этапы реализации Программы	2023-2027 годы
Исполнители основных мероприятий	министерство промышленности и энергетики области, электросетевые, генерирующие компании (по согласованию)
Объемы и источники обеспечения Программы	финансирование мероприятий в соответствии с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики определено в объеме 100327,31 млн рублей (с учетом 2022 года прогнозно, приложение N 4), из них: 2022 год - 17749,23 млн рублей; 2023 год - 31503,58 млн рублей; 2024 год - 11310,97 млн рублей; 2025 год - 13549,36 млн рублей; 2026 год - 20661,31 млн рублей; 2027 год - 5552,86 млн рублей. Реализация Программы предусмотрена за счет собственных средств организаций (прогнозно)
Ожидаемые конечные результаты реализации Программы	в ходе реализации программных мероприятий запланировано: ввод генерирующих мощностей - 302,9 МВт; ввод трансформаторной мощности с высшим классом напряжения 110 кВ - 416 МВА; реконструкция и строительство воздушных и кабельных линий электропередач классом напряжения 110 кВ и выше - 49,926 км; при этом согласно намерениям субъектов электроэнергетики по электросетевым объектам с классом напряжения ниже 110 кВ в соответствии с инвестиционными программами запланировано: ввод трансформаторной мощности - 272 МВА; реконструкция и строительство воздушных и кабельных линий электропередач - 1950,4 км
Система организации контроля за исполнением Программы	контроль за исполнением Программы осуществляет министерство промышленности и энергетики области в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"

Перечень сокращений и обозначений

В настоящей программе применяют следующие сокращения и обозначения:

АДТН - аварийно допустимая токовая нагрузка

АО - акционерное общество

АОПО - автоматика ограничения токовой перегрузки оборудования

АОСН - автоматика ограничения снижения напряжения

АТ - автотрансформатор

АЭС - атомная электростанция

БСК - батарея статических конденсаторов

В - выключатель

ВЛ - воздушная линия электропередачи

ВЭБ - выключатель элегазовый баковый

г/а пов.-лопаст. верт. - гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки

ГРЭС - государственная районная электростанция

ГТУ - газотурбинная установка

ДДТН - длительно допустимая токовая нагрузка

ЗАО - закрытое акционерное общество

ИТС - индекс технического состояния трансформаторного оборудования

ЛЭП - линия электропередачи

МВ - масляный выключатель

ОАО - открытое акционерное общество

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ОРУ - открытое распределительное устройство

ОЭЗ ППТ - особая экономическая зона промышленно-производственного типа

ОЭС Средней Волги - объединенная энергосистема Средней Волги

ПАО - публичное акционерное общество

ПАР - послеаварийный режим

ПС - электрическая подстанция

РДУ - региональное диспетчерское управление

РУ - распределительное устройство

СВ - секционный выключатель

СМВ - секционный масляный выключатель

СШ - система шин

ТГ - турбогенератор

ТНВ - температура наружного воздуха

тр-р - трансформатор

ТЭС - теплоэлектростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

ШР - шинный разъединитель

ЭС - энергосистема

- длительно допустимый ток

- номинальный ток

Введение

Основной целью выполнения схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2023-2027 годы является разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики на территории Саратовской области.

Задачами программы являются:

разработка предложений по развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Саратовской области на прогнозный период 2023-2027 годы по годам (с приведением информации по 2022 году);

разработка предложений по развитию электрической сети номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Саратовской области на прогнозный период 2023-2027 годы (с приведением информации по 2022 году) для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;

обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса Саратовской области, в том числе с учетом размещения объектов генерации, использующих возобновляемые источники энергии.

Программа выполнена на основании (с учетом):

генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2030 года;

проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2022-2028 годы (далее - проект СиПР ЕЭС России 2022-2028);

сведений о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

предложений системного оператора по развитию распределительной сети;

утвержденных в установленном порядке в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 года N 977 действующих редакций инвестиционных программ субъектов электроэнергетики и сетевых организаций;

фактических нагрузок максимума и минимума зимнего и летнего контрольного замера 2021 года.

Программа разработана в соответствии с:

Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

1. Общая характеристика энергосистемы Саратовской области

Саратовская область - субъект Российской Федерации, расположенный на юго-востоке Восточно-Европейской равнины, в Нижнем Поволжье. Входит в состав Приволжского федерального округа. Имеет границы с Волгоградской областью, на западе - с Воронежской областью, на северо-западе с Тамбовской, на севере - с Пензенской, Самарской и Ульяновской областями, на востоке проходит государственная граница России с Казахстаном. С Оренбургской областью граничит в одной точке, которая расположена на государственной границе с Казахстаном - стык границ Оренбургской, Самарской и Саратовской областей. Саратовская область образована в 1936 году.

Численность населения области на 1 января 2022 года составляла 2357,48 тыс. человек, плотность населения - 23,29 человека/кв.км, удельный вес городского населения - 77,66 процента.

Административный центр области - город Саратов (численность населения на 1 января 2022 года - 836,9 тыс. человек), расположен в 725 км к юго-востоку от Москвы. Количество муниципальных образований (на 1 января 2022 года) - 41, в том числе:

городских округов - 4;

муниципальных районов - 37.

Географическое положение городских округов и муниципальных районов Саратовской области представлено на рисунке 1. Наименования районов и округов, соответствующих цифрам, с указанием административного центра, площади и населения представлены в таблице 1.

Таблица 1

Территория и население административных единиц Саратовской области на 1 января 2022 года

N	Наименование района	Административный центр	Площадь, км	Население, человек
Муниципальные районы
1.	Александрово-Гайский	село Александров Гай	2699,48	14799
2.	Аркадакский	город Аркадак	2237,03	20604
3.	Аткарский	город Аткарск	2683,25	37440
4.	Базарно-Карабулакский	р.п. Базарный Карабулак	2293,83	27219
5.	Балаковский	город Балаково	3203,88	204711
6.	Балашовский	город Балашов	2924,56	103157
7.	Балтайский	село Балтай	1254,18	10533
8.	Вольский	город Вольск	3839,79	84730
9.	Воскресенский	село Воскресенское	1450,56	11482
10.	Дергачевский	р.п. Дергачи	4499,65	17011
11.	Духовницкий	село Духовницкое	1977,71	10777
12.	Екатериновский	р.п. Екатериновка	3035,17	17559
13.	Ершовский	город Ершов	4215,17	34020
14.	Ивантеевский	село Ивантеевка	2047,79	13013
15.	Калининский	город Калининск	3200	28885
16.	Красноармейский	город Красноармейск	3316,49	43851
17.	Краснокутский	город Красный Кут	2929,55	32205
18.	Краснопартизанский	р.п. Горный	2400	9722
19.	Лысогорский	р.п. Лысые горы	2336,32	18165
20.	Марксовский	город Маркс	2908,10	60179
21.	Новобурасский	р.п. Новые Бурасы	1735,02	15428
22.	Новоузенский	город Новоузенск	4122,55	27822
23.	Озинский	р.п. Озинки	4093,53	15632
24.	Перелюбский	село Перелюб	3690,82	12386
25.	Петровский	город Петровск	2322,41	40139
26.	Питерский	село Питерка	2583,50	15437
27.	Пугачевский	город Пугачев	3905,82	56480
28.	Ровенский	р.п. Ровное	2145,00	17006
29.	Романовский	р.п. Романовка	1286,65	13221
30.	Ртищевский	город Ртищево	2302,96	52344
31.	Самойловский	р.п. Самойловка	2591,93	16965
32.	Советский	р.п. Степное	1434,36	25058
33.	Татищевский	р.п. Татищево	2077,10	28405
34.	Турковский	р.п. Турки	1406,90	10173
35.	Федоровский	р.п. Мокроус	2521,45	17792
36.	Хвалынский	город Хвалынск	1921,69	21424
37.	Энгельсский	город Энгельс	3232,52	308054
Городские округа
38.	Саратов	город Саратов	2329,53	880719
39.	Шиханы	город Шиханы	9,84	5230
40.	Михайловский	поселок Михайловский	19,31	2458
41.	Светлый (ЗАТО)	поселок Светлый	3,49	12876

Река Волга делит территорию области на две части - западную, правобережную, более возвышенную, и восточную, левобережную, более низменную.

С запада на восток Саратовская область протянулась более чем на 575 км, с севера на юг - на 335 км, площадь территории составляет 101,2 тысяч кв.км.

Города, наиболее развитые в Саратовской области: Саратов, Балаково, Энгельс, Балашов, Вольск, Пугачев, Ртищево, Петровск, Маркс.

Климат Саратовской области умеренно-континентальный с достаточно жарким летом и холодной малоснежной зимой. Средняя температура июля составляет от плюс 20 градусов Цельсия на севере Правобережья до плюс 24 градусов Цельсия на юго-востоке Заволжья, января - от минус 1 градуса Цельсия на юго-западе Заволжья до минус 14 градусов Цельсия на северо-востоке Заволжья. Годовая сумма осадков составляет от 500-580 мм в луговых степях на северо-западе Правобережья до 375-425 мм в полупустыне Заволжья.

Гидрография Саратовской области определяется наличием 358 рек и водотоков, 58 из которых имеют протяженность более 50 км. Поверхностные водотоки принадлежат бассейнам реки Волги. Наиболее крупная река - Волга. Общая протяженность рек на территории Саратовской области составляет 12331 км. Наиболее крупные притоки Волги - Кама, Ока, Сура.

1.1. Промышленность

Ведущее место в структуре хозяйственного комплекса Саратовской области занимает промышленное производство. За 2021 год индекс промышленного производства по полному кругу предприятий составил 110,7 процента по сравнению с прошлым годом.

В промышленности Саратовской области значительную долю занимает машиностроение и металлообработка. Предприятия области производят железнодорожную технику, троллейбусы. Развит выпуск промышленного и бытового оборудования. В регионе расположены предприятия химической, нефтехимической и нефтегазовой отрасли:

технологическое оборудование (ОАО "НИТИ Тесар");

оборудование для очистки рабочих жидкостей (ООО "НИЦ Теас-МО");

координатно-измерительные машины (ООО "Лапик");

теплоэнергетическое оборудование (АО "Сарэнергомаш");

литье для вагоностроения (АО "Балаково-Центролит");

продукты нефтепереработки (ПАО "Саратовский НПЗ");

газовая электроника (АО НПП "Алмаз" НПЦ "Газотрон-С");

котельные, тепловые пункты и оборудование для сжиженного газа (ООО "ГазСинтез");

газовое оборудование (ОО "ПКФ "Экс-Форма", АО "Газаппарат");

троллейбусы (ЗАО "Тролза");

углеродное волокно и углеродные ткани (ООО "Аргон");

портландцементы общестроительные, сульфатостойкие и тампонажные (ООО "Вольский цементный завод").

1.1.1. Индустриальные парки и промышленные зоны

Наибольшее влияние на развитие промышленного комплекса Саратовской области оказало создание новых производств на территории индустриальных парков и промышленных зон. Наиболее крупными из них являются: "Лидер", "Тролза", "РосБытХим", "Рефлектор", "Березина речка". Ниже представлено описание некоторых из них.

Индустриальный парк "Тролза"

Парк создан в 2014 году. Имеет промышленные площадки с подведенными коммуникациями площадью 55100,4 кв.м, бизнес-инкубатор площадью 8649,4 кв.м для размещения более 20 предприятий.

Основными резидентами индустриального парка являются:

ООО "Бош Отопительные системы" (производство котлов центрального отопления);

ООО "Бош Термотехника" (торговля оптовая электрической бытовой техникой);

ООО "Еврорадиаторы" (производство радиаторов);

ООО "Сфера-Композит" (производство несамоходных железнодорожных, трамвайных и прочих вагонов для перевозки грузов);

ООО "Тролза-Электро" (торговля автотранспортными средствами; производство прочего электрического оборудования);

ООО Торговый дом "Запчасти к станкам" (производство металлообрабатывающего оборудования);

ООО "ЭЛЕКТРОСЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ" (производство и распределение электроэнергии);

АО "Торговый дом Тролза-Маркет" (промышленно-производственная деятельность);

ООО "Алло-Инфо" (предпринимательская деятельность);

ООO "ЕВРОСТРОЙ" (деятельность, связанная с окраской, антикоррозионной обработкой, устройства полов в кузове троллейбуса);

АО "Энгельсский Литейный завод" (производственная деятельность);

ООО "Юпард" (организация питания);

ООО "Вендэкс-Волга" (производство напитков).

Индустриальный парк "Рефлектор"

Индустриальный парк "Рефлектор" расположен в черте города Саратова, до 500 м до железнодорожной станции Трофимовский-2, в непосредственной близости трасс Сызрань - Саратов - Волгоград.

Общая площадь индустриального парка составляет 22,4 га.

Резидентами индустриального парка "Рефлектор" являются:

АО НПП "Реф-Оптоэлектроника" (разработка, изготовление и поставка полупроводниковых лазеров и интегральных фотоприемников);

ООО "Рефмашпром" (производство и продажа шариковых упорно-радиальных подшипников);

ООО "Комитех" (транспортная компания "Коминтех" осуществляет грузоперевозки, доставку опасных грузов по Саратову, Саратовской области и регионам России);

ООО "Инфоцентр" (специализируется на рекламной, маркетинговой и информационной деятельности);

ООО "Промфин" (канцелярские и почтовые услуги).

АО "ОЭЗ ТВТ "Алмаз"

I и II площадки АО "НПП Алмаз"

I и II площадки АО "НПП Алмаз" расположена на ул. Панфилова, 1 в г. Саратове.

Площадь площадок I и II АО "НПП Алмаз" составляет 9,4 га.

В настоящее время территория ОЭЗ ППТ обеспечена инженерными коммуникациями в следующих объемах:

электроснабжение - ПС 110 кВ Северо-Западная, ПС 110 кВ Техстекло;

водоснабжение - из городских сетей ООО "Концессии водоснабжения Саратов";

водоотведение - 200 кубических метров в сутки;

котельная с установленной тепловой мощностью - 14,94 Гкал;

газоснабжение - газораспределительные сети высокого и низкого давлении, а также ГРП АО "НПП Алмаз".

Основным резидентом I и II площадки на данный момент является АО "НПП Алмаз".

III площадка АО "НПП Алмаз"

III площадки АО "НПП Алмаз" расположена на ул. Буровая, 26 в г. Саратове.

Площадь III площадки АО "НПП Алмаз" составляет 3,9 га.

В настоящее время территория ОЭЗ обеспечена инженерными коммуникациями в следующих объемах:

электроснабжение - ПС 110 кВ Елшанка-2;

водоснабжение - из городских сетей ООО "Концессии водоснабжения Саратов" 2200 кубических метров в сутки;

водоотведение - два коллектора 400 куб.м в сутки;

сети котельной - 100 м, сети котельной с тепловой мощностью 6,36 Гкал - 1900 м;

газоснабжение - газораспределительные сети ГРП АО "НПП Контакт".

Основным резидентом III площадки на данный момент является АО "НПП Алмаз".

I площадка АО "НПП Контакт"

I площадка АО "НПП Контакт" расположена на ул. Спицына Б.В., 1 в г. Саратове.

Площадь I площадки АО "НПП Контакт" составляет 37,8 га.

В настоящее время территория ОЭЗ обеспечена инженерными коммуникациями в следующих объемах:

электроснабжение - ПС 110 кВ Елшанка-2;

водоснабжение - из городских сетей ООО "Концессии водоснабжения Саратов";

водоотведение - 240 куб.м в сутки;

котельная с установленной тепловой мощностью 19,5 Гкал;

газоснабжение - газораспределительные сети высокого и низкого давления, а также ГРП АО "НПП Алмаз".

Основным резидентом I площадки на данный момент является АО "НПП Контакт".

II площадка АО "НПП Контакт"

II площадка АО "НПП Контакт" расположена на ул. Буровая в г. Саратове.

Площадь II площадки АО "НПП Контакт" составляет 2,1 га.

В настоящее время территория ОЭЗ ППТ обеспечена инженерными коммуникациями в следующих объемах:

электроснабжение - ПС 110 кВ Елшанка-2;

водоснабжение - из городских сетей ООО "Концессии водоснабжения Саратов";

водоотведение - 240 куб.м в сутки;

котельная с установленной тепловой мощностью 19,5 Гкал;

газоснабжение - газораспределительные сети высокого и низкого давлении, а также ГРП АО "НПП Алмаз".

Основным резидентом II площадки на данный момент является АО "НПП Контакт".

Площадка АО "ЦНИИИА" и АО "СЭП"

Площадки расположены на ул. Кутякова И.С. и ул. Московской в г. Саратове.

Площадь площадки составляет 2,3 га.

В настоящее время территория ОЭЗ ППТ обеспечена инженерными коммуникациями в следующих объемах:

электроснабжение - ПС 110 кВ Затон и ПС 110 кВ Раховская;

водоснабжение - из городских сетей ООО "Концессии водоснабжения Саратов";

газоснабжение - газораспределительные сети низкого давления АО "Саратовгаз".

Земельный участок в Балаковском районе

Площадка N 1 расположена в границах Быково-Отрогского муниципального образования.

Площадь площадки составляет 53,9 га.

В настоящее время территория ОЭЗ ППТ обеспечена инженерными коммуникациями в следующих объемах:

электроснабжение - ближайшие к участку ПС 220 кВ Центральная, ПС 110 кВ Быков Отрог;

водоснабжение - из городских сетей МУП "Балаково-Водоканал";

газоснабжение - в границах участка два газопровода веского давления II категории.

Предполагается размещение IT-компаний, финансовые и сервисные организации - "офисные центры".

Площадка N 2 расположена в г. Балаково (Саратовское шоссе, район ТЭЦ-4) - земельный участок с кадастровым номером: 64:40:030301:7832.

Площадь площадки составляет 5,5 га.

Перспективная площадка ООО ЭПО "Сигнал"

Площадка расположена в г. Энгельсе. Имеется железнодорожный вокзал г. Энгельса и аэропорт "Гагарин" с взлетно-посадочной полосой, позволяющий принимать все виды самолетов.

Площадь площадки ООО ЭПО "Сигнал" составляет 9,1 га.

В настоящее время территория ОЭЗ ППТ обеспечена инженерными коммуникациями в следующих объемах:

электроснабжение - ПС 110 кВ Анисовка;

водоснабжение - из городских сетей МУП "Энгельсводоканал";

газоснабжение - подземный стальной газопровод, 500 куб.м в час.

Земельный участок в городе Балаково

Площадка с кадастровым номером 64:40:030301:7832 расположена в Саратовской области, г. Балаково, ул. Саратовское шоссе, район ТЭЦ-4.

Площадь площадки составляет 55,093 га.

1.1.2. Химическая промышленность

Химический комплекс области развивается как на собственной сырьевой базе (на продуктах переработки нефти и газа), так и на привозном сырье (на целлюлозе, апатитах, капролактаме). Он производит продукцию, являющуюся технологическим сырьем для других подотраслей химической промышленности: синтетический и древесный спирт, фенол, ацетон, уксусную кислоту и уксусный ангидрид, нитрилакриловую и серную кислоты и др.

Среди отраслей комплекса наибольшее значение имеет производство химических волокон и нитей, сконцентрированное в Балаково, Саратове, Энгельсе; минеральных удобрений (Балаково, Саратов); резинотехнических изделий (Балаково, Саратов, Калининск).

Кроме этого, химические предприятия Саратовской области производят синтетические моющие средства (Энгельс), лаки и краски (Саратов, Балашов), аккумуляторы (Саратов). Благоприятное сочетание сырьевой, топливно-энергетической, строительной баз, водных ресурсов обусловило размещение большинства химических предприятий в крупных приволжских городах Саратове, Энгельсе, Балаково.

Химическая промышленность Саратова представлена предприятиями объединения "Нитрон" с крупнейшим в мире производством нитрилакриловой кислоты (НАК) и небольшими заводами, производящими аккумуляторы, резинотехнические изделия, лаки и краски, дрожжи и этиловый спирт.

В Энгельсе находятся два крупных предприятия химической промышленности: комбинат искусственного и синтетического волокна и завод моющих средств. Первое из них специализируется на производство капроновой нити и волокна, хлопковой целлюлозы; второе - стиральных и чистящих порошков.

Наиболее мощным химическим комплексом Саратовской области является Балаковский. В его составе три гиганта саратовской химии: "Балаковские волокна", "Иргиз", "Балаковорезинотехника". Здесь производятся кордное волокно, полимеры, фосфатные удобрения, резинотехнические изделия для автомобильной промышленности.

Химическая промышленность обладает самым высоким в области экспортным потенциалом, на ее долю приходится около 40 процентов в структуре экспорта. А лидерами среди всех предприятий по объему экспортных операций являются балаковский "Иргиз" и саратовский "Нитрон", на долю которых приходится почти 3/4 часть экспорта области.

1.1.3. Пищевая промышленность

В Саратовской области пищевая промышленность по объемам продукции занимает третье место в Поволжье. Она является важной составной частью агропромышленного комплекса.

В Саратовской области зарегистрировано более 100 совместных предприятий с участием иностранного капитала.

1.1.4. Легкая промышленность

Комплекс легкой промышленности Саратовской области представлен предприятиями текстильной, трикотажной, кожевенно-обувной и швейной промышленности. Производство текстильной продукции сконцентрировано в Энгельсе, Красноармейске, Красном Текстильщике и Балашове. Наиболее крупным предприятием этой отрасли является Балашовский комбинат плащевых тканей "Балтекс". Трикотажные изделия производятся в Саратове и Красноармейске. Предприятия швейной промышленности есть почти во всех административных районах области. Небольшие предприятия кожевенно-обувной промышленности находятся в Саратове, Вольске, Балашове, Базарном Карабулаке. В городе Ртищево расположена фабрика гигроваты.

1.2. Институты развития

Для реализации инвестиционной политики Правительством области создана АО "Корпорация развития Саратовской области" - государственный оператор по созданию индустриальных парков и развитию инженерной инфраструктуры, целью которого является создание новых и развитие существующих индустриальных парков, строительство инженерной инфраструктуры в индустриальных парках.

1.3. Строительство

В 2021 году за период 6 месяцев на территории Саратовской области введено в эксплуатацию жилых помещений площадью 374,2 тыс. кв.м, что составляет на 47,2 процента больше по сравнению с уровнем прошлого года.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Саратовской области за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы

2.1.1. Общая характеристика энергосистемы

Энергосистема Саратовской области работает в составе ОЭС Средней Волги. Оперативно-диспетчерское управление в энергосистеме Саратовской области, входящей в состав ЕЭС России, осуществляется филиалом АО "СО ЕЭС" Саратовское РДУ.

Энергосистема Саратовской области имеет электрическую связь с энергосистемами Самарской, Пензенской, Волгоградской, Ульяновской, Воронежской областей и с энергосистемой Республики Казахстан.

В таблице 2 представлены основные показатели работы ОЭС Средней Волги и энергосистемы Саратовской области за 2021 год.

Таблица 2

Основные показатели работы ОЭС Средней Волги и энергосистемы Саратовской области за 2021 год

Показатель	ОЭС Средней Волги	Энергосистема Саратовской области	Доля энергосистемы Саратовской области, процентов
Потребление электроэнергии, млн кВт·ч	111431	13162	11,8
Максимальное потребление энергосистемы, МВт	17033	2049	12,0
Установленная электрическая мощность электростанций, МВт	27477,9	6573	23,9
Выработка электроэнергии, млн кВт·ч	110892	42163	38,0

Из представленных данных следует, что на долю энергосистемы Саратовской области приходится:

11,8 процента потребления электроэнергии ОЭС Средней Волги;

12,0 процента участия в максимуме потребления ОЭС Средней Волги;

23,9 процента установленной мощности электростанций ОЭС Средней Волги;

38,0 процента общей выработки электроэнергии по ОЭС Средней Волги.

2.1.2. Характеристика генерирующих компаний

В разделе приведена характеристика генерирующих компаний по состоянию на 1 января 2022 года.

Филиал АО "Концерн Росэнергоатом" "Балаковская атомная станция"

На территории Саратовской области расположена "Балаковская атомная станция" филиала АО "Концерн Росэнергоатом" установленной электрической мощностью 4000 МВт.

Филиал ПАО "РусГидро" - "Саратовская ГЭС"

ПАО "РусГидро" представлено в Саратовской области Саратовской ГЭС. Установленная электрическая мощность Саратовской ГЭС составляет 1427 МВт.

Филиал "Саратовский" ПАО "Т Плюс"

Филиал "Саратовский" ПАО "Т Плюс" объединяет генерирующие и теплосетевые активы в трех городах Саратовской области: Саратове, Энгельсе и Балаково.

В состав филиала входит 5 электростанций суммарной установленной мощностью 1027 МВт:

Саратовские ГРЭС - 23 МВт;

Саратовская ТЭЦ-2 - 109 МВт;

Саратовская ТЭЦ-5 - 445 МВт;

Энгельсская ТЭЦ-3 - 80 МВт;

Балаковская ТЭЦ-4 - 370 МВт,

а также два Территориальных управления по теплоснабжению в городе Саратове и Балаково.

ООО "Авелар Солар Технолоджи" и ООО "Грин Энерджи Рус"

ООО "Авелар Солар Технолоджи" и ООО "Грин Энерджи Рус" представлено в Саратовской области 4 фотоэлектрическими солнечными электростанциями суммарной установленной мощностью 70 МВт:

Пугачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0235) - 15 МВт;

Орловгайская СЭС (Код ГТП - GVIE0013/GVIE00247) - 15 МВт;

Новоузенская СЭС (Код ГТП - GVIE0247) - 15 МВт;

Дергачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0695) (1 очередь) - 25 МВт.

2.1.3. Характеристика электростанций промышленных предприятий

Балаковский филиал АО "Апатит".

Балаковский филиал АО "Апатит" специализируется на производстве фосфорсодержащих удобрений и кормовых фосфатов. Установленная электрическая мощность ТЭЦ Балаковский филиал АО "Апатит" составляет 49 МВт.

2.1.4. Характеристика электросетевых компаний

К субъектам электроэнергетики, действующим на территории Саратовской области и оказывающим услуги по передаче электроэнергии на напряжении 110 кВ и выше, относятся следующие компании:

филиал ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" Нижне-Волжское предприятие магистральных электрических сетей осуществляет передачу электроэнергии по сетям 220-500 кВ энергосистемы Саратовской области;

филиал ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети" в настоящее время отвечает за распределение, транспорт электроэнергии по территории Саратовской области;

Приволжская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - осуществляет передачу и распределение электроэнергии по сетям ОАО "РЖД";

Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - осуществляет передачу и распределение электроэнергии по сетям ОАО "РЖД";

АО "Облкоммунэнерго";

ООО "Элтрейт";

Саратовский филиал ООО "Газпром энерго".

К субъектам электроэнергетики, действующим на территории Саратовской области и оказывающим услуги по передачи электроэнергии на напряжении 10 кВ и ниже, относятся следующие компании:

ЗАО "СПГЭС";

АО "НЭСК";

филиал "Уральский" АО "Оборонэнерго";

ООО "Промэнерго".

2.1.5. Характеристика сбытовых компаний

К субъектам электроэнергетики, действующим на территории Саратовской области и осуществляющими сбытовую деятельность, относятся следующие компании:

ПАО "Саратовэнерго";

ООО "Русэнергосбыт" является поставщиком электроэнергии для нужд ОАО "Российские железные дороги";

ООО "СПГЭС";

ООО "Русэнергоресурс";

АО "ЕЭСнК";

ООО "ЛУКОЙЛ-Энергосервис";

ООО "Электросбыт";

ООО "РТ-Энерготрейдинг";

ООО "МагнитЭнерго";

ООО "ЕЭС-Гарант";

АО "Мосэнергосбыт";

АО "Атомэнергопромсбыт";

ООО "Каскад-Энергосбыт";

ООО "СВЭСКО";

ООО "СЭСК";

ООО "Ижэнергосбыт";

АО "Транссервисэнерго";

ООО "Мечел-Энерго";

АО "ЭСК";

ООО "Транснефтьэнерго".

ООО "РН-Энерго";

ООО "ЭК Евразия";

АО "Ульяновскэнерго";

ООО "Трансэнергопром".

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Саратовской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за отчетный 5-летний период

Отчетная динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Саратовской области за последние пять лет приведена в таблице 3.

Таблица 3

Динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Саратовской области за последние пять лет

Наименование показателя	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Потребление электроэнергии, млн кВт·ч	13038	13370	12676	12458	13162
Абсолютный прирост электропотребления, млн кВт·ч	-	332	-694	-218	+704
Динамика потребления электроэнергии к прошлому году, процентов	-	+2,5	-5,2	-1,7	+5,7

Потребление электроэнергии энергосистемой Саратовской области за 2021 год составило 13162 млн кВт·ч, что на 5,7 процента выше, чем за 2020 год.

Потребление электроэнергии в энергосистеме Саратовской области в 2021 году увеличилось относительно 2017 года на 124 млн кВт·ч или на 1 процент.

На рисунке 2 в графическом виде представлена динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Саратовской области за последние пять лет.

Структура электропотребления по основным группам потребителей энергосистемы Саратовской области за последние пять лет представлена в таблице 4 и на рисунке 3 в графическом виде.

Таблица 4

Структура электропотребления по основным группам потребителей энергосистемы Саратовской области за период 2016-2020 годы, млн кВт*ч

Отрасль	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
Обрабатывающее производство	2465,0	2500,2	2417,8	2422,7	2398,3
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство, рыболовство и рыбоводство	220,4	218,2	225,4	228,4	219,4
Строительство	57,5	59,5	51,4	44,4	43,8
Транспорт, хранение и связь	1437,4	1622,5	1793,3	1463,0	1334,7
Другие виды экономической деятельности	6311,7	6203,7	6419,2	6106,8	5981,5
Население и приравненные к нему группы потребителей	2416,7	2433,6	2462,8	2410,4	2480,1

Как видно из представленной диаграммы, доминирующими потребителями энергосистемы Саратовской области являются потребители промышленного производства, относящие к таким видам экономической деятельности, как обрабатывающие производства, транспортировка и хранение, информация и связь и отрасли обрабатывающей промышленности, а также население и приравненные к ним потребители.

2.3. Перечень основных крупных существующих потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности

Перечень основных потребителей электрической энергии Саратовской области с указанием отчетных данных за 2017-2021 годы приведены в таблице 5.

Таблица 5

Основные потребители электроэнергии и мощности энергосистемы Саратовской области

N п/п	Наименование потребителя	Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1.	АО "МЗ Балаково"	млн кВт*ч	507,4	554,8	571,6	659,9	714,9
		МВт	89,4	93,2	101,6	105,7	105,0
2.	АО "Балаково-Центролит"	млн кВт*ч	25,8	39,1	46,3	39,2	45,4
		МВт	3,2	7,0	7,0	7,1	8
3.	Приволжская железная дорога - филиал ОАО "РЖД"	млн кВт*ч	946,7	962,7	965,9	968,9	1052,3
		МВт	159,7	159,8	159,7	168,7	176,7
4.	АО "Совхоз Весна"	млн кВт*ч	6,4	6,4	6,2	16	27
		МВт	4,0	4,0	4,0	11,0	15
5.	Балаковский филиал АО "Апатит"	млн кВт*ч	456,4	464,4	488,8	491,7	495,5
		МВт	57,9	58,9	62	62,2	63,9
6.	ПАО "Саратовский НПЗ"	млн кВт*ч	275,2	305,3	268,3	295,4	303,3
		МВт	39,4	37,9	37,3	36,8	38,4
7.	ООО "Саратоворгсинтез"	млн кВт*ч	120,8	122,7	122,9	119,4	118,9
		МВт	18,1	17,6	16,7	17,5	17,7
8.	АО "Транснефть-Приволга"	млн кВт*ч	277,5	263,0	265,1	202,0	176,1
		МВт	24,79	34,26	40,39	22,54	18,15
9.	ПАО "Балаковорезинотехника"	млн кВт*ч	80,8	84	79,7	75,3	76,1
		МВт	17,4	16,4	16	16,6	15,4
10.	ООО "Концессии водоснабжения-Саратов"	млн кВт*ч	161,4	158,3	145,0	131,5	137,3
		МВт	20,7	19,9	17,7	17,4	16,6
11.	ОАО "Саратовнефтегаз"	млн кВт*ч	205,0	209,4	189,6	153,8	149,1
		МВт	23,40	23,90	24,0	17,43	18,49
12.	ООО "Газпром трансгаз Саратов"	млн кВт*ч	309,6	459,9	158,1	102,9	193,3
		МВт	32,1	74,6	20,1	24,6	13,9
13.	ООО Холсим (Рус) "Вольский цементный завод"	млн кВт*ч	110,0	163,9	128,0	110,3	102,5
		МВт	14,7	18,7	14,6	12,6	12,1
14.	АО "НПП Алмаз"	млн кВт*ч	11,0	10,5	10,1	8,2	8,9
		МВт	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки за отчетный 5-летний период

Динамика изменения максимального потребления электрической мощности энергосистемы Саратовской области за отчетный пятилетний период приведена в таблице 6.

Таблица 6

Динамика изменения максимального потребления электрической мощности энергосистемы Саратовской области за последние пять лет

Наименование показателя	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	За 5 лет
Максимальное потребление электрической мощности энергосистемы Саратовской области, МВт	2081,34	1991,25	2001,67	1976,5	2048,84	-
Абсолютный прирост максимального потребления электрической мощности энергосистемы Саратовской области, МВт	-	-90,09	10,42	-25,17	72,34	-32,5
Прирост, процентов	-	-4,3	0,5	-1,3	3,7	-1,6

В 2021 году максимальное потребление электрической мощности энергосистемы Саратовской области составило 2048,84 МВт, что на 72,34 МВт или на 3,7 процента больше, чем в 2020 году.

Суммарно за последние пять лет максимальное потребление электрической мощности энергосистемы Саратовской области уменьшилось на 32,5 МВт или на 1,6 процента.

На рисунке 4 в графическом виде представлена динамика изменения максимального потребления электрической мощности в энергосистеме Саратовской области за последние пять лет.

2.5. Структура установленной электрической мощности на территории Саратовской области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами за отчетный год

Установленная мощность объектов генерации энергосистемы Саратовской области приведена в таблице 7.

Таблица 7

Установленная мощность объектов генерации энергосистемы Саратовской области (по состоянию на 1 января 2022 года)

Наименование электростанции	Собственник	Установленная мощность, МВт
Балаковская АЭС	АО "Концерн Росэнергоатом"	4000
Саратовская ГЭС	ПАО "РусГидро"	1427
Саратовская ГРЭС	Филиал "Саратовский" ПАО "Т Плюс"	23
Саратовская ТЭЦ-2		109
Саратовская ТЭЦ-5		445
Энгельсская ТЭЦ-3		80
Балаковская ТЭЦ-4		370
Пугачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0235)	ООО "Авелар Солар Технолоджи" и ООО "Грин Энерджи Рус"	15
Орловгайская СЭС (Код ГТП - GVIE0013/GVIE00247)		15
Новоузенская СЭС (Код ГТП - GVIE0247)		15
Дергачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0695) 1 очередь		25
Электростанции промышленных предприятий
ТЭЦ Балаковский филиал АО "Апатит"	АО "Апатит" Балаковский филиал	49
Итого по Саратовской области:		6573

Суммарная установленная электрическая мощность электростанций энергосистемы Саратовской области на 1 января 2022 год составляет 6573 МВт.

Анализ представленной структуры показывает следующее:

установленная электрическая мощность электростанций генерирующих компаний составляет 99,3 процента (6524 МВт) от суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы на территории Саратовской области;

установленная электрическая мощность электростанций промышленных предприятий составляет 49 МВт;

крупнейшей электростанцией энергосистемы на территории Саратовской области является Балаковская АЭС суммарной установленной мощностью 4000 МВт.

В 2017 году введена 1-я очередь Орловгайской СЭС мощностью 5 МВт и Пугачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0235) мощностью 15 МВт.

В 2018 году введена 2-я очередь Орловгайской СЭС мощностью 10 МВт и Новоузенская СЭС (Код ГТП - GVIE0247) мощностью 15 МВт.

В 2020 году введена в эксплуатацию 1-я очередь Дергачевской СЭС установленной мощностью 25 МВт.

В 2021 году ввод, демонтаж, реконструкция, модернизация и перемаркировка электроэнергетических объектов не осуществлялись.

Структура генерирующих мощностей энергосистемы Саратовской области с разбивкой по собственникам приведена на рисунке 5.

Состав существующих электростанций энергосистемы на территории Саратовской области с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям, установленная электрическая мощность которых превышает 5 МВт, приведен в таблице 8.

Таблица 8

Состав существующих электростанций энергосистемы на территории Саратовской области

N п/п	Владелец электростанции	Наименование электростанции	Основной потребитель электроэнергии	Установленная электрическая мощность, МВт	Тип турбоагрегатов
1.	АО "Концерн Росэнергоатом"	Балаковская АЭС	электростанция оптового рынка	1000	К-1000-60/1500-2
				1000	К-1000-60/1500-2
				1000	К-1000-60/1500-2
				1000	К-1000-60/1500-2
	Итого по АО "Концерн Росэнергоатом"			4000	-
2.	ПАО "РусГидро"	Саратовская ГЭС	электростанция оптового рынка	60	ПЛ-15/661-В1030
				60	ПЛ-15/661-В1030
				60	ПЛ-15/661-В1030
				66	TKV00
				60	ПЛ-20/661-В-1030
				66	TKV00
				60	ПЛ-20/661-В-1030
				66	TKV00
				66	TKV00
				66	TKV00
				60	ПЛ-20/661-В-1030
				60	ПЛ-20/661-В-1030
				66	TKV00
				66	TKV00
				60	ПЛ-20/661-В-1030
				60	ПЛ-20/661-В-1030
				60	ПЛ-20/661-В-1030
				60	ПЛ-20/661-В-1030
				60	ПЛ-15/661-В1030
				60	ПЛ-15/661-В1030
				66	TKV00
				54	ПЛ-15/989-ГК-750
				54	ПЛ-15/989-ГК-750
				11	TKV00
	Итого по ПАО "РусГидро"			1427	-
3.	Филиал "Саратовский" ПАО "Т Плюс"	Саратовская ГРЭС	электростанция розничного рынка	11	ПТР-11-35/10
				12	Р-12-3,4/0,1
		Итого по Саратовской ГРЭС		23	-
4.		Саратовская ТЭЦ-2	электростанция оптового рынка	60	ПТ-60/65-120/13
				49	Т-49-120
		Итого по Саратовской ТЭЦ-2		109	-
5.		Саратовская ТЭЦ-5	электростанция оптового рынка	110	Т-100/120-130-3
				110	Т-100/120-130-4
				110	Т-110/120-130-4
				115	Т-115/120-130-5
		Итого по Саратовской ТЭЦ-5		445	-
6.		Энгельсская ТЭЦ-3	электростанция оптового рынка	80	ПТ-80/100-130/13
7.		Балаковская ТЭЦ-4	электростанция оптового рынка	50	ПТ-50-130/7
				50	ПТ-50-130/7
				50	Т-50-130-1
				55	Т-55-130
				50	ПТ-50/60-130/7
				115	Т-115/120-130-4
		Итого по Балаковской ТЭЦ-4		370	-
Итого по Филиалу "Саратовский" ПАО "Т Плюс" "				1027	-
8.	ООО "Авелар Солар Технолоджи" и ООО "Грин Энерджи Рус"	Орловгайская СЭС (Код ГТП - GVIE0013/GVIE00247)	электростанция оптового рынка	5	ФЭСМ AST-250 Multi 20020 шт.
				10	ФЭСМ AST-260 Multi 17556 шт. ФЭСМ AST-265 Multi 20548 шт.
		Итого по Орловгайской СЭС		15	-
9.		Пугачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0235)	электростанция оптового рынка	15	ФЭСМ AST-245 Multi, AST-250 Multi 60500 шт.
10.		Новоузенская СЭС (Код ГТП - GVIE0247)	электростанция оптового рынка	15	ФЭСМ HVL-300 50008 шт.
11.		Дергачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0695) 1 этап	электростанция оптового рынка	25	ФЭСМ AST-320 HV 55048 шт. ФЭСМ AST-325 HV 22736 шт.
Итого по ООО "Авелар Солар Технолоджи" и ООО "Грин Энерджи Рус"				70	-
12.	АО "Апатит" Балаковский филиал	ТЭЦ Балаковский филиал АО "Апатит"	АО "Апатит"	12	Р-12-3,4/0,5
				12	ПТ-12-3,4/0,6
				25	П-25-3,4/0,6
Итого по АО "Апатит" Балаковский филиал				49	-

2.6. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности за отчетный год

Структура выработки электроэнергии на электростанциях энергосистемы Саратовской области за 5 лет представлена в таблице 9.

Таблица 9

Структура выработки электроэнергии на электростанциях энергосистемы Саратовской области

Наименование электростанции	2017 год		2018 год		2019 год		2020 год		2021 год
	млн кВт*ч	процентов	млн кВт*ч	процентов	млн кВт*ч	процентов	млн кВт*ч	процентов	млн кВт*ч	процентов
Балаковская АЭС	31995	75,5	31861	75,9	29995	76,2	30627	75,0	33011	78,3
Саратовская ГЭС	6854	16,2	6343	15,1	5884	15,0	6743	16,5	5257	12,5
Саратовская ГРЭС	137	0,3	146	0,3	138	0,4	143	0,4	131	0,3
Саратовская ТЭЦ-1	17	0,04	-	0,0	-	0,0	-	0,0	-	0,0
Саратовская ТЭЦ-2	686	1,6	674	1,6	643	1,6	633	1,5	680	1,6
Саратовская ТЭЦ-5	1241	2,9	1430	3,4	1297	3,3	1257	3,1	1474	3,5
Энгельсская ТЭЦ-3	385	0,9	393	0,9	307	0,8	281	0,7	373	0,9
Балаковская ТЭЦ-4	707	1,7	807	1,9	683	1,7	742	1,8	773	1,9
Пугачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0235)	0,253	0,0	20	0,05	17	0,04	18	0,04	17	0,04
Орловгайская СЭС (Код ГТП - GVIE0013/GVIE00247)	0,106	0,0	7	0,02	18	0,05	19	0,05	20	0,05
Новоузенская СЭС (Код ГТП - GVIE0247)	-	0,0	0	0,00	18	0,05	21	0,05	20	0,05
Дергачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0695/GVIE0691/GVIE0689)	-	0,0	-	0,0	-	0,0	1	0,0	31	0,1
ТЭЦ Балаковский филиал АО "Апатит"	350	0,8	322	0,8	341	0,9	355	0,9	376	0,9
Итого по Саратовской области	42373	100	42003	100	39342	100	40841	100	42163	100

В графическом виде структура выработки электроэнергии на электростанциях энергосистемы Саратовской области за пять лет представлена на рисунке 6.

По типам электростанций - около 76 процентов электроэнергии в энергосистеме Саратовской области вырабатывается на атомной электростанции.

За 2021 год на Балаковской АЭС (АО "Концерн Росэнергоатом") выработка электроэнергии составила 78,3 процента от выработки по энергосистеме, на тепловых электростанциях филиала "Саратовский" ПАО "Т Плюс" выработано 8,1 процента, на электростанции филиала ПАО "РусГидро" Саратовской ГЭС выработано 12,5 процента, на электростанции промышленного предприятия Балаковского филиала АО "Апатит" - 0,9 процента, на солнечных электростанциях ООО "Авелар Солар Технолоджи" и ООО "Грин Энерджи Рус" выработка составила 0,2 процента.

2.7. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за отчетный 5-летний период

2.7.1. Балансы мощности

Балансы мощности энергосистемы Саратовской области за последние 5 лет представлены в таблице 10 и на рисунке 7.

Таблица 10

Балансы мощности энергосистемы Саратовской области на час прохождения максимума потребления энергосистемы за 2017-2021 годы, МВт

Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Установленная электрическая мощность, в том числе:	6601	6609	6646	6573	6573
АЭС	4000	4000	4000	4000	4000
ГЭС	1397	1403	1415	1427	1427
ТЭС	1204	1186	1186	1076	1076
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	-	20	45	70	70
Ограничения установленной мощности (+) / технически возможное превышение над установленной мощностью (-):	-256,71	-171,51	-220,32	-148,85	-259,99
АЭС	-282,56	-202,04	-281,34	-213,62	-310,77
ГЭС	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ТЭС	25,850	22,88	21,71	-0,1	1,71
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	-	7,65	39,31	64,87	49,07
Ремонтное снижение:	349,0	1540,0	294,0	1294,0	306,0
АЭС	0,0	1000,0	0,0	1000,0	0,0
ГЭС	234,0	540,0	294,0	294,0	306,0
ТЭС	115,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	-	0,0	0,0	0,0	0,0
Рабочая мощность, в том числе:	6508,71	5240,51	6572,32	5427,85	6526,99
АЭС	4282,56	3202,04	4281,34	3213,62	4310,77
ГЭС	1163,0	863,0	1121,0	1133,0	1121,0
ТЭС	1063,15	1163,12	1164,29	1076,1	1074,29
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	-	12,35	5,69	5,13	20,93
Собственный максимум потребления энергосистемы	2081,34	1991,25	2001,67	1976,5	2048,84
Дефицит (-)/избыток (+)	4427,37	3249,26	4570,65	3451,35	4478,15

При наличии собственной генерации и фактических максимумах потребления мощности в период 2017-2021 годов энергосистема Саратовской области является избыточной по мощности. Избыток мощности по межсистемным связям выдается в смежные энергосистемы.

2.7.2. Балансы электрической энергии

Балансы электрической энергии энергосистемы Саратовской области за последние 5 лет представлены в таблице 11 и на рисунке 8.

Таблица 11

Балансы электрической энергии энергосистемы Саратовской области за 2017-2021 годы, млн кВт*ч

Наименование показателя	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Потребление всего:	13038	13370	12676	12458	13162
Выработка электроэнергии всего:	42373	42003	39342	40841	42163
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-29335	-28633	-26666	-28383	-29001

Фактические балансы электрической энергии энергосистемы Саратовской области за последние пять лет складывались с избытком. Избыток электроэнергии выдается в смежные энергосистемы.

2.8. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше

На территории энергосистемы Саратовской области находится 1 подстанция класса напряжения 500 кВ (ПС 500 кВ Курдюм), 18 подстанций 220 кВ (ПС 220 кВ Терешка, ПС 220 кВ Екатериновка тяг., ПС 220 кВ Буровка тяг., ПС 220 кВ Центральная, ПС 220 кВ Хопер, ПС 220 кВ Метзавод, ПС 220 кВ Саратовская, ПС 220 кВ Ртищево, ПС 220 кВ Подлесное, ПС 220 кВ Пушкино, ПС 220 кВ Красный Яр, ПС 220 кВ Ершовская, ПС 220 кВ Екатериновка-газовая, ПС 220 кВ Горный, ПС 220 кВ Вольская, ПС 220 кВ Возрождение, ПС 220 кВ Балаковская, ПС 220 кВ Аткарская), 286 подстанции 110 кВ, 7 участков воздушных линий электропередачи классом напряжения 500 кВ, 28 воздушных линий электропередачи классом напряжения 220 кВ, 273 линий электропередач классом напряжения 110 кВ.

Общая протяженность ЛЭП, расположенных на территории энергосистемы Саратовской области, и суммарная установленная электрическая мощность автотрансформаторов и трансформаторов:

500 кВ - 915,52 км/1509 МВА;

220 кВ - 1816,95 км/3215 МВА;

110 кВ - 7958,07 км/6643,8 МВА.

Перечень существующих ЛЭП и подстанций энергосистемы Саратовской области классом напряжения 110 кВ и выше приведен в таблицах 1 и 2 приложения N 1. Сводные данные электросетевого хозяйства представлены в таблице 12.

Таблица 12

Сводные данные электросетевого хозяйства

Класс напряжения	Количество ПС	Количество трансформаторов	Мощность трансформаторов	ВЛ		КЛ
				количество	протяженность	количество	протяженность
кВ	шт.	шт.	МВА	шт.	км	шт.	км
500	1	10	1509	7	915,52	-	-
220	18	42	3231	28	1816,95	-	-
110	286	413	6643,8	273	7947,93	2	10,14
35	363	479	1337,5	255	5014,2	9	39,1
6-10	14516	18465	4317,1	2200	27303,4	8034	5253,2

2.9. Основные внешние электрические связи энергосистемы Саратовской области

Энергосистема Саратовской области связана с энергосистемами Казахстана, энергосистемой Волгоградской области и энергосистемами ОЭС Средней Волги, перечень основных связей представлен в таблице 13.

Таблица 13

Перечень основных внешних электрических связей энергосистемы Саратовской области 35 кВ и выше

Наименование энергосистемы	Диспетчерское наименование линии электропередач
Энергосистема Ульяновской области	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Ключики
Энергосистема Самарской области	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1
	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Красноармейская N 2
	ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение
	ВЛ 110 кВ Поляково - Перелюб с отпайкой на ПС Иваниха
Энергосистема Пензенской области	ВЛ 220 кВ Ртищево - Сердобск
	ВЛ 110 кВ Ртищево - Сердобск
Энергосистема Воронежской области	ВЛ 110 кВ Байчурово тяговая - имени Матвиенко
Энергосистема Волгоградской области	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Трубная
	ВЛ 220 кВ Балашовская - Хопер
	ВЛ 110 кВ Байчурово тяговая - Балашовская
	ВЛ 110 кВ Хопер-2 тяговая - Балашовская с отпайкой на ПС Родничок
	ВЛ 110 кВ Лепехинка - Гмелинка
	ВЛ 35 кВ Свердлово - Кленовская
ОЭС Казахстана	ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Степная
	ВЛ 110 кВ Озинки - Семиглавый Мар
	ВЛ 35 кВ Новоузенская - Богатырево
	ВЛ 35 кВ Петропавловка - Джаксыбай
	ВЛ 35 кВ Александров Гай - Казталовка

2.10. Характеристика энергоузлов (энергорайонов) на территории энергосистемы Саратовской области

Характерной особенностью энергосистемы является наличие шести энергорайонов: Саратовского, Балаковского, Балашовского (транзитный район не имеет собственной генерации), Пугачевского, Ершовского, Новоузенского, Дергачевского. Саратовский энергорайон характеризуется дефицитом генерирующей электрической мощности, а Балаковский - наоборот наличием значительного избытка генерирующих мощностей. На территории Пугачевского, Ершовского, Новоузенского и Дергачевского муниципальных районов Саратовской области функционируют фотоэлектрические солнечные электростанции СЭС ООО "АвеларСолар Технолоджи" и ООО "Грин Энерджи Рус", установленная электрическая мощность которых 70 МВт по состоянию на 1 января 2022 года.

3. Характеристика функционирования энергосистемы Саратовской области

Основными проблемами текущего состояния энергосистемы на территории Саратовской области являются:

наличие энергоузлов (энергорайонов) на территории энергосистемы, в которых при расчетных условиях прогнозируется недопустимое изменение параметров электроэнергетического режима;

наличие ПС 110 кВ, на которых загрузка отдельных силовых трансформаторов превышает длительно допустимую нагрузку () в нормальной схеме или при отключении одного из трансформаторов из нормальной схемы с учетом реализации схемно-режимных мероприятий, предусмотренных пунктом 6.2 ГОСТ Р 58670-2019.

3.1. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области на зимний/летний максимум нагрузок за отчетный период

С целью выявления энергорайонов с недопустимыми изменениями параметров электроэнергетического режима в энергосистеме Саратовской области, характерных для отчетного 2021 года, выполнены расчеты установившихся электроэнергетических режимов в нормальной схеме и основных ремонтных схемах, а также при нормативных возмущениях в нормальной и основных ремонтных схемах электрической сети.

Расчеты установившихся электроэнергетических режимов проведены с использованием программного комплекса RastrWin3.

Электрические нагрузки на ПС 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области приняты в соответствии с летним и зимним контрольными замерами 2021 года.

Потребление энергосистемы Саратовской области в период зимних максимальных нагрузок 2021 года принято на уровне максимума энергосистемы 2021 года, выявленного 25 февраля 2021 года в 09.00 по московскому времени (далее - мск) при температуре минус 16,9 градуса Цельсия, и составляет 2048,8 МВт.

Потребление энергосистемы Саратовской области в период зимних минимальных нагрузок 2021 года принято на уровне потребления в день прохождения максимума 25 февраля 2021 года в 00:00 мск при температуре зимнего контрольного замера минус 16,9 градуса Цельсия и составляет 1540,1 МВт.

Потребление энергосистемы Саратовской области в период летних максимальных нагрузок 2021 года принято на уровне потребления в день зафиксированного летнего максимума 19 июля 2021 года 15:00 мск при среднесуточной температуре плюс 29,7 градуса Цельсия и составляет 1910,7 МВт.

Потребление энергосистемы Саратовской области в период летних минимальных нагрузок 2021 года принято на уровне потребления в день зафиксированного летнего максимума 19 июля 2021 года 02:00 мск при среднесуточной температуре плюс 29,7 градуса Цельсия и составляет 1271,83 МВт.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 года N 6307F ¹.

В нормальной схеме электрической сети энергосистемы Саратовской области в электрических режимах зимнего и летнего максимума нагрузок на период 2021 года параметры режима находятся в области допустимых значений.

Анализ результатов расчетов электрических режимов при единичных отключениях в нормальной, а также в основных ремонтных схемах показал, что уровни напряжений на шинах 110 кВ и выше станций и подстанций энергосистемы Саратовской области на этапе 2021 года находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечивающих нормативные запасы устойчивости.

По результатам анализа текущего состояния электроэнергетической системы Саратовской области на летний максимум нагрузок 2021 года при единичных отключениях в нормальной схеме электрической сети выявлено превышение допустимого перетока мощности в контролируемом сечении "Дефицит ПБ-ЛБ".

------------------------------

¹ При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов, в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах, время реализации мероприятий принято в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 года N 630. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.

------------------------------

Саратов - Энгельсский энергорайон (контролируемое сечение "Дефицит ПБ-ЛБ")

Основные центры питания в составе Саратов-Энгельсского энергорайона:

Правобережная часть: ПС 500 кВ Курдюм, ПС 220 кВ Саратовская, Саратовская ТЭЦ-2, ПС 110 кВ Распределительная, ПС 110 кВ Западная;

Левобережная часть: Энгельсская ТЭЦ-3, ПС 220 кВ Красный Яр, ПС 220 кВ Пушкино.

Саратов-Энгельсский энергорайон характеризуется дефицитом активной мощности. Максимум потребления мощности энергорайона в летний период 2022 года прогнозируется на уровне 450 МВт при суммарной располагаемой мощности электростанций (Саратовская ТЭЦ-2, Энгельсская ТЭЦ-3) - 143,67 МВт.

Основными потребителями электрической энергии в Саратов-Энгельсском энергорайоне являются бытовая и промышленная нагрузка г. Саратова, г. Энгельса и прилегающих к ним районов Саратовской области I, II, III категории надежности. Численность населения, проживающего в границах энергорайона, составляет около 1,1 млн человек.

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Саратовская - Западная в летнем режиме максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ (плюс 30 градусов Цельсия) с учетом действия АВР на ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Агрегатная и ПС 110 кВ Мельзаводская приводит к превышению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении "Дефицит ПБ-ЛБ".

По результатам анализа схемно-режимных мероприятий установлено, что эффективные мероприятия, позволяющие обеспечить допустимую загрузку контролируемого сечения "Дефицит ПБ-ЛБ" в течение 20 минут после аварийного возмущения, отсутствуют. Мероприятия по изменению топологии электрической сети и мощности электростанций отсутствуют. В соответствии с письмом ПАО "МРСК Волги" от 7 апреля 2020 года N МР6/3/1310 перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) на другие энергоузлы (энергорайоны) не может быть реализован в течение требуемого времени (20 минут) по причине отсутствия постоянного оперативного персонала (ПС 110 кВ Агрегатная, ПС 110 кВ Мельзаводская, ПС 35 кВ Док и ПС 35 кВ Университетская обслуживаются ОВБ). Таким образом, время перевода нагрузки потребителей данных ПС на другие центры питания превышает 20 минут. Превентивный перевод электроснабжения потребителей на другие центры питания не позволяет обеспечить требуемую категорию надежности электроснабжения потребителей в нормальном режиме.

Установка АОПО ВЛ 110 кВ Курдюм - Песчаный Умет-2 II цепь с отпайками на ПС 500 кВ Курдюм (ПАО "ФСК ЕЭС") с действием на отключение нагрузки потребителей на ПС 110 кВ Распределительная, Саратовской ТЭЦ-2, ПС 110 кВ Западная и Энгельсской ТЭЦ-3 в объеме до 65 МВт позволит исключить рассматриваемый энергорайон из перечня "узких мест". Указанное мероприятие отсутствует в инвестиционной программе ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020-2024 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 28 декабря 2021 года N 35@, в технических условиях на технологическое присоединение, а также в иных программных документах.

Альтернативным мероприятием, позволяющим исключить рассматриваемый энергорайон из перечня "узких мест", является мероприятие по сооружению заходов ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Саратовская с отпайкой на ПС Трофимовский 2 тяговая на ПС 110 кВ Западная с установкой АОПО ВЛ 110 кВ Саратовская - Западная I, II цепь на ПС 110 кВ Западная, реализуемое ПАО "Россети Волга" в рамках титулов "Строительство заходов ВЛ 110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная" и "Строительство заходов ВЛ-110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная (монтаж оборудования связи и РЗА на ПС 110/6 кВ Западная)".

По причине случившегося в апреле 2019 года оползня в районе предполагаемого места строительства возникла необходимость корректировки проектной и рабочей документации в части повторного проведения инженерных изысканий, а также повторного получения положительных заключений государственной экспертизы проектной документации и государственной экологической экспертизы. Проектная проработка указанных мероприятий включена в инвестиционную программу ПАО "Россети Волга" на 2018-2022 годы, утвержденную приказом Минэнерго России от 8 декабря 2021 года N 16@, со сроком завершения проектирования в 2022 году. В настоящее время проектно-изыскательские работы не завершены.

В пункте 4.2 протокола согласительного совещания в Минэнерго России "О рассмотрении замечаний к проекту корректировки инвестиционной программы ПАО "Россети Волга" на 2018-2022 годы" от 27 сентября 2021 года N 07-1558-пр (далее - Протокол Минэнерго России N 07-1558-пр от 27 сентября 2021 года) отмечена следующая позиция ПАО "Россети Волга":

"В 2021 году при согласовании с министерством природных ресурсов и экологии Саратовской области мероприятий по вырубке (расчистке) от древесно-кустарниковой растительности территории природного парка "Кумысная поляна" были получены рекомендации о проработке альтернативной трассы прохождения КЛ 110 кВ с целью снижения воздействия на окружающую среду и минимизации вреда древесно-кустарниковой растительности.

Проводимая в настоящее время корректировка проектной и рабочей документации подразумевает повторное проведение необходимых работ и оформление всех ранее полученных документов, а именно: проведение инженерных изысканий, разработка и утверждение документации по планировке территории, расчет устойчивости склона, получение разрешение на вырубку, оформление лесной декларации, прохождение государственной экспертизы проектной документации и др. Реализация данных мероприятий требует больших временных затрат, из-за чего существуют риски их невыполнения до 2022 года. Необходим перенос строительно-монтажных работ на 2023 год.".

В пункте 4.3 Протокола Минэнерго России N 07-1558-пр от 27 сентября 2021 года отмечена следующая позиция АО "СО ЕЭС":

"Отметить позицию АО "СО ЕЭС" о недопустимости завершения реализации мероприятий, предусмотренных инвестиционными проектами H_СарРС00433-1 и H_СарРС00433-2, позднее 2022 года в связи с наличием рисков выхода параметров электрического режима из области допустимых значений и, как следствие, необходимостью ввода графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности).".

В соответствии с информацией, приведенной в пункте 4.4 протокола согласительного совещания в Минэнерго России "О рассмотрении замечаний к проекту корректировки инвестиционной программы ПАО "Россети Волга" на 2018-2022 годы" от 27 сентября 2021 года N 07-1558-пр, ПАО "Россети Волга" поручено принять возможные меры к ускорению выполнения мероприятий по корректировке проектной и рабочей документации по инвестиционным проектам "Строительство заходов ВЛ-110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная" и "Строительство заходов ВЛ-110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная (монтаж оборудования связи и РЗА на ПС 110/6 кВ Западная)", получению исходно-разрешительной документации, согласованию проектной и рабочей документации с АО "СО ЕЭС". До направления в Минэнерго России проекта инвестиционной программы на очередной период тарифного регулирования в 2022 году ПАО "Россети Волга" поручено также представить информацию о ходе выполнения проектно-изыскательских работ с целью принятия окончательного решения по срокам выполнения строительно-монтажных и пуско-наладочных работ.

На основании изложенного данное мероприятие является более приоритетным.

Рекомендуемый срок завершения проектирования по инвестиционным проектам "Строительство заходов ВЛ-110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная" и "Строительство заходов ВЛ-110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная (монтаж оборудования связи и РЗА на ПС 110/6 кВ Западная)" - 2022 год.

3.2. Расчет и анализ загрузки центров питания 110 кВ

С целью выявления наличия в энергосистеме Саратовской области ПС 110 кВ, на которых загрузка отдельных силовых трансформаторов превышает длительно допустимую нагрузку () в нормальной схеме или при отключении одного из трансформаторов из нормальной схемы с учетом реализации схемно-режимных мероприятий, предусмотренных пунктом 6.2 ГОСТ Р 58670-2019, произведен анализ загрузки центров питания на основании данных контрольных замеров за предыдущие пять лет.

Анализ загрузки ЦП 110 кВ и выше производился при температуре окружающего воздуха в день контрольного замера. В таблице 14 представлены данные по температурам в дни контрольного замера (лето, зима) для каждого года ретроспективного пятилетнего периода.

Таблица 14

Температура наружного воздуха в дни контрольных замеров

Год	Дата контрольного замера	Температура в день контрольного замера
2017	20.12.2017	-10
	21.06.2017	22,1
2018	19.12.2018	-11,6
	20.06.2018	25,1
2019	18.12.2019	1,5
	19.06.2019	23,3
2020	16.12.2020	-9,7
	17.06.2020	23,5
2021	15.12.2021	-3,8
	16.06.2021	23,6

Анализ загрузки центров питания 110 кВ и выше производился с учетом реализации возможных схемно-режимных мероприятий, предусмотренных пунктом 6.2 ГОСТ Р 58670-2019, исходя из следующих критериев:

для однотрансформаторных подстанций по критерию недопустимости превышения величины перспективной нагрузки существующего нагрузочного трансформатора () над длительно допустимой нагрузкой () нагрузочного трансформатора в нормальной схеме;

для двух- и более трансформаторных подстанций по критериям недопустимости превышения величины перспективной нагрузки существующего нагрузочного трансформатора () над длительно допустимой нагрузкой () нагрузочного трансформатора с учетом отключения одного из взаиморезервируемых трансформаторов на подстанции.

В таблице 15 приведен анализ загрузки центров питания 110 кВ, у которых выявлено превышение длительно допустимой токовой загрузки трансформатора, в таблице 16 представлены данные контрольного замера за период 2017-2021 годов по рассматриваемым ПС.

Таблица 15

Анализ загрузки центров питания 110 кВ и выше в энергосистеме Саратовской области

Наимено-вание ЦП	Год ввода/реконструкции	Класс напр. ПС, кВ	Наименование трансформатора	Ном. напр. обмоток трансформатора, кВ	Sном, МВА	Суммарная установленная мощность трансформаторов, МВА	Максимум нагрузки по ПС за последние 5 лет, МВА	Суммарная заявляемая мощность, МВт	Суммарная заявляемая мощность с учетом Kp, МВА	Расчетный максимум по ПС по годам (без учета применения схемно-режимных мероприятий), МВА
										2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
ПС 110 кВ Луганск	1981	110	Т1	110/35/10	16	22,3	9,81	0,037	0,01	9,82	9,82	9,82	9,82	9,82	9,82
	1978	110	Т2	110/35/10	6,3
ПС 110 кВ Лысые Горы	1970	110	Т1	110/35/10	10	20	12	0,09	0,02	12,02	12,02	12,02	12,02	12,02	12,02
	1972	110	Т2	110/35/10	10
ПС 110 кВ Татищево	1974	110	Т1	35/10	4	6,5	4,85	0,11	0,04	4,93	4,93	4,93	4,93	4,93	4,93
	1974	110	Т3	35/10	2,5
	2015	110	Т4	110/35/10	25	66	13,09	0,03	0,01	13,1	13,1	13,1	13,1	13,1	13,1
	1987	110	Т5	110/35/10	16
	2017	110	Т6	110/10/10	25
ПС 110 кВ Подлесное	1978	110	Т1	110/35/6	25	31,3	10,95	0,00	0,00	10,95	10,95	10,95	10,95	10,95	10,95
	1983	110	Т2	110/35/10	6,3
	2018	110	Т3	35/6	4	4		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ПС 110 кВ Северо-Восточная	1990	110	Т1, Т1А	110/10	20	61	20,25	0,00	0,00	20,25	20,25	20,25	20,25	20,25	20,25
	1981	110	Т2	110/10	16
	1987	110	Т4	110/10/10	25

Таблица 16

Данные контрольного замера за период 2017-2021 годов в энергосистеме Саратовской области

Наименование ЦП	Зимняя максимальная нагрузка за последние 5 лет, МВА					Летняя максимальная нагрузка за последние 5 лет, МВА					Зимний максимум по ПС за последние 5 лет., МВА	Летний максимум по ПС за последние 5 лет., МВА
	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
ПС 110 кВ Луганск	7,21	3,39	4,06	5,37	4,07	7,17	7,78	9,81	5,01	4,10	7,21	9,81
ПС 110 кВ Лысые Горы	9,51	12,00	11,16	10,48	10,67	7,52	6,96	7,88	9,99	6,52	12	9,99
ПС 110 кВ Татищево	17,94	17,05	14,83	11,99	15,18	9,74	12,53	14,46	11,59	11,59	17,94	14,46
ПС 110 кВ Подлесное	1,55	7,95	1,47	7,95	7,97	6,97	2,18	1,75	10,95	2,5	7,97	10,95
ПС 110 кВ Северо-Восточная	15,45	18,49	18,71	20,25	20,14	11,55	12,70	13,01	13,85	16,51	20,25	16,51

Выполненный анализ позволил выявить ряд подстанций, соответствующих принятым критериям:

ПС 110 кВ Луганск;

ПС 110 кВ Лысые горы;

ПС 110 кВ Татищево;

ПС 110 кВ Подлесное.

Для вышеперечисленных центров питания требуется разработка мероприятий по разгрузке трансформаторного оборудования.

ПС 110 кВ Луганск

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110 кВ Луганск установлено 2 (два) силовых трансформатора. Данные по трансформаторам представлены в таблице 17, однолинейная схема ПС 110 кВ Луганск представлена на рисунке 10.

Таблица 17

Данные по трансформаторам ПС 110 кВ Луганск

Трансформатор	Марка	Год ввода	S, МВА	, МВА	при 23,3 градуса Цельсия, о.е.
Т1	ТДТН-16000/110/35/10	1981	16	15,52	0,97
Т2	ТМТН-6300/110/35/10	1978	6,3	6,11	0,97

Примечание:

- величина длительно допустимой нагрузки трансформаторов ();

- коэффициент допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) трансформаторов.

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2017-2021 годов составила 9,81 МВА (по стороне 35 кВ - 8,9 МВА, по стороне 10 кВ - 0,91 МВА) и зафиксирована в летний контрольный замер 2019 года. Данная нагрузка подстанции превышает трансформатора Т2.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,037 МВт (0,01 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП перспективная нагрузка данной подстанции может составить 9,82 МВА. Данная нагрузка подстанции превышает трансформатора Т2.

Согласно данным собственника (письмо ПАО "Россети Волга" от 11 апреля 2022 года N МР6/3/896) на ПС 110 кВ Луганск в ПАР предусмотрен перевод нагрузки на другие центры питания по стороне 35 кВ в объеме до 9,5 МВА.

Перспективная нагрузка существующих трансформаторов определяется следующим образом:

- мощность новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с ТУ на ТП, с учетом коэффициентов реализации;

увеличение нагрузки рассматриваемой подстанции в случае перераспределения мощности с других центров питания;

- объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, в соответствии с пунктом 6.2 ГОСТ Р 58670-2019.

С учетом сказанного замена существующего трансформатора Т2 не требуется.

ПС 110 кВ Лысые Горы

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110 кВ Лысые Горы установлено 2 (два) силовых трансформатора. Данные по трансформаторам представлены в таблице 18, однолинейная схема ПС 110 кВ Лысые Горы представлена на рисунке 11.

Таблица 18

Данные по трансформаторам ПС 110 кВ Лысые Горы

Трансформатор	Марка	Год ввода	S, МВА	, МВА	при -11 градусов Цельсия, о.е.
Т1	ТДТН-10000/110/35/10	1970	10	12	1,2
Т2	ТДТН-10000/110/35/10	1972	10	12	1,2

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2017-2021 годов составила 12 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года. Данная нагрузка подстанции равна трансформаторов.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,09 МВт (0,02 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП перспективная нагрузка данной подстанции может составить 12,02 МВА.

В соответствии с письмом ПАО "Россети Волга" от 28 декабря 2021 года N МР6/3/3929 согласно данным замерного дня, представленным Правобережным ПО филиала ПАО "Россети Волга" - "Саратовские РС", суммарная загрузка Т1 и Т2 составила 12 МВА, при этом в связи с отклонением от нормальной схемы 19 декабря 2018 года часть нагрузки в объеме 2,5 МВА была переведена с ПС 110 кВ Луганск на ПС 110 кВ Лысые Горы по сети 35 кВ. Таким образом, с учетом восстановления нормальной схемы электроснабжения суммарная загрузка ПС 110 кВ Лысые Горы составляет 9,52 МВА, что не превышает номинальную мощность трансформатора в ПАР.

Исходя из вышеописанного замена существующих силовых трансформаторов Т1 и Т2 не требуется.

ПС 110 кВ Татищево

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110 кВ Татищево установлено 5 (пять) силовых трансформаторов. Данные по трансформаторам представлены в таблице 19, однолинейная схема ПС 110 кВ Татищево представлена на рисунке 12.

Таблица 19

Данные по трансформаторам ПС 110 кВ Татищево

Трансформатор	Марка	Год ввода	S, МВА	, МВА	при -10 градусов Цельсия, о.е.
Т1	35/10	1974	4	4,2	1,05
Т3	35/10	1974	2,5	2,625	1,05
Т4	ТДТН-25000/110/35/10	2015	25	31,25	1,25
Т5	ТДТН-16000/110/35/10	1987	16	19,2	1,2
Т6	ТРДН-25000/110/10-10	2017	25	31,25	1,25

Максимальная нагрузка для Т1 и Т3 в период 2017-2021 годов составила 4,85 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2017 года. Данная загрузка превышает Т1 и Т3.

Максимальная нагрузка (Т4, Т5, Т6), зафиксированная в зимний контрольный замер 2017 года, составила 13,09 МВА (из них 4,1 МВА нагрузка на 2 СШ-10 кВ).

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение к Т1 и Т3 энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,11 МВт (0,04 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации). При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП перспективная нагрузка трансформаторов Т1 и Т3 может составить 4,89 МВА, что превышает каждого из трансформаторов Т1 и Т3.

В соответствии с письмом ПАО "Россети Волга" от 28 декабря 2021 года N МР6/3/3929 при аварийном отключении Т1 нагрузка 1 СШ 10 кВ может быть переведена:

на 2 СШ включением СВ-10 кВ 1-2 СШ. В этом случае загрузка связи между 7 СШ 10 кВ и 2 СШ 10 кВ составит около 3,26 + 4,1 = 7,36 МВА (404 А), что приведет к превышению ДДТН ТТ-10 кВ в ячейке В-10 "Перемычка с 2 СШ 10 кВ" (300/5 А) и в ячейке В-10 "ф.1004 Перемычка с 7 СШ-10" (ТТ 200/5 А);

на 3 СШ включением СВ-10 кВ 1-2 СШ, СВ-10 кВ 2-3 СШ и отключением В-10 "ф. 1004 Перемычка с 7 СШ-10", при этом загрузка Т3 составит 4,90 + 4,1 = 9 МВА, что превышает трансформатора Т3.

При аварийном отключении Т3 нагрузка 3 СШ 10 кВ может быть переведена:

на 2 СШ включением СВ-10 кВ 2-3 СШ. В этом случае загрузка связи между 7 СШ 10 кВ и 2 СШ 10 кВ составит около 5,7 МВА (317 А), что приведет к превышению ДДТН ТТ-10 кВ в ячейке В-10 "Перемычка с 2 СШ 10 кВ" (300/5 А) и ТТ-10 кВ ячейке В-10 "ф. 1004 Перемычка с 7 СШ-10" (ТТ 200/5 А);

на 1 СШ включением СВ-10 кВ 1-2 СШ, СВ-10 кВ 2-3 СШ и отключением В-10 "ф. 1004 Перемычка с 7 СШ-10", при этом загрузка Т1 составит 4,9 + 4,1 = 9 МВА, что превышает трансформатора Т1.

Для обеспечения возможности применения схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки 1 СШ 10 кВ на 2 СШ 10 кВ при отключении Т1 и возможности применения схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки 3 СШ 10 кВ на 2 СШ 10 кВ при отключении Т1 рекомендуется замена ТТ в ячейках В-10 кВ "Перемычка с 2 СШ 10 кВ", "ф.1004 Перемычка с 7 СШ-10" на ТТ 500/5 А (параметры ТТ должны уточняться в рамках стадийного проектирования), также может потребоваться замена кабельного участка и провода в перемычке между 2 сш 10 кВ и 7 сш 10 кВ ПС 110 кВ Татищево.

ПС 110 кВ Подлесное

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110 кВ Подлесное установлено 3 (три) силовых трансформатора. Данные по трансформаторам представлены в таблице 20, однолинейная схема ПС 110 кВ Подлесное представлена на рисунке 13.

Таблица 20

Данные по трансформаторам ПС 110 кВ Подлесное

Трансформатор	Марка	Год ввода	S, МВА	, МВА	при 23,5 градуса Цельсия, о.е.
Т1	ТДТН-25000/110	1978	25	24	0,96
Т2	ТМТН-6300/110	1983	6,3	6,048	0,96
Т3	ТМ-4000/35	2018	4	4,2	1,05

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2017-2021 годов составила 10,95 МВА и зафиксирована в летний контрольный замер 2020 года.

Класс напряжения трансформаторов ПС 110 кВ Подлесное Т1 - 110/35/6 кВ, Т2 - 110/35/10 кВ, Т3 - 35/6 (отключен). Обмотки НН и СН трансформаторов загружены неравномерно, и, составляют: Т1 НН (6 кВ) - 2,45 МВА, Т1 СН (35 кВ) - 7,68 МВА, Т2 НН (10 кВ) - 0,18 МВА, Т2 СН (35 кВ) - 0,64 МВА.

С учетом того, что обмотки НН Т1 и Т2 разного класса напряжений при аварийном отключении Т1, нагрузка трансформатора Т2 составит 8,5 МВА, при аварийном отключении Т2 нагрузка трансформатора Т1 составит 10,77 МВА. Данная нагрузка подстанции превышает трансформатора Т2.

ТУ на ТП энергопринимающих устройств потребителей к ПС 110 кВ Подлесное в настоящее время отсутствуют.

В соответствии с письмом ПАО "Россети Волга" от 12 апреля 2022 года N МР6/3/906 на ПС 110 кВ Подлесное в ПАР предусмотрен перевод нагрузки на другие центры питания по стороне 35 кВ в объеме до 1,69 МВА.

Нагрузка оставшегося в работе трансформатора Т2 с учетом перевода нагрузки может составить 6,81 МВА, что превышает .

С учетом возможности перевода перспективная нагрузка существующих трансформаторов составит:

С учетом сказанного требуется замена существующего трансформатора Т2 на новый 1 x 10 МВА.

Рекомендуемый срок выполнения мероприятий - 2028 год.

ПС 110 кВ Северо-Восточная

В настоящий момент в целях снабжения потребителей на ПС 110 кВ Северо-Восточная установлено 4 (четыре) силовых трансформатора. Данные по трансформаторам представлены в таблице 21, однолинейная схема ПС 110 кВ Северо-Восточная представлена на рисунке 14.

Таблица 21

Данные по трансформаторам ПС 110 кВ Северо-Восточная

Трансформатор	Марка	Год ввода	S, МВА	, МВА	при -9,7 градусах Цельсия, о.е.
Т1	ТДН-10000/110	1990	10	11,99	1,199
Т1-А	ТДН-10000/110	1990	10	11,99	1,199
Т2	ТДН-16000/110	1981	16	19,184	1,199
Т4	ТРДН-25000/110	1987	25	29,975	1,199

Из-за конструктивных особенностей размещения оборудования ЗРУ-10кВ имеет нетиповую схему ПС с использованием четырех трансформаторов различной мощности (Т1 - 10 МВА, Т1А - 10 МВА, Т2 - 16 МВА, Т4 -25 МВА). Согласно информации собственника объекта, представленной письмом ПАО "Россети Волга" от 23 апреля 2021 года N МР6/5/1631, существующая схема имеет следующие недостатки:

невозможно вывести в ремонт отдельно Т1 и Т1А, так как оба трансформатора работают на один ввод и питают одну секцию шин 10 кВ;

схема подстанции не позволяет осуществить включение в работу обеих секций шин 10 кВ через собственные трансформаторы при выводе в ремонт одной из питающих линий 110 кВ, так как отсутствует возможность перевода защит силового трансформатора одной секции шин на соседний ОД и КЗ;

мостовая перемычка расположена после ОД и КЗ;

замена ОД-110, КЗ-110 на В-110 при существующей компоновке ОР 110 на ПС 110/10 Северо-Восточная невозможна ввиду нетиповой схемы ПС, потребуется установка четырех В-110 кВ комплектами ОПН-110 кВ ТТ 110 кВ и шинными разъединителями 110 кВ: три В-110 в цепях силовых трансформаторов и один В-110 секционный;

стесненные условия не позволяют выполнить установку данного оборудования на ПС с соблюдением необходимых габаритных расстояний. Замена ОД-110, КЗ-110 на В-110 возможна при двухтрансформаторной схеме ОРУ-110.

Максимальная нагрузка данной подстанции в период 2017-2021 годов составила 20,25 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2020 года.

ТУ на ТП энергопринимающих устройств потребителей к ПС 110 кВ Северо-Восточная в настоящее время отсутствуют.

Согласно акту технического освидетельствования оборудования N 8 ПС 110 кВ Северо-Восточная от 26 февраля 2016 года необходима замена оборудования в связи с неудовлетворительным техническим состоянием.

В соответствии со Стандартом организации ПАО "ФСК ЕЭС" "СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения" при модернизации ПС 110 Северо-Восточная предусматривается замена оборудования ЗРУ-10 кВ, ОРУ-110 кВ и монтаж двух новых силовых трансформаторов взамен Т1, Т1А, Т2, Т4 для (ОРУ-110, ЗРУ-10) с применением типовой схемы на В-110 и установкой 2 трансформаторов по 25 МВА каждый (конкретная схема из перечня типовых уточняется при проектировании).

Выбор и обоснование мощности новых трансформаторов представлены ниже.

В соответствии с письмом ПАО "Россети Волга" от 6 апреля 2021 года N МР6/3/1122 на ПС 110 кВ Северо-Восточная в ПАР отсутствует возможность перевода нагрузки на другие центры питания.

С учетом отсутствия возможности перевода нагрузки перспективная нагрузка трансформаторов составит:

С учетом сказанного установки двух трансформаторов по 25 МВА каждый на ПС 110 кВ Северо-Восточная достаточно.

Исходя из вышеописанного рекомендуется выполнить замену всех существующих силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Северо-Восточная на два новых мощностью 2 x 25 МВА.

Рекомендуемый срок выполнения мероприятий - 2027 год.

3.3. Выводы по результатам анализа отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области за отчетный период

На основании проведенного анализа результатов расчетов электрических режимов в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области выявлено превышение МДП в контролируемом сечении "Дефицит ПБ-ЛБ" в режимах летних максимальных нагрузок при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Саратовская - Западная в нормальной схеме.

Для недопущения выхода параметров режима за область допустимых значений рекомендуются следующие мероприятия:

сооружение заходов ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Саратовская с отпайкой на ПС Трофимовский 2 тяговая на ПС 110 кВ Западная;

установка АОПО ВЛ 110 кВ Саратовская - Западная I, II цепь на ПС 110 кВ Западная.

На основании результатов анализа загрузки центров питания 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области выявлена необходимость реконструкции ПС 110 кВ Подлесное с заменой трансформатора Т2 6,3 МВА на новый мощностью 10 МВА.

Мероприятие по замене на ПС 110 кВ Северо-Восточная Т1, Т1А, Т2 и Т4 на 2 x 25 МВА обосновано техническим состоянием оборудования (обоснования приведены в пункте 3.2).

4. Основные направления развития электроэнергетики Саратовской области

4.1. Цели и задачи развития энергетики

В рамках Стратегии социально-экономического развития Саратовской области до 2030 года, утвержденной постановлением Правительства Саратовской области от 30 июня 2016 года N 321-П, (далее - Стратегия) установлены следующие цели и задачи.

Генеральная цель Стратегии - обеспечение устойчивого повышения уровня и качества жизни населения на основе формирования и развития конкурентной экономики при соблюдении соответствующих экологических требований.

Приоритетными направлениями для достижения поставленной стратегической цели социально-экономического развития автономного округа являются:

сохранение, воспроизводство и развитие человеческого потенциала региона;

повышение качества жизни населения;

развитие экономического потенциала.

Основными целями развития электроэнергетики Саратовской области являются:

модернизация электроэнергетического комплекса для повышения энергетической эффективности и обеспечения развития (конкурентоспособности) экономики и повышения качества жизни населения;

обеспечение надежного и безопасного энергоснабжения потребителей;

снижение потерь в электрических сетях.

Условиями успешной реализации поставленных целей является своевременное и качественное развитие электроэнергетики, сопровождаемое решением следующих задач:

обеспечение надежного и безопасного энергоснабжения потребителей;

эффективное использование топливно-энергетических ресурсов региона с учетом экологических требований;

обеспечение снижения потерь в электрических сетях;

способствование модернизации электроэнергетического комплекса с оптимизацией топливного баланса для повышения энергетической эффективности, обеспечения развития (конкурентоспособности) экономики и повышения качества жизни населения.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 2022-2027 годы

4.2.1. Базовый прогноз потребления

Прогноз потребления электроэнергии и мощности в энергосистеме Саратовской области на 2022-2027 годы на основе проекта схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2022-2028 годы представлен в таблице 22.

Таблица 22

Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности в энергосистеме Саратовской области в 2022-2027 годах

Наименование показателя, единица измерения	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Потребление электроэнергии в энергосистеме Саратовской области, млн кВт*ч	13312	13275	13610	13739	13534	13752
Абсолютный прирост потребления электроэнергии, млн кВт*ч	150	-37	335	129	-205	218
Прирост, процентов	1,14	-0,28	2,52	0,95	-1,49	1,61
Потребление мощности в энергосистеме Саратовской области, МВт	2077	2119	2146	2159	2168	2174
Абсолютный прирост потребления мощности, МВт	28	42	27	13	9	6
Прирост, процентов	1,4	2	1,3	0,6	0,4	0,3

Прогнозы потребления электроэнергии и мощности в энергосистеме Саратовской области на 2022-2027 годы, представлены на рисунках 15, 16.

Сценарий прогнозного изменения потребления электроэнергии энергосистемы Саратовской области характеризуется среднегодовым темпом 0,73 процента в 2022-2027 годах. Суммарный прогноз прироста потребления электроэнергии за период 2022-2027 годов составляет 440 млн кВт*ч. Суммарный прогноз прироста максимума нагрузки за период 2022-2027 годов составляет 97 МВт.

Прогноз потребления мощности и электроэнергии крупными потребителями Саратовской области представлен в таблице 23.

Таблица 23

Прогноз потребления электроэнергии и мощности крупными потребителями на территории Саратовской области на период до 2027 года

N п/п	Наименование потребителя	Показатель	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
1.	АО "Металлургический завод Балаково"	млн кВт*ч	721,4	722,1	722,9	723,6	724,3	725
		МВт	106	106	106	106	106	106
2.	АО "Балаково-Центролит"	млн кВт*ч	40	40	40	40	40	40
		МВт	8,5	36,4	36,4	36,4	36,4	36,4
3.	Приволжская железная дорога - филиал ОАО "РЖД"	млн кВт*ч	988,9	988,9	988,9	988,9	988,9	988,9
		МВт	172,22	172,22	172,22	172,22	172,22	172,22
4.	ООО "Саратовские биотехнологии"	млн кВт*ч	94,5	126,0	126,0	126,0	126,0	126,0
		МВт	12,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
5.	АО "Совхоз-Весна"	млн кВт*ч	40,0	51,0	63,0	63,0	63,0	63,0
		МВт	17,00	24,00	24,00	31,00	31,00	31,00
6.	Балаковский филиал АО "Апатит"	млн кВт*ч	503,5	521,3	568,7	591,3	589,7	593,1
		МВт	64,60	65,90	72,10	75,00	74,80	75,20
7.	ПАО "Саратовский НПЗ"	млн кВт*ч	288,7	259,9	306,0	306,0	306,0	306,0
		МВт	42,00	42,00	42,00	42,00	42,00	42,00
8.	ООО "Саратоворгсинтез"	млн кВт*ч	131,6	133,0	157,2	155,8	188,6	188,6
		МВт	16,00	16,00	17,90	17,80	21,50	21,50
9.	АО "Транснефть-Приволга"	млн кВт*ч	263,8	263,8	263,8	263,8	263,8	263,8
		МВт	36,00	36,00	36,00	36,00	36,00	36,00
10.	ПАО "Балаковорезинотехника"	млн кВт*ч	81,4	81,4	81,4	81,4	81,4	81,4
		МВт	17,84	17,84	17,84	17,84	17,84	17,84
11.	ООО "Концессии водоснабжения-Саратов"	млн кВт*ч	158,1	158,9	159,2	159,6	159,9	160,2
		МВт	18,10	18,10	18,10	18,20	18,30	18,30
12.	АО "Актив"	млн кВт*ч	15,4	11,6	0,0	0,0	0,0	0,0
		МВт	7,00	7,00	7,00	7,00	7,00	7,00
13.	ПАО "Саратовнефтегаз"	млн кВт*ч	169,3	160,3	174,4	173,5	172,8	172,0
		МВт	19,3	18,3	19,9	19,8	19,7	19,6
14.	ООО "Газпром трансгаз Саратов"	млн кВт*ч	163,3	163,5	163,6	163,8	164,0	164,1
		МВт	21,5	21,5	21,5	21,5	21,5	21,5
15.	ООО Холсим (Рус) "Вольский цементный завод"	млн кВт*ч	105,6	105,7	105,8	105,9	106,0	106,1
		МВт	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
16.	АО "НПП Алмаз"	млн кВт*ч	12,1	12,1	12,2	12,3	12,4	12,5
		МВт	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д

4.2.1.1. Перечень основных перспективных потребителей для базового прогноза потребления

В энергосистеме Саратовской области до 2027 года в рамках реализации заключенных договоров на технологическое присоединение планируется ввод новых производственных мощностей крупных потребителей. В таблице 24 приведены данные о планируемых к вводу электрических нагрузках наиболее крупных потребителей, которые учтены в рамках разработки базового прогноза потребления мощности энергосистемы на территории Саратовской области согласно СиПР ЕЭС России 2022-2028. Технические условия на технологическое присоединение "сеть к сети" в таблице 24 не показываются.

Таблица 24

Планируемая к вводу электрическая нагрузка согласно заключенным договорам на технологическое присоединение конечных потребителей

N п/п	Потребитель	Наименование центра питания	Максимальная мощность по ТУ на ТП, МВт	Год
1.	ООО "Саратовские биотехнологии"	ПС 220 кВ Хопер / ПС 110/10 Саратовские биотехнологии (новая)	36	2022
2.	АО "Актив"	ПС 220 кВ Саратовская / новая ПС 35 кВ	14	2022
3.	ООО "Русресурс"	ПС 110 кВ Кировская, ПС 110 кВ Раховская	12	2022
4.	Министерство обороны Российской Федерации	ПС 110 кВ Химическая	20,62	2022
5.	ОАО "РЖД"	ПС 220 кВ Ртищево / ПС 110 кВ Ртищево тяг.	18,35	2023
6.		ПС 500 кВ Курдюм ПС 110/27,5/10 кВ Обходная тяговая (новая)	25	2023
7.	АО "Балаково - Центролит"	Балаковская ТЭЦ-4	6,3	2023
8.	ГКУ Саратовской области "Управление капитального строительства"	ПС 110 кВ Техническая	5,31	2022
9.	ИП Данилкин А.В.	ПС 220 кВ Балаковская / новая ПС 35 кВ	6	2022
10.	ИП Битюцкий М.П.	ПС 110 кВ Проммаш	7	2022
11.	Балаковский филиал АО "Апатит"	ПС 220 кВ Центральная	18	2022
12.	АО "Совхоз-Весна"	ПС 220 кВ Саратовская	7	2022
			7	2023
			7	2024
			7	2025

4.2.2. Дополнительный прогноз потребления

Дополнительный прогноз потребления электроэнергии и мощности до 2027 года представлен органами исполнительной власти Саратовской области и основан на данных из базового прогноза потребления, а также информации о поданных заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств и планируемом увеличении нагрузок по данным крупных потребителей, территориальных сетевых организаций и органов исполнительной власти муниципальных образований. Дополнительный прогноз представлен в таблице 25.

Таблица 25

Дополнительный прогноз потребления электроэнергии и мощности в энергосистеме Саратовской области в 2022-2027 годах

Наименование показателя, единица измерения	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Потребление электроэнергии в энергосистеме Саратовской области, млн кВт*ч	13412	13436	14098	14450	14835	15718
Абсолютный прирост потребления электроэнергии, млн кВт·ч	250	24	662	352	385	883
Прирост, процентов	1,9	0,2	4,9	2,5	2,7	6,0
Потребление мощности в энергосистеме Саратовской области, МВт	2095	2144	2214	2259	2343	2435
Абсолютный прирост потребления мощности, МВт	46	49	70	45	84	91
Прирост, процентов	2,2	2,4	3,3	2,1	3,7	3,9

Прогнозы потребления электроэнергии и мощности по дополнительному прогнозу в энергосистеме Саратовской области на 2022-2027 годы, представлены на рисунках 17, 18.

Дополнительный сценарий прогнозного изменения потребления электроэнергии энергосистемы Саратовской области характеризуется среднегодовым темпом прироста 3,46 процента в 2022-2027 годах. Суммарный прогноз прироста потребления электроэнергии за период 2022-2027 годов составляет 2306 млн кВт*ч. Суммарный прогноз прироста максимума потребления мощности за период 2022-2027 годов составляет 340 МВт.

4.2.2.1. Перечень основных перспективных потребителей по дополнительному прогнозу потребления

В рамках разработки дополнительного прогноза развития сетей энергосистемы Саратовской области дополнительно к базовому прогнозу потребления учтены данные, полученные от органов исполнительной власти Саратовской области по крупным инвестиционным проектам, предлагаемым к реализации на территории региона, а также от крупных потребителей о планируемых к вводу новых энергопринимающих устройствах (технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям приведенных объектов отсутствуют (не выдавались) либо еще не утверждены, либо утверждены после 1 марта 2022 года).

Ниже приведена информация о планируемых к вводу наиболее крупных потребителях, учтенных дополнительно к базовому прогнозу потребления:

ввод новых мощностей АО "Металлургический завод Балаково" с 2024 года (согласно данным филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги заключен договор об осуществлении технологического присоединения (далее - ДТП) от 22 марта 2022 года N 318/ТП-М6) - 221 МВт. Для подключения указанной нагрузки требуется установка двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 63 МВА и одного трансформатора 220/35 кВ 160 МВА на существующей ПС 220 кВ Метзавод. Перечень мероприятий, необходимых и достаточных для технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Металлургический завод Балаково", определен техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" (ПС 220 кВ Центральная) энергопринимающих устройств АО "Металлургический завод Балаково" (увеличение максимальной мощности по ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2), утвержденными 5 марта 2022 года;

строительство регионального центра обработки данных в особой экономической зоне, созданной на территориях Энгельсского, Балаковского муниципальных районов и муниципального образования "Город Саратов" Саратовской области, с ПС 220 кВ РЦОД в 2022 году - 82 МВт;

В таблице 26 приведен перечень всех перспективных потребителей, учтенных при разработки дополнительного прогноза потребления мощности энергосистемы на территории Саратовской области на этапе 2022-2027 годов. Заявки на технологическое присоединение "сеть к сети" в таблице 26 не учитываются.

Возможные варианты присоединения к сети, конкретные точки подключения и параметры вновь вводимых объектов, учтенных при формировании дополнительного прогноза потребления, уточняются в рамках процедуры технологического присоединения в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861.

Таблица 26

Перечень перспективных потребителей, учтенных при разработки дополнительного прогноза потребления (дополнительно к базовому прогнозу потребления)

N п/п	Потребитель	Наименование ЦП	Максимальная мощность, МВт	Год
1.	АО "Металлургический завод Балаково"	ПС 220 кВ Метзавод	221	2024
2.	РЦОД ПАО "Сбербанк"	ПС 220 кВ РЦОД	82	2022
3.	ГКУ СО УКС Туберкулезный диспансер	ПС 110 кВ Жасминная	2,45	2023
4.	ООО "Русагро-Аткарск"	ПС 220 кВ Аткарская	7,17	2022

Следует отметить, что в рамках рассмотрения дополнительного прогноза мощности, в дополнение к информации о планируемых к подключению энергопринимающих устройств на основании из базового прогноза потребления учтены данные о поданных и планируемых к подаче заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств. Для вышеперечисленных энергопринимающих устройств при формировании поузловых прогнозов потребления, используемых при проведении расчетов электроэнергетических режимов, учтен эффект совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятности набора заявленной максимальной мощности новых потребителей.

Сопоставление прогнозов максимума потребления энергосистемы Саратовской области на период до 2027 года приведено на рисунке 19.

4.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Саратовской области мощностью более 5 МВт на 2022-2027 годы

4.3.1. Базовый прогноз потребления

На момент разработки Программы на Саратовской ГЭС установлено 24 гидроагрегата, в том числе 21 вертикальный, из них 8 вертикальных установленной мощностью 66 МВт и 13 вертикальных - установленной мощностью 60 МВт, 2 горизонтально-капсульных гидроагрегата мощностью по 54 МВт и один вертикальный мощностью 11 МВт.

На сегодняшний день гидротурбины Саратовской ГЭС отработали уже более 50 лет, в связи с чем в рамках реализации программы комплексной модернизации в перспективе до 2026 года планируется проведение модернизации 13 гидроагрегатов. Это позволит обновить генерирующие мощности, отработавшие нормативные сроки, а также снизить эксплуатационные затраты за счет уменьшения объемов ремонтов и автоматизации процессов, увеличить мощность каждого гидроагрегата Саратовской ГЭС на 10 процентов - с 60 до 66 МВт.

В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 года N 1-р утверждены Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2035 года, в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2013 года N 449 "О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности", Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 года N 1172, проведены конкурсные отборы инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии (отбор проектов ВИЭ). По итогам отбора проектов ВИЭ на территории Саратовской области реализуются инвестиционные проекты ООО "Грин Энерджи Рус" по строительству солнечной электростанции Дергачевская СЭС (Код ГТП - GVIE0691/GVIE0689) (2-я очередь 20 МВт (введена в эксплуатацию 4 марта 2022 года), 3-я очередь 15 МВт), а также инвестиционные проекты ООО "Ветропарки ФРВ" по строительству ветроэлектростанций Красноармейская ВЭС (189,9 МВт), объем установленной мощности которых к 2023 году составит 224,9 МВт.

Перечень планируемого к вводу (модернизации) генерирующего оборудования согласно СиПР ЕЭС России на 2022-2028 годы приведен в таблице 27 (вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в рассматриваемый период не планируется).

Таблица 27

Ввод (модернизация) генерирующего оборудования в энергосистеме Саратовской области на период 2022-2027 годы

N п/п	Генерирующая компания	Электростанция	Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Тип ввода	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
1.	ООО "Грин Энерджи Рус"	Дергачевская СЭС	солнечные агрегаты / 2 очередь * (GVIE0691)	новое строительство	20 **	-	-	-	-	-
			солнечные агрегаты / 3 очередь (GVIE0689)	новое строительство	15 **	-	-	-	-	-
2.	ООО "Десятый Ветропарк ФРВ"	Красноармейская ВЭС	1 Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE1024)	новое строительство	-	37,8 **	-	-	-	-
			2 Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE1022)	новое строительство	-	37,8 **	-	-	-	-
			3 Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE1021)	новое строительство	-	37,8 **	-	-	-	-
			4 Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE1023)	новое строительство	-	37,8 **	-	-	-	-
			5 Ветровые агрегаты (код ГТП GVIE1047)	новое строительство	-	38,7 **	-	-	-	-
3.	ПАО "РусГидро"	Саратовская ГЭС	1 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	60	-	-	-	-
				после модернизации	-	66	-	-	-	-
			2 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	60	-	-	-	-
				после модернизации	-	66	-	-	-	-
			3 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	60	-	-	-	-
				после модернизации	-	66	-	-	-	-
			5 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	60	-	-	-	-
				после модернизации	-	66	-	-	-	-
			7 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	60	-	-	-	-
				после модернизации	-	66	-	-	-	-
			11 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	-	-	-	60	-
				после модернизации	-	-	-	-	66	-
			12 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	-	-	-	60	-
				после модернизации	-	-	-	-	66	-
			15 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	-	-	-	60	-
				после модернизации	-	-	-	-	66	-
			16 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	-	-	-	60	-
				после модернизации	-	-	-	-	66	-
			17 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	-	-	-	60	-
				после модернизации	-	-	-	-	66	-
			18 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	-	-	-	60	-
				после модернизации	-	-	-	-	66	-
			19 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	-	-	-	60	-
				после модернизации	-	-	-	-	66	-
			20 гидроагрегат поворотно-лопастной вертикальной установки	до модернизации	-	-	-	-	60	-
				после модернизации	-	-	-	-	66	-

------------------------------

^* Введена в эксплуатацию 4 марта 2022 года.

^** В соответствии с проектом Методических указаний по проектированию развития энергосистем располагаемая мощность Красноармейской ВЭС и Дергачевской СЭС в перспективных РМ энергосистемы Саратовской области принята равной нулю, поскольку указанные электростанции еще не введены либо введены менее одного года.

------------------------------

4.3.2. Дополнительные прогноз потребления

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Саратовской области мощностью более 5 МВт на 2022-2027 годы дополнительного прогноза потребления полностью совпадает с аналогичным перечнем базового прогноза потребления.

По данным собственника ООО "Ветропарки ФРВ" (письмо от 28 марта 2022 года N В149-2022) установленная мощность Красноармейской ВЭС составит 182 МВт в 2023 году с разбивкой на этапы: 3 этап - 36,4 МВт (код ГТП GVIE1024), 4 этап - 36,4 МВт (код ГТП GVIE1022), 5 этап - 36,4 МВт (код ГТП GVIE1021), 6 этап - 36,4 МВт (код ГТП GVIE1023), 7 этап - 36,4 МВт (код ГТП GVIE1047). Указанная информация не учитывается при формировании перспективного баланса мощности и электроэнергии дополнительного прогноза потребления.

4.4. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 2022-2027 годы

4.4.1. Базовый прогноз потребления

Перспективный баланс мощности энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы представлен в таблице 28 и на рисунке 20.

Таблица 28

Перспективный баланс мощности энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы, МВт

Мощность	Прогноз потребления / выработки мощности
	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Потребность (собственный максимум)	2077	2119	2146	2159	2168	2174
Покрытие (установленная мощность), в том числе:	6608	6827,9	6827,9	6827,9	6875,9	6875,9
АЭС	4000	4000	4000	4000	4000	4000
ГЭС	1427	1457	1457	1457	1505	1505
ТЭС	1076	1076	1076	1076	1076	1076
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	105	294,9	294,9	294,9	294,9	294,9
Ограничения мощности (+) / технически возможное превышение над установленной мощностью (-):	-148,8	41,1	41,1	41,1	41,1	41,1
АЭС	-258,07	-258,07	-258,07	-258,07	-258,07	-258,07
ГЭС	0	0	0	0	0	0
ТЭС	4,27	4,27	4,27	4,27	4,27	4,27
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	105	294,9	294,9	294,9	294,9	294,9
Располагаемая мощность, в том числе:	6756,8	6786,8	6786,8	6786,8	6834,8	6834,8
АЭС	4258,07	4258,07	4258,07	4258,07	4258,07	4258,07
ГЭС	1427	1457	1457	1457	1505	1505
ТЭС	1071,73	1071,73	1071,73	1071,73	1071,73	1071,73
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	0	0	0	0	0	0
Дефицит (-) / избыток (+)	4679,8	4667,8	4640,8	4627,8	4666,8	4660,8

Перспективный баланс по электроэнергии энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы представлен в таблице 29 на рисунке 21.

Таблица 29

Перспективный баланс по электроэнергии энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы, млн кВт*ч

Наименование показателя	Потребление электроэнергии, млн кВт*ч
	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Потребление электроэнергии	13312	13275	13610	13739	13534	13752
Выработка электроэнергии	43988	39606	40021	39878	38996	39647
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-30676	-26331	-26411	-26139	-25462	-25895

Балансы мощности и электроэнергии энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы складываются с избытком. Избыток электроэнергии и мощности планируется выдавать в смежные энергосистемы.

4.4.2. Дополнительный прогноз потребления

Перспективный баланс мощности с учетом дополнительного прогноза потребления энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы представлен в таблице 30 и на рисунке 22.

Таблица 30

Перспективный баланс мощности потребления энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы (дополнительный прогноз потребления), МВт

Мощность	Прогноз потребления/выработки мощности
	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Потребность (собственный максимум)	2095	2144	2214	2259	2343	2435
Покрытие (установленная мощность), в том числе:	6608	6827,9	6827,9	6827,9	6875,9	6875,9
АЭС	4000	4000	4000	4000	4000	4000
ГЭС	1427	1457	1457	1457	1505	1505
ТЭС	1076	1076	1076	1076	1076	1076
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	105	294,9	294,9	294,9	294,9	294,9
Ограничения мощности (+) / технически возможное превышение над установленной мощностью (-):	-120,0	69,9	69,9	69,9	69,9	69,9
АЭС	-244,89	-244,89	-244,89	-244,89	-244,89	-244,89
ГЭС	0	0	0	0	0	0
ТЭС	19,89	19,89	19,89	19,89	19,89	19,89
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	105	294,9	294,9	294,9	294,9	294,9
Располагаемая мощность, в том числе:	6728	6758	6758	6758	6806	6806
АЭС	4244,89	4244,89	4244,89	4244,89	4244,89	4244,89
ГЭС	1427	1457	1457	1457	1505	1505
ТЭС	1056,11	1056,11	1056,11	1056,11	1056,11	1056,11
ВИЭ (ВЭС, СЭС)	0	0	0	0	0	0
Дефицит (-) / избыток (+)	-4633	-4614	-4544	-4499	-4463	-4371

Перспективный баланс электроэнергии с учетом дополнительного прогноза потребления энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы представлен в таблице 31 и на рисунке 23.

Таблица 31

Перспективный баланс по электроэнергии энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы (дополнительный прогноз потребления), млн кВт*ч

Наименование показателя	Потребление электроэнергии, млн кВт*ч
	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Потребление электроэнергии	13412	13436	14098	14450	14835	15718
Выработка электроэнергии	36993	37132	37520	37639	37436	37499
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-23581	-23696	-23422	-23189	-22601	-21781

Балансы мощности и электроэнергии энергосистемы Саратовской области на 2022-2027 годы с учетом дополнительного прогноза потребления также складываются с избытком.

4.5. Расчеты и анализ электроэнергетических режимов энергосистемы Саратовской области на прогнозный период

С целью выявления энергорайонов с недопустимыми изменениями параметров электроэнергетического режима в энергосистеме Саратовской области для перспективного периода 2022-2027 годов выполнены расчеты установившихся электроэнергетических режимов в нормальной схеме, при нормативных возмущениях в нормальной и основных ремонтных схемах электрической сети.

Расчеты установившихся электроэнергетических режимов проведены с использованием программного комплекса RastrWin3.

При выполнении расчетов и анализа электрических режимов согласно ГОСТ Р 58670-2019 расчеты электроэнергетических режимов выполнены для следующих расчетных температурных условиях:

режим зимних максимальных нагрузок и зимних минимальных нагрузок - при температуре воздуха для наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 - минус 24 градусов Цельсия;

режим зимних максимальных нагрузок и зимних минимальных нагрузок - при расчетной температуре воздуха согласно приложению А ГОСТ Р 58670-2019 - плюс 5 градусов Цельсия;

режим летних максимальных нагрузок - при температуре наружного воздуха теплого периода с обеспеченностью 0,98 (далее - ПЭВТ) - плюс 30 градусов Цельсия;

режим летних максимальных нагрузок и летних минимальных нагрузок - при среднемесячной температуре наружного воздуха наиболее теплого летнего месяца - плюс 22 градусов Цельсия;

период паводка - при максимальной за периоды паводка среднемесячной температуре наружного воздуха - плюс 18 градусов Цельсия.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 года N 630.

При формировании поузловых прогнозов потребления, используемых при расчете перспективных электроэнергетических режимов в энергосистеме Саратовской области, учитывается эффект совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятность набора заявленной максимальной мощности новых потребителей.

При формировании коэффициентов совмещения учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы, планы по развитию и технологическому присоединению.

Базовый прогноз потребления

Перспективные вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Саратовской области до 2027 года, сформированные в соответствии с проектом схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2022-2028 годы, а также вводы электросетевых объектов напряжением 110 кВ в соответствии с ТУ на ТП, учтенные в расчетных моделях, представлены в таблице 32.

Таблица 32

Перечень объектов электросетевого строительства на территории энергосистемы Саратовской области до 2027 года

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год ввода объектов	Технические характеристики объектов	Организация, ответственная за реализацию объекта	Основание для выполнения мероприятия
1.	Организация заходов ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение с образованием двух новых ВЛ: ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Возрождение и ВЛ 220 кВ Возрождение - Кубра	2023	2 x 5,3 км	ПАО "ФСК ЕЭС"	проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России 2022-2028. Повышение надежности работы ВЛ напряжением 220 кВ, подверженных гололедообразованию, сокращение недоотпуска электрической энергии потребителям
2.	ПС 110 кВ Обходная - тяговая	2023	2 x 40 МВА	ОАО "РЖД"	осуществление технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "Россети Волга" энергопринимающих устройств ОАО "РЖД
3.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Курдюм - Песчаный Умет-2 II цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ П. Умет-2 - Баланда с отпайкой на ПС Лысые Горы (установка дополнительных опор), строительство отпаек от ВЛ 110 кВ П. Умет-2 - Баланда с отпайкой на ПС Лысые Горы и от ВЛ 110 кВ Курдюм - ПесчаныйУмет-2 II цепь с отпайками до ПС 110 кВ Обходная-тяговая	2023	1 x 10,85 км 1 x 5,145 км	ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"
4.	ГПП 110 кВ ООО "Саратовские биотехнологии"	2022	2 x 40 МВА	ООО "Саратовские биотехнологии"	осуществление технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" энергопринимающих устройств "Саратовские биотехнологии"
5.	КЛ 110 кВ Хопер - ГПП 110 кВ ООО "Саратовские биотехнологии" I и II цепь	2022	2 x 1,72 км	ООО "Саратовские биотехнологии"
6.	Реконструкция ПС 110 кВ Ртищево-тяговая с заменой силовых трансформаторов 2 x 31,5 МВА на силовые трансформаторы 2 x 40 МВА	2023	2 x 40 МВА	ОАО "РЖД"	обеспечение технологического присоединения ОАО "РЖД"
7.	Реконструкция ПС 110 кВ Совхоз-Весна с заменой силовых трансформаторов 2 x 16 МВА на силовые трансформаторы 2 x 63 МВА	2024	2 x 63 МВА	АО "Совхоз-Весна"	обеспечение технологического присоединения АО "Совхоз-Весна"
8.	Реконструкция ВЛ-110 кВ Распределительная - Сельмаш 1, 2 цепь, строительство отпаек от ВЛ-110 кВ Распределительная - Сельмаш 1, 2 цепь до ПС 110 кВ Красноармейская ВЭС	2023	110 кВ/2 x 9 км	ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"	обеспечение технологического присоединения ООО "Десятый Ветропарк ФРВ"

Дополнительный прогноз потребления

Для проведения расчетов электроэнергетических режимов и определения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в результате роста нагрузок в соответствии с дополнительным прогнозом потребления мощности, в качестве исходных мероприятий учтены все мероприятия, предусмотренные базовым вариантом развития Саратовской области.

По информации органов исполнительной власти Саратовской области и предприятий, работающих на территории Саратовской области, в настоящее время в разработке находятся планы по присоединению к энергосистеме следующих объектов:

ввод новых мощностей АО "Металлургический завод Балаково" с 2024 года (согласно ДТП от 22 марта 2022 года N 318/ТП-М6) - 221 МВт;

строительство регионального центра обработки данных в 2022 году - 82 МВт;

ввод новых мощностей ГКУ СО УКС Туберкулезный диспансер с 2023 года - 2,45 МВт;

ввод новых мощностей ООО "Русагро-Аткарск" с 2022 года - 7,17 МВт;

Утвержденные технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям приведенных объектов отсутствуют (за исключением технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" (ПС 220 кВ Центральная) энергопринимающих устройств АО "Металлургический завод Балаково" (увеличение максимальной мощности по ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2), утвержденных 5 марта 2022 года).

При моделировании электроэнергетических режимов схемы присоединения вышеуказанных объектов в расчетных моделях приняты предварительные (уточняются в рамках ТУ на ТП и при стадийном проектировании). Учтенные в расчетах данные приведены в таблице 33.

Таблица 33

Перечень мероприятий дополнительного прогноза потребления принятых при моделировании электроэнергетических режимов (дополнительно к базовому прогнозу потребления)

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год ввода объектов	Технические характеристики объектов	Организация, ответственная за реализацию объекта	Основание для выполнения мероприятия
1.	Реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Метзавод с установкой 3 линейных ячеек для подключения трех новых трансформаторов	2024	3 ячейки 220 кВ	АО "Металлургический завод Балаково"	Обеспечение технологического присоединения новой нагрузки АО "МЗ Балаково" *
2.	Установка двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 63 МВА каждый и установка одного трансформатора 220/35 кВ мощностью 160 МВА на существующей ПС 220 кВ Метзавод	2024	220/10 кВ/ 2 x 63 МВА 220/35 кВ/ 1 x 160 МВА	АО "Металлургический завод Балаково"
3.	Реконструкция ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 с увеличением пропускной способности по проводу до 1060 А при ТНВ = +30°С	2024	2 x 5,6 км > 1060А	ПАО "ФСК ЕЭС"
4.	Реконструкция ПС 220 кВ Центральная с заменой ошиновки по ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1, ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 и ошиновки ячейки ОВ 220 с увеличением пропускной способности до 1060 А при ТНВ = +30°С	2024	> 1060А	ПАО "ФСК ЕЭС"
5.	Реконструкция ПС 220 кВ Метзавод с заменой ошиновки, выключателей, разъединителей и ТТ по ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 с увеличением пропускной способности оборудования до 1060 А при ТНВ = +30°С	2024	> 1060А	АО "Металлургический завод Балаково"
6.	Корректировка алгоритмов и объемов мощности отключаемой нагрузки, подключенной под действие существующих устройств АОПО на ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Балаковская и ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Центральная, с учетом отключения нагрузки АО "МЗ Балаково"	2024	-	ПАО "ФСК ЕЭС"
7.	Корректировка алгоритмов и объемов мощности отключаемой нагрузки, подключенной под действие существующих устройств АОПО на ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Центральная I цепь и ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Центральная II цепь, с учетом отключения нагрузки АО "МЗ Балаково"	2024	-	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения новой нагрузки АО "МЗ Балаково"
8.	Строительство новой ПС 220 кВ РЦОД с установкой двух силовых трансформаторов 2 x 100 МВА	2022	2 x 100 МВА	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения РЦОД ПАО "Сбербанк" 9F
9.	Сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Ершовская с образованием двух новых ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - РЦОД I цепь и ВЛ 220 кВ Ершовская - РЦОД	2022	2 x 7	ПАО "ФСК ЕЭС"
10.	Сооружение новой ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - РЦОД II цепь	2022	1 x 35	ПАО "ФСК ЕЭС"
11.	Расширение РУ 220 кВ Балаковской АЭС на одну линейную ячейку	2022	-	Филиал АО "Концерн Росэнергоатом" - Балаковская АЭС
12	Установка устройств АОПО на ВЛ 110 кВ Горный - Ершовская с отпайками и ВЛ 110 кВ Центральная - Ершовская с отпайкой на ПС Каменная Сарма на ПС 220 кВ Горный и ПС 220 кВ Центральная соответственно на отключение нагрузки РЦОД ПАО "Сбербанк" путем УВ на ОН до 48 МВт в режимах паводка при максимуме нагрузок при ТНВ = +16°С и путем УВ на ОН до 18 МВт в режимах летнего максимума нагрузок при ТН = +22°С	2022	-	ПАО "ФСК ЕЭС"
13	Корректировка алгоритмов и объемов мощности отключаемой нагрузки существующих АОПО на ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Балаковская и ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Центральная с заведением под УВ нагрузки РЦОД ПАО "Сбербанк" объемом 58 МВт в режимах зимнего максимума при ТНВ = -25°С и объемом 46 МВт в режимах ПЭВТ при ТНВ = +30°С	2022	-	ПАО "ФСК ЕЭС"

------------------------------

^* По данным ПАО "ФСК ЕЭС" 22 марта 2022 года заключен ДТП N 318/ТП-М6. Согласно ДТП год завершения выполнения мероприятий по технологическому присоединению - 2024.

------------------------------

Мероприятия по электросетевому строительству таблицы 33 носят предварительный характер по части РЦОД ПАО "Сбербанк". Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861.

4.5.1. Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области

Расчеты электроэнергетических режимов энергосистемы Саратовской области для характерных режимов зимних и летних нагрузок сети, а также режима паводка при нормативных возмущениях в электрической сети 110-500 кВ выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2022-2027 годы с использованием программного комплекса RastrWin3.

Базовый прогноз потребления

В нормальной схеме электрической сети энергосистемы Саратовской области в электрических режимах зимнего и летнего максимума нагрузок на период 2022-2027 годов параметры режима находятся в области допустимых значений.

Анализ результатов расчетов перспективных электрических режимов при единичных отключениях в нормальной, а также в основных ремонтных схемах энергосистемы Саратовской области, не выявил схемно-режимных ситуаций характеризующихся выходом параметров режима из области допустимых значений с учетом реализации схемно-режимных мероприятий, предусмотренных пунктом 6.2 ГОСТ Р 58670-2019, за исключением ситуаций, изложенных в разделе 3 настоящей работы:

Саратов - Энгельсского энергорайона (контролируемое сечение "Дефицит ПБ-ЛБ"), в котором при расчетных условиях прогнозируется недопустимое изменение параметров электроэнергетического режима;

ПС 110 кВ, на которых загрузка отдельных силовых трансформаторов превышает длительно допустимую нагрузку () при отключении одного из трансформаторов из нормальной схемы.

Дополнительный прогноз потребления

При анализе потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок и режима паводка на 2022-2027 годы для дополнительного прогноза потребления не выявлены дополнительные риски, помимо представленных в базовом прогнозе потребления.

4.6. Разработка предложений по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Саратовской области, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии энергосистемы на территории Саратовской области

4.6.1. Базовый прогноз потребления

На основании расчетов электрических режимов в энергосистеме Саратовской области Саратов-Энгельсский энергорайон (контролируемое сечение "Дефицит ПБ-ЛБ")

На основании результатов расчетов электрических режимов (пункт 4.5.1) энергосистемы Саратовской области выявлено превышение МДП в контролируемом сечении "Дефицит ПБ-ЛБ" в ПЭВТ при ТНВ +30 градусов Цельсия при нормативном возмущении в нормальной схеме. Для предотвращения выхода параметров режимов за область допустимых значений рекомендуется:

сооружение заходов ВЛ-110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Саратовская с отпайкой на ПС Трофимовский 2 тяговая на ПС 110 кВ Западная;

установка АОПО на вновь образуемых ВЛ 110 кВ Саратовская - Западная I, II цепь на ПС 110 кВ Западная.

На текущий момент ПС 110 кВ Западная имеет питание от двух воздушных линий ВЛ-110 кВ: ВЛ-110 кВ Саратовская-Западная протяженностью 11,36 км с проводом АС-185 и ВЛ-110 кВ Саратовская ТЭЦ 2 - Западная с отпайкой на ПС ГПЗ с проводом АС-185 протяженностью 14,81 км.

В рамках инвестиционных проектов ПАО "Россети Волга" "Строительство заходов ВЛ-110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная" и "Строительство заходов ВЛ-110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная (монтаж оборудования связи и РЗА на ПС 110/6 кВ Западная)" осуществляется строительство заходов на ПС 110 кВ Западная от ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ 2 - Саратовская с отпайкой на ПС Трофимовский 2 тяговая и создание АОПО на ВЛ 110 кВ Саратовская - Западная I, II цепь на ПС 110 кВ Западная.

После реализации мероприятий ПС 110/6 кВ Западная будет запитана от ВЛ 110 кВ Саратовская - Западная 1 цепь с отпайкой на ПС Трофимовский 2 тяговая ориентировочной протяженностью 11,142 км с проводом АС-185 и ВЛ 110 кВ Саратовская - Западная 2 цепь ориентировочной протяженностью 11,142 км с проводом АС-185, ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Западная 1 цепь ориентировочной протяженностью 14,55 км

с проводом АС-185, ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Западная 2 цепь

с отпайкой на ПС ГПЗ протяженностью 14,55 км с проводом АС-185.

В пункте 4.2 протокола Минэнерго России N 07-1558-пр от 27 сентября 2021 года отмечена следующая позиция ПАО "Россети Волга":

"В 2021 году при согласовании с министерством природных ресурсов и экологии Саратовской области мероприятий по вырубке (расчистке) от древесно-кустарниковой растительности территории природного парка "Кумысная поляна" были получены рекомендации о проработке альтернативной трассы прохождения КЛ 110 кВ с целью снижения воздействия на окружающую среду и минимизации вреда древесно-кустарниковой растительности.

Проводимая в настоящее время корректировка проектной и рабочей документации подразумевает повторное проведение необходимых работ и оформление всех ранее полученных документов, а именно: проведение инженерных изысканий, разработка и утверждение документации по планировке территории, расчет устойчивости склона, получение разрешения на вырубку, оформление лесной декларации, прохождение государственной экспертизы проектной документации и др. Реализация данных мероприятий требует больших временных затрат, из-за чего существуют риски их невыполнения до 2022 года. Необходим перенос строительно-монтажных работ на 2023 год.".

В пункте 4.3 протокола Минэнерго России N 07-1558-пр от 27 сентября 2021 года отмечена следующая позиция АО "СО ЕЭС":

"Отметить позицию АО "СО ЕЭС" о недопустимости завершения реализации мероприятий, предусмотренных инвестиционными проектами H_СарРС00433-1 и H_СарРС00433-2, позднее 2022 года в связи с наличием рисков выхода параметров электрического режима из области допустимых значений и, как следствие, необходимостью ввода графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности).".

В соответствии с информацией, приведенной в пункте 4.4 протокола согласительного совещания в Минэнерго России "О рассмотрении замечаний к проекту корректировки инвестиционной программы ПАО "Россети Волга" на 2018-2022 годы" от 27 сентября 2021 года N 07-1558-пр, ПАО "Россети Волга" поручено принять возможные меры к ускорению выполнения мероприятий по корректировке проектной и рабочей документации по инвестиционным проектам "Строительство заходов ВЛ-110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная" и "Строительство заходов ВЛ-110 кВ на ПС 110/6 кВ Западная (монтаж оборудования связи и РЗА на ПС 110/6 кВ Западная)", получению исходно-разрешительной документации, согласованию проектной и рабочей документации с АО "СО ЕЭС". До направления в Минэнерго России проекта инвестиционной программы на очередной период тарифного регулирования в 2022 году ПАО "Россети Волга" поручено также представить информацию о ходе выполнения проектно-изыскательских работ с целью принятия окончательного решения по срокам выполнения строительно-монтажных и пуско-наладочных работ.

Рекомендуемый срок завершения проектирования по указанным инвестиционным проектам - 2022 год.

На основании анализа загрузки ЦП 110 кВ и выше в энергосистеме Саратовской области

На основании результатов анализа загрузки центров питания 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области выявлена необходимость реконструкции ПС 110 кВ Подлесное с заменой трансформатора Т2 6,3 МВА на новый мощностью 10 МВА. Рекомендуемый срок реализации данного мероприятия - 2028 год.

Мероприятие по замене на ПС 110 кВ Северо-Восточная Т1, Т1А, Т2 и Т4 на 2 x 25 МВА обосновано техническим состоянием оборудования (обоснования приведены в пункте 3.2). Рекомендуемый срок реализации данного мероприятия - 2027 год.

Заходы ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение с образованием двух новых ВЛ: ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Возрождение и ВЛ 220 кВ Возрождение - Кубра

Электроснабжение Хвалынского района и северо-северо-западной части Вольского района Саратовской области осуществляется от электрической сети 35 кВ энергорайона ПС 220 кВ Вольская, ПС 35 кВ Хвалынская, ПС 220 кВ Возрождение.

Центрами питания, от которых осуществляется электроснабжение распределительной сети 35 кВ энергорайона, являются центры питания филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги ПС 220 кВ Вольская и ПС 220 кВ Возрождение.

ПС 220 кВ Возрождение запитана отпайкой от ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение. ПС 220 кВ Вольская запитана отпайкой от ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Буровка и отпайкой от ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Терешка.

В рассматриваемом энергорайоне в зимний период наблюдаются частые и интенсивные образования гололедо-изморозевых отложений на проводах воздушных линий всех классов напряжения, в том числе и на воздушных линиях 220 кВ, питающих ПС 220 кВ Вольская и ПС 220 кВ Возрождение.

Воздушные линии всех классов напряжения оснащены схемами плавки гололеда, позволяющими оперативно удалить гололедо-изморозевые отложения на проводах воздушных линий и соответственно не допустить аварийного отключения воздушных линий с обрывом проводов от налипшего снега и льда.

Строительство заходов ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение с образованием двух новых воздушных линий: ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Возрождение и ВЛ 220 кВ Возрождение - Кубра необходимо для повышения надежности работы воздушных линий напряжением 220 кВ, подверженных гололедообразованию, повышения надежности электроснабжения потребителей Вольского и Хвалынского энергорайонов, сокращения недоотпуска электрической энергии потребителям.

Проект реализуется филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2022-2028 годы.

Срок реализации проекта - 2023 год (в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2022-2028 годы).

Строительство ПС 110/27,5/10 кВ Обходная-тяговая и двух ЛЭП до ПС 110 кВ Обходная-тяговая отпайками от ВЛ 110 кВ Курдюм - Песчаный Умет-2 II цепь с отпайками и от ВЛ 110 кВ П.Умет-2 - Баланда с отпайкой на ПС Лысые Горы

Инвестиционной программой ОАО "РЖД" предусмотрено строительство двухпутного электрифицированного пути на участке ст. Курдюм - ст. Ивановский.

При строительстве обхода для электроснабжения подвижного состава и энергопотребляющих устройств железнодорожной инфраструктуры планируется строительство двухтрансформаторной тяговой подстанции суммарной установленной мощностью 80 МВА.

Внешнее электроснабжение данной подстанции согласно договору технологического присоединения N 1991-002493 от 30 декабря 2019 года с ПАО "Россети Волга" и Техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110/27,5/10 кВ Обходная-тяговая (по индивидуальному проекту)", утвержденными 30 декабря 2019 года (с учетом изменений N 1, утвержденных 12 октября 2020 года, и Изменений N 2, утвержденных 22 октября 2021 года), будет организовано отпаечными линиями от ВЛ 110 кВ Курдюм - Песчаный Умет-2 II цепь с отпайками и от ВЛ 110 кВ П. Умет-2 - Баланда с отпайкой на ПС Лысые Горы.

Строительство отпаечных ВЛ 110 кВ планируется осуществить с применением провода АС-185 ориентировочной протяженностью 10,85 км и 5,145 км.

Срок реализации проекта - 2023 год.

Строительство ГПП 110 кВ ООО "Саратовские биотехнологии" и КЛ 110 кВ Хопер - ГПП 110 кВ ООО "Саратовские биотехнологии" I и II цепь

Строительство новой ГПП 110 кВ с установкой двух силовых трансформаторов 2 x 40 МВА и КЛ 110 кВ Хопер - ГПП 110 кВ ООО "Саратовские биотехнологии" I и II цепь осуществляется в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" (ПС 220 кВ Хопер) энергопринимающих устройств ООО "Саратовские биотехнологии" (ГПП 110 кВ, ЛЭП 110 кВ), утвержденными 25 сентября 2020 года.

Реализация проекта планируется в 2022 году.

Реконструкция ПС 110 кВ Ртищево-тяговая с заменой силовых трансформаторов 2 x 31,5 МВА на силовые трансформаторы 2 x 40 МВА

Реконструкция ПС 110 кВ Ртищево-тяговая с заменой трансформаторов мощностью 2 x 31,5 МВА на новые 2 x 40 МВА необходима для технологического присоединения новой нагрузки ОАО "РЖД" в объеме 18,35 МВт, согласно техническим условиям на технологическое присоединение утвержденных 14.02.2019 с учетом Изменений N 1, утвержденных 6 марта 2020 года.

Срок реализации проекта - 2023 год.

Организация схем плавки гололеда.
Реконструкция ВЛ-110 кВ Курдюм - Озерки с отпайкой на ПС Вязовка (замена провода и изоляции со сцепной арматурой), восстановление ГЗТ и установкой ПЗУ (67,07 км), замена провода АС-120 на АС-150 на участке от ЛР 110 ПС 500 кВ Курдюм до опоры N 1 (0,055 км), организация схемы плавки гололеда на ПС 500 кВ Курдюм и ПС 110 кВ Озерки, замена промежуточных опор на опоры анкерного типа в месте пересечения с федеральной трассой (1 пересечение)

ВЛ 110 кВ Курдюм - Озерки с отпайкой на ПС Вязовка протяженностью 67 км была введена в эксплуатацию в 1963 году. ЛЭП смонтирована на металлических и железобетонных одностоечных опорах, в основном выполнена проводом марки АС-150 и проводом марки АС-120 на участке от линейного разъединителя 110 кВ ПС 500 кВ Курдюм до опоры N 1, протяженностью 0,055 км. На заходах к ПС 500 кВ Курдюм и ПС 110 кВ Озерки ВЛ защищена грозозащитным тросом С-50, общая протяженность которого составляет 2,296 км.

В связи с прохождением ЛЭП в зоне интенсивных гололедо-изморозевых отложений и проведением частых плавок гололеда с большими значениями тока плавки создается риск обрыва провода во время плавки гололеда на участке от линейного разъединителя 110 кВ ПС 500 кВ Курдюм до опоры N 1, выполненном проводом марки АС-120. Расчетные параметры плавки гололеда в данной схеме указаны в таблице 34.

Таблица 34

Расчетные параметры плавки гололеда на ВЛ 110 кВ Курдюм - Озерки с отпайкой на ПС Вязовка

Провод	, °C	, м/с	, см, IV р-н	, г/см 3	, A	, A	, °С	, мин
АС-150/АС-120	-5	5	1	0,9	685	1124/972	23/34	23/17
АС-150/АС-120	О	2	1	0,9	685	687/591	82/120	18/14

Воздушная линия также задействована в схеме плавки гололеда на проводах ВЛ 110 кВ Петровск - Газовая и ВЛ 110 кВ Петровск - Озерки напряжением 110 кВ с ПС 220 Аткарская по ВЛ 110 кВ Аткарская - Газовая I цепь с отпайкой на ПС Новозахаркино, ВЛ 110 кВ Курдюм-Озерки с отпайкой на ПС Вязовка до ПС 500 кВ Курдюм. Расчетные параметры плавки гололеда в данной схеме указаны в таблице 35.

Таблица 35

Расчетные параметры для ВЛ 110 кВ Курдюм - Озерки с отпайкой на ПС Вязовка и ВЛ 110 кВ Петровск - Газовая при участии в схеме плавки гололеда на напряжении 110 кВ

Провод	, °C	, м/с	, см, IV р-н	, г/см 3	, A	, A	, °С	, мин
АС-240/АС-150/АС-120	-5	5	1	0,9	778	1531 /1124/972	14/32/45	48/18/12
АС-240/АС-150/АС-120	О	2	1	0,9	778	941/687/591	54/108/148	32/15/11

Расчетные параметры тока плавки, определенные с применением программного комплекса "Гололед 110", свидетельствуют о превышении расчетного значения тока плавки над значением допустимого тока провода АС-120 и АС-150. В связи с этим проведение реальных плавок гололеда на проводах указанных ВЛ 110 кВ по указанной схеме плавки в наихудших условиях охлаждения провода осуществляется в повторно-кратковременном режиме.

Согласно таблице 35 время плавки гололеда на проводах АС-240 в наихудших условиях охлаждения составляет 32 минуты, при этом:

время, за которое провод АС-120 нагреется до максимально допустимой температуры (90°С), составляет 5 минут (для плавки провода АС-240 потребуется около 6 рабочих циклов плавки гололеда, суммарное время плавки с учетом времени бестоковой паузы для охлаждения провода АС-120 (10 минут на каждый цикл) составит около 90 минут);

время, за которое провод АС-150 нагреется до максимально допустимой температуры (90°С), составляет 10 минут (для плавки провода АС-240 потребуется около 3 рабочих циклов плавки гололеда, суммарное время плавки с учетом времени бестоковой паузы для охлаждения провода АС-150 (10 минут на каждый цикл) составит около 60 минут).

Выполнение мероприятия по замене провода АС-120 на АС-150 на участке от ЛР-110 ПС 500 кВ Курдюм до опоры N 1 протяженностью 0,055 км позволит привести длительно допустимые токовые нагрузки воздушной линии в соответствие с величиной токов плавки, сократить время плавки гололеда на проводах ВЛ 110 кВ Петровск - Газовая, минимизировать вероятность технологических нарушений на электрооборудовании при интенсивном гололедообразовании, привести состояние воздушной линии к требованиям норм технической документации.

Титул включен в инвестиционную программу ПАО "Россети Волга" на 2018-2022 годы, утвержденную приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 декабря 2021 года N 16@.

Рекомендуемый срок реализации данного инвестиционного проекта - 2024-2029 годы.

Реконструкция ПС 110 кВ Совхоз-Весна с заменой силовых трансформаторов 2 x 16 МВА на силовые трансформаторы 2 x 63 МВА

Реконструкция ПС 110 кВ Совхоз-Весна с заменой трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА на новые 2 x 63 МВА необходима для технологического присоединения новой нагрузки АО "Совхоз Весна" в объеме 28 МВт согласно техническим условиям на технологическое присоединение, утвержденных 17 мая 2021 года.

Срок реализации проекта - 2024 год.

Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Распределительная - Сельмаш I цепь и ВЛ 110 кВ Распределительная - Сельмаш II цепь с образованием ЛЭП 110 кВ Распределительная - Сельмаш I цепь с отпайкой на Красноармейскую ВЭС и ЛЭП 110 кВ Распределительная - Сельмаш II цепь с отпайкой на Красноармейскую ВЭС

Строительство отпаечных ВЛ основывается на технических условиях на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Волга" объектов по производству электрической энергии ООО "Десятый Ветропарк ФРВ" (Красноармейская ВЭС) от 7 сентября 2021 года.

После реализации мероприятий Красноармейская ВЭС будет запитана от ВЛ 110 кВ Распределительная - Сельмаш 1 цепь с отпайкой на Красноармейская ВЭС ориентировочной протяженностью 9 км с проводом АС-240 и ВЛ 110 кВ Распределительная - Сельмаш 2 цепь с отпайкой на Красноармейская ВЭС ориентировочной протяженностью 9 км с проводом АС-240.

Срок реализации проекта - 2023 год.

Реконструкция ПС 110 кВ Подлесное с заменой ОД, КЗ на В-110 кВ (В-110 кВ Т-1, В-110 кВ Т-2)

ПС 110 кВ Подлесное введена в эксплуатацию в 1978 году. Согласно акту технического состояния от 9 марта 2021 года отделители 110 кВ выработали срок эксплуатации, физически изношены.

Согласно акту технического состояния и технической политики ПАО "Россети" необходима замена установленных ОД, КЗ Т-1 и Т-2 на ПС 110 кВ Подлесное на выключатели.

Срок реализации - 2028 год.

4.6.2. Дополнительный прогноз потребления

Реконструкция ПС 220 кВ Метзавод

В рамках обеспечения технологического присоединения новой нагрузки АО "МЗ Балаково" потребуется следующая реконструкция ПС 220 кВ Метзавод:

установка 3 линейных ячеек (для подключения трех новых трансформаторов) и установка 3 новых трансформаторов: 220/10 кВ 2 х 63 МВА и 220/35 кВ 1 х 160 МВА;

замена ошиновки, выключателей, разъединителей и ТТ по ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 с увеличением пропускной способности оборудования до 1060 А при ТНВ = +30 градусов Цельсия.

По сведениям ПАО "ФСК ЕЭС" заключен договор об осуществлении технологического присоединения от 22 марта 2022 года N 318/ТП-М6.

По данным Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги 22 марта 2022 года заключен договор на технологическое присоединение N 318/ТП-М6, согласно данному ДТП, год завершения выполнения мероприятий по технологическому присоединению - 2024.

Реконструкция ПС 220 кВ Центральная

В рамках обеспечения технологического присоединения новой нагрузки АО "МЗ Балаково" потребуется следующая реконструкция ПС 220 кВ Центральная:

замена ошиновки по ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1, ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 и ошиновки ячейки ОВ 220 с увеличением пропускной способности до 1060 А при ТНВ = +30 градусов Цельсия.

Срок реализации согласно ДТП от 22 марта 2022 года N 318/ТП-М6 - 2024 год.

Реконструкция ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2

В рамках обеспечения технологического присоединения новой нагрузки АО "МЗ Балаково" потребуется реконструкция ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 с увеличением пропускной способности по проводу до 1060 А при ТНВ = +30 градусов Цельсия.

Срок реализации согласно ДТП от 22 марта 2022 года N 318/ТП-М6 - 2024 год.

Корректировка алгоритмов и объемов управляющих воздействий существующих АОПО

В рамках обеспечения технологического присоединения новой нагрузки АО "МЗ Балаково" потребуется корректировка объемов мощности отключаемой нагрузки, подключенной под действие существующих устройств АОПО, с учетом отключения нагрузки АО "МЗ Балаково" на следующих ВЛ:

ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Балаковская;

ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Центральная;

ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Центральная I цепь и II цепь.

Срок реализации согласно ДТП от 22 марта 2022 года N 318/ТП-М6 - 2024 год.

Строительство новой ПС 220 кВ РЦОД

Строительство новой ПС 220 кВ РЦОД с установкой двух силовых трансформаторов 2 х 100 МВА осуществляется в соответствии с СВЭ для подключения энергопринимающих устройств РЦОД ПАО "Сбербанк".

Для подключения ПС 220 кВ РЦОД планируется строительство следующих ВЛ:

заходы от ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Ершовская с образованием двух новых ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - РЦОД I цепь и ВЛ 220 кВ Ершовская - РЦОД, ориентировочной протяженностью не менее 2 х 7 км;

новая ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - РЦОД II цепь, ориентировочной протяженностью не менее 1 х 35 км.

Для подключения новой ВЛ 220 кВ планируется реконструкция Балаковской АЭС с установкой одной линейной ячейки 220 кВ.

Корректировка алгоритмов и объемов мощности отключаемой нагрузки существующих АОПО на ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Балаковская и ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Центральная с заведением под УВ нагрузки РЦОД ПАО "Сбербанк" объемом 58 МВт в режимах зимнего максимума при ТНВ = -25 градусов Цельсия и объемом 46 МВт в режимах ПЭВТ при ТНВ = +30 градусов Цельсия.

Установка устройств АОПО на ВЛ 110 кВ Горный - Ершовская с отпайками и ВЛ 110 кВ Центральная - Ершовская с отпайкой на ПС Каменная Сарма на ПС 220 кВ Горный и ПС 220 кВ Центральная соответственно на отключение нагрузки РЦОД ПАО "Сбербанк" путем УВ на ОН до 48 МВт в режимах паводка при максимуме нагрузок при ТНВ = +16 градусов Цельсия и путем УВ на ОН до 18 МВт в режимах летнего максимума нагрузок при ТН = +22 градусов Цельсия.

Срок реализации согласно СВЭ - 2022 год.

Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861.

4.7. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области на перспективный период

В Программе произведен анализ балансов реактивной мощности для электрических сетей энергосистемы Саратовской области, а также определена необходимость установки дополнительных средств компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше.

Источниками реактивной мощности в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области являются батареи статических конденсаторов (), зарядная мощность ЛЭП, а также генераторы электрических станций ().

Потребление реактивной мощности складывается из потребления реактивной мощности в узлах нагрузки (), потребления УШР () а также из потерь реактивной мощности. Суммарные потери реактивной мощности () - это алгебраическая сумма потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях воздушных и кабельных ЛЭП (), трансформаторах ().

В балансе реактивной мощности также учтен внешний переток реактивной мощности ().

Таким образом, уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

4.7.1. В рамках базового прогноза потребления

Результаты расчета баланса реактивной мощности на 2022-2027 годы для периодов зимних и летних максимальных нагрузок энергосистемы Саратовской области в рамках базового прогноза потребления, представлены в таблице 36.

Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных режимах 2022-2027 годов в нормальной схеме электрической сети энергосистема Саратовской области является сбалансированной по реактивной мощности. При этом в зависимости от рассматриваемых режимных условий (зимний или летний минимум или максимум нагрузок) наблюдается изменение характера баланса реактивной мощности с дефицитного в зимних режимах на избыточный в летних режимах. При этом расчет режимов нормальных, ремонтных и послеаварийных схем не выявил снижения / повышения напряжения на шинах станций и подстанций 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области ниже / выше допустимых пределов. Таким образом, дополнительных мер по компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше не требуется.

Таблица 36

Баланс реактивной мощности энергосистемы Саратовской области на период 2022-2027 годов

Показатель	2022 год				2023 год				2024 год				2025 год				2026 год				2027 год
	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.
Реактивная мощность нагрузки	639	512	589	467	667	538	598	476	666	533	611	482	666	532	613	485	668	532	615	487	670	534	639	488
Нагрузочные потери	920	581	1052	529	928	592	1124	533	931	593	1108	534	933	593	1110	535	954	649	1188	598	954	649	1143	598
в том числе потери в ЛЭП	302	119	359	96	299	119	388	90	300	120	373	92	302	121	375	93	309	138	401	105	309	138	360	105
потери в АТ	618	462	693	433	629	473	736	442	631	473	735	443	632	472	735	443	645	511	787	493	645	511	783	493
Потребление ШР	348	354	344	339	347	353	343	339	347	353	343	339	347	353	343	339	347	352	342	338	347	352	343	338
Потери в шунтах	57	59	58	55	57	59	58	55	57	59	58	55	57	59	58	55	57	59	58	55	57	59	58	55
Суммарное потребление реактивной мощности	1964	1506	2043	1390	1999	1542	2123	1403	2001	1538	2120	1410	2003	1537	2124	1414	2026	1592	2203	1478	2028	1594	2183	1479
Генерация реактивной мощности электростанциями БСК	605	130	845	204	634	163	957	219	634	158	940	227	636	157	944	231	662	216	1051	286	663	217	1006	286
Зарядная мощность ЛЭП	-848	-881	-838	-880	-840	-873	-825	-874	-840	-873	-827	-873	-840	-873	-826	-873	-839	-870	-823	-873	-839	-870	-827	-873
Суммарная генерация реактивной мощности	1453	1011	1683	1084	1474	1036	1782	1093	1474	1031	1767	1100	1476	1030	1770	1104	1501	1086	1874	1159	1502	1087	1833	1159
Внешний переток реактивной мощности	-511	-495	-360	-306	-525	-506	-341	-310	-527	-507	-353	-310	-527	-507	-354	-310	-525	-506	-329	-319	-526	-507	-350	-320

4.7.2. В рамках дополнительного прогноза потребления

Результаты расчета баланса реактивной мощности на 2022-2027 годы для периодов зимних и летних максимальных нагрузок энергосистемы Саратовской области в рамках дополнительного прогноза потребления, представлены в таблице 37.

Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных режимах 2022-2027 годов в нормальной схеме электрической сети энергосистема Саратовской области является сбалансированной по реактивной мощности. При этом в зависимости от рассматриваемых режимных условий (зимний или летний минимум или максимум нагрузок) наблюдается изменение характера баланса реактивной мощности, с дефицитного в зимних режимах на избыточный в летних режимах. При этом расчет режимов нормальных, ремонтных и послеаварийных схем не выявил снижения/повышения напряжения на шинах станций и подстанций 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области ниже/выше допустимых пределов.

Дополнительных мер как и в базовом прогнозе потребления по компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше не требуется.

Таблица 37

Баланс реактивной мощности энергосистемы Саратовской области на период 2022-2027 годов

Показатель	2022 год				2023 год				2024 год				2025 год				2026 год				2027 год
	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.	зима, макс.	зима, мин.	лето, макс.	лето, мин.
Реактивная мощность нагрузки	703	583	662	539	731	610	672	549	735	612	686	555	739	614	690	560	741	615	702	562	742	616	723	563
Нагрузочные потери	860	562	995	545	868	570	1061	548	871	571	1047	550	875	572	1050	552	894	619	1117	600	894	619	1080	600
в том числе потери в ЛЭП	273	112	326	105	271	111	353	100	272	112	340	101	274	113	341	103	281	126	361	107	280	126	327	108
потери в АТ	587	450	669	440	597	459	708	448	599	459	708	449	601	459	708	449	613	493	756	492	614	493	753	492
Потребление ШР	348	353	345	338	348	353	344	338	348	353	344	338	348	353	344	338	348	352	343	338	348	352	344	338
Потери в шунтах	57	59	59	55	57	59	58	55	57	59	58	55	57	59	58	55	57	59	58	55	57	59	58	55
Суммарное потребление реактивной мощности	1968	1557	2061	1478	2004	1591	2135	1490	2012	1594	2136	1498	2019	1598	2142	1504	2039	1644	2220	1555	2041	1645	2205	1556
Генерация реактивной мощности электростанциями БСК	584	166	822	284	613	534	924	295	618	196	912	304	623	199	917	311	647	247	1014	343	648	248	982	344
Зарядная мощность ЛЭП	-856	-885	-846	-881	-848	-877	-835	-875	-848	-877	-836	-874	-848	-876	-836	-874	-847	-875	-833	-875	-847	-875	-836	-875
Суммарная генерация реактивной мощности	1441	1051	1668	1165	1461	1411	1759	1170	1466	1073	1748	1179	1471	1075	1753	1185	1494	1121	1847	1218	1495	1123	1819	1218
Внешний переток реактивной мощности	-528	-506	-393	-313	-543	-181	-376	-320	-546	-521	-388	-319	-547	-522	-389	-319	-545	-523	-372	-336	-546	-523	-387	-338

4.8. Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Саратовской области

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 года N 1220 "Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг" приказом Минэнерго России от 29 ноября 2016 года N 1256 утверждены Методические указания по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций (далее - Методические указания).

Согласно Методическим указаниям для сетевых организаций показатели надежности и качества услуг определяются в отношении оказываемых сетевыми организациями услуг по передаче электрической энергии потребителям услуг по передаче электрической энергии, в том числе потребителям электрической энергии, обслуживаемым сбытовыми организациями и гарантирующими поставщиками, в интересах которых заключены договоры об оказании услуг по передаче электрической энергии, непосредственно или опосредованно присоединенным к объектам электросетевого хозяйства данной сетевой организации, за исключением коммунальных потребителей, проживающих в многоквартирных жилых домах, а также осуществляемого технологического присоединения к объектам электросетевого хозяйства соответствующей сетевой организации энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций и иных лиц.

Согласно Методическим указаниям показателями надежности и качества услуг являются:

показателя уровня надежности оказываемых услуг, который определяется продолжительностью и частотой прекращений передачи электрической энергии;

показатель уровня качества оказываемых услуг, который определяется показателем уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети.

Плановые значения показателей надежности и качества услуг устанавливаются регулирующими органами на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования.

Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 года N 1256 для филиала ПАО "Россети Волга" - "Саратовские РС" действует долгосрочный период регулирования 2018-2022 годов. В данный долгосрочный период регулирования 2018-2022 годов для целей использования при государственном регулировании тарифов на услуги по передачи электрической энергии уровень надежности оказываемых услуг определяется показателем средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (SAIDI) и показателем средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (SAIFI).

Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки в каждом расчетном периоде регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования () определяется по формуле:

- продолжительность i-го прекращения передачи электрической энергии в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации в рамках технологического нарушения, часов;

- количество точек поставки потребителей услуг сетевой организации, в отношении которых произошло i-ое прекращение передачи электрической энергии, в рамках технологического нарушения, штук;

- максимальное за год число точек поставки потребителей услуг сетевой организации за t-й расчетный период регулирования, штук;

- количество прекращений передачи электрической энергии в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации t-м расчетном периоде регулирования, штук.

Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки в каждом расчетном периоде регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования () определяется по формуле:

В приложении N 2 приведены плановые значения показателей надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии ПАО "Россети Волга" на территории Саратовской области на период 2022-2027 годов с применением темпа улучшения, рассчитанного при планировании долгосрочного периода регулирования 2018-2022 годах и учтенного дальше до 2027 года.

4.9. Предложения по уточнению перечня электросетевых объектов 220 кВ и выше или по корректировке сроков ввода электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше относительно актуальной редакции Схемы и программы развития ЕЭС России

4.9.1. В рамках базового прогноза потребления

Рекомендации по уточнению перечня электросетевых объектов ЕНЭС, включенных в проект СиПР ЕЭС России 2022-2028 в рамках рассмотрения прогноза потребления мощности энергосистемы Саратовской области в период 2022-2027 годов, а также корректировка сроков их ввода отсутствуют.

4.9.2. В рамках дополнительного прогноза потребления

На этапе формирования Схемы и программы развития ЕЭС России на очередной перспективный период потребуется проанализировать наличие утвержденных технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "МЗ Балаково" и РЦОД ПАО "Сбербанк" в целях оценки необходимости учета следующих мероприятий:

реконструкция ПС 220 кВ Метзавод с установкой 3 новых трансформаторов 220/10 кВ 2 х 63 МВА и 220/35 кВ 1 х 160 МВА

реконструкция ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 с увеличением пропускной способности по проводу до 1060 А при ТНВ = +30 градусов Цельсия;

строительство новой ПС 220 кВ РЦОД с установкой двух силовых трансформаторов 2 х 100 МВА;

реконструкция Балаковской АЭС с установкой одной линейной ячейки 220 кВ;

строительство заходов от ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Ершовская с образованием двух новых ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - РЦОД I цепь и ВЛ 220 кВ Ершовская - РЦОД ориентировочной протяженностью 2 х 7 км;

строительство новой ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - РЦОД II цепь, ориентировочной протяженностью 1 х 35 км.

Сроки выполнения указанных мероприятий уточняются в рамках процедуры технологического присоединения, определенной Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861.

4.10. Формирование перечня электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу в 2022-2027 годах

Для вариантов прогноза потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Саратовской области на 2022-2027 годы (далее - варианты развития) определен перечень рекомендованных мероприятий и стоимость их реализации.

Стоимость реализации рекомендованных мероприятий определена на основании:

1) Инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" (утвержденной приказом Минэнерго России от 28 декабря 2021 года N 35@) (далее - ИП ПАО "ФСК ЕЭС").

Для мероприятий, стоимость которых принята на основании данных ИП ПАО "ФСК ЕЭС", указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн рублей с НДС).

2) Инвестиционной программы ПАО "Россети Волга" (утвержденной приказом Минэнерго России N 16@ от 8 декабря 2021 года) (далее - ИП ПАО "Россети Волга").

Для мероприятий, стоимость которых принята на основании данных ИП ПАО "Россети Волга", указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн рублей с НДС).

3) "Укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" (далее - УНЦ) ².

УНЦ приведены в ценах по состоянию на 1 января 2018 года.

------------------------------

²УНЦ утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 17 января 2019 года N 10.

------------------------------

Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах IV квартала 2021 года применены индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал, указанные в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (базовый прогноз), Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов (базовый прогноз) и Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов (базовый прогноз), в соответствии с пунктом 381 Правил заполнения форм раскрытия сетевой организацией информации об инвестиционной программе, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 5 мая 2016 года N 380 (таблица 38).

Таблица 38

Индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал

Наименование	Наименование документа - источника данных	Реквизиты документа	Годы
			2018	2019	2020	IV квартал 2021
Индекс-дефлятор инвестиций в основной капитал, процентов к предыдущему году	Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года	подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 30 сентября 2019 года	105,3	-	-	-
	Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов	подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 26 сентября 2020 года	-	106,8	-	-
	Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов	подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 30 сентября 2021 года	-	-	105,6	105,4

Стоимость реализации мероприятий включает в себя затраты на отвод и аренду земли на время строительства, рассчитанные исходя из среднего уровня кадастровой стоимости 1 квадратного метра земельных участков Саратовской области и норм отвода земель для электрических сетей напряжением 0,38-750 кВ11F ³. НДС на затраты на отвод и аренду земли на время строительства не начисляется.

Срок реализации мероприятий по электросетевому строительству, отсутствующих в утвержденных инвестиционных программах сетевых организаций, определен укрупнено на основании Стандарта ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.240.121-2012 "Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи 35-1150 кВ" от 1 июня 2012 года. Прогнозный объем финансирования таких мероприятий рассчитан с учетом индексов-дефляторов инвестиций в основной капитал, принятых на основании Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов 12F ⁴ и Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года 13F ⁵ Минэкономразвития России.

Перечень мероприятий, рекомендованных к реализации (для каждого варианта развития), приведен в приложении N 3.

------------------------------

³ Утверждены Минтопэнерго 20 мая 1994 года.

⁴ Опубликован 30 сентября 2021 года.

⁵ Опубликован 28 ноября 2018 года.

------------------------------

4.11. Формирование сводных данных по развитию электрической сети энергосистемы Саратовской области на период 2022-2027 годов

В таблицах 39, 40, 41 представлены сводные данные по развитию электрической сети для базового и дополнительного прогноза потребления Саратовской области.

Таблица 39

Сводные данные по развитию электрической сети для базового прогноза потребления

Наименование	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Новое строительство электросетевых объектов
ЛЭП 220 кВ, км	0	10,6	0	0	0	0
ЛЭП 110 кВ, км	5,331	33,995	0	0	0	0
ПС 220 кВ, МВА	0	0	0	0	0	0
ПС 110 кВ, МВА	80	80	0	0	0	0
Реконструкция электросетевых объектов
ЛЭП 220 кВ, км	0	0	0	0	0	0
ЛЭП 110 кВ, км	0	0	0	0	0	0
ПС 220 кВ, МВА	0	0	0	0	0	0
ПС 110 кВ, МВА	0	80	126	0	0	50
Прочее
Ввод генерирующих мощностей, МВт	35	219,9	0	0	48	0
Потери электрической энергии в региональных сетях, в процентах к величине полезного отпуска из сети по региону	15,54	15,33	15,13	14,93	14,74	14,55

Таблица 40

Сводные данные по развитию электрической сети для дополнительного прогноза потребления ^*

Наименование	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Новое строительство электросетевых объектов
ЛЭП 220 кВ, км	49	10,6	0	0	0	0
ЛЭП 110 кВ, км	5,331	33,995	0	0	0	0
ПС 220 кВ, МВА	200	0	0	0	0	0
ПС 110 кВ, МВА	80	80	0	0	0	0
Реконструкция электросетевых объектов
ЛЭП 220 кВ, км	0	0	11,2	0	0	0
ЛЭП 110 кВ, км	0	0	0	0	0	0
ПС 220 кВ, МВА	0	0	286	0	0	0
ПС 110 кВ, МВА	0	80	126	0	0	50
Прочее
Ввод генерирующих мощностей, МВт	35	219,9	0	0	48	0

------------------------------

^* Мероприятия по электросетевому строительству носят предварительный характер. Объемы и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861.

------------------------------

Таблица 41

Сводные данные по развитию электрической напряжением 35 кВ и ниже

Наименование	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Новое строительство
ЛЭП 35 кВ, км	4,168	0	0	0	0	0
ЛЭП 6-10 кВ, км	287,326	177,437	172,204	160,884	157,629	156,049
ПС 35 кВ, МВА	0	0	0	0	0	0
ПС 6-10 кВ, МВА	26,374	18,005	17,295	17,295	17,295	17,295
Реконструкция
ЛЭП 35 кВ, км	1,326	3,7	6,9	0	0	6,757
ЛЭП 6-10 кВ, км	75,619	124,094	193,273	101,934	140,671	180,424
ПС 35 кВ, МВА	0	0	0	0	0	0
ПС 6-10 кВ, МВА	30,215	28,57	29,68	25,243	27,95	16,79

2. Схема развития электроэнергетики Саратовской области на 2023-2027 годы (с приведением информации для 2022 года) для базового и дополнительного прогнозов

Схема развития электроэнергетики Саратовской области на 2023-2027 годы (с приведением информации для 2022 года) является неотъемлемой частью программы развития электроэнергетики и разработана с учетом результатов расчетов электроэнергетических режимов.

Схема развития электроэнергетики Саратовской области представлена в виде карты-схемы, на которую нанесены:

действующие по состоянию на 1 января 2022 года электрические станции мощностью более 5 МВт;

действующие по состоянию на 1 января 2022 года электрические сети 110 кВ и выше;

электрические станции, электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в 2022-2027 годах, с выделением соответствующими условными обозначениями.

Схема развития электроэнергетики Саратовской области на 2023-2027 годы (с приведением информации для 2022 года) для базового и дополнительного прогнозов приведена в приложении N 5.

Заключение

В рамках настоящей схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Саратовской области была достигнута ее основная цель - разработаны предложения по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формированию стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики на территории Саратовской области.

Достижение этой цели потребовало комплексного решения ряда задач:

качественно-количественный анализ перспективного баланса электроэнергии и мощности на перспективу 2022-2027 годов (задача решена в полном объеме);

разработка математических моделей энергосистемы Саратовской области на перспективу 2022-2027 годов с учетом факторов сезонности, неравномерности потребления нагрузки во времени, температуры окружающего воздуха и иных влияющих факторов (задача выполнена в полном объеме);

формирование перечня рекомендаций по размещению новых генерирующих мощностей на территории Саратовской области (задача выполнена в полном объеме);

формирование перечня рекомендаций по техническому перевооружению и реконструкции существующей энергосистемы Саратовской области (задача выполнена в полном объеме), а также новому строительству размещению объектов сетевой инфраструктуры;

разработка рекомендаций по скоординированному развитию генерирующих мощностей объектов электросетевого хозяйства в энергосистеме Саратовской области классом напряжения 110 кВ и выше на перспективу 2022-2027 годов с разбивкой по годам (задача выполнена в полном объеме).

Проведены необходимые для данного вида работ технический и экономический анализы, разработаны актуальные математические модели энергосистемы Саратовской области, согласованные с филиалом АО "Системный оператор единой энергетической системы" Саратовское РДУ.

Приложение N 1
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Саратовской области
на 2023-2027 годы

Таблица 1

Перечень существующих ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области

N п/п	Диспетчерское наименование	Год ввода в эксплуатацию	Год реконструкции	Рабочее напряжение, кВ	Протяженность (по цепям), км
1.	ВЛ 500 кВ Саратовская ГЭС - Курдюм	1975	-	500	161,7
2.	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1	1986	-	500	111,83
3.	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Красноармейская N 2	1988	-	500	111,58
4.	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Саратовская ГЭС	1986	-	500	16,6
5.	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Ключики	1986	-	500	91,63
6.	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Трубная	1989	-	500	214
7.	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Курдюм	2013	-	500	208,178
8.	ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Степная	2013	-	220	240,4
9.	ВЛ 220 кВ Центральная - Балаковская	1977	-	220	5,4
10.	ВЛ 220 кВ Курдюм - Саратовская	1975	-	220	13,75
11.	ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Центральная	1958	2018	220	17,343
12.	ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Балаковская	1958	2018	220	11,056
13.	ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Горный	1984		220	74,623
14.	ВЛ 220 кВ Красный Яр - Пушкино	1985	-	220	61
15.	ВЛ 220 кВ Центральная - Подлесное	1976	-	220	69
16.	ВЛ 220 кВ Подлесное - Красный Яр	1976	-	220	59,1
17.	ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Центральная-1ц	1984	-	220	34,371
18.	ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Центральная-2ц	1984	-	220	28,1
19.	ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Буровка - тяговая с отпайкой на ПС Вольская	1964	-	220	32,5
20.	ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Ершовская	1975	-	220	103,5
21.	ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение	1957	1968	220	102,1
22.	ВЛ 220 кВ Курдюм-Аткарская-1ц	1983		220	77,7
23.	ВЛ 220 кВ Курдюм-Аткарская-2ц	1978	-	220	80,7
24.	ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Саратовская	1964	-	220	156,4
25.	ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Терешка с отпайкой на ПС Вольская	1961	-	220	67,39
26.	ВЛ 220 кВ Саратовская-Терешка	1961	-	220	94,13
27.	ВЛ 220 кВ Аткарская-Ртищево с отп. на ПС Екатериновка-газовая	1978	1983	220	108,3
28.	ВЛ 220 кВ Аткарская-Екатериновка тяговая с отпайкой на ПС Екатериновка-газовая	1978	-	220	66,75
29.	ВЛ 220 кВ Ртищево-Екатериновка тяговая	1966	1983	220	48,75
30.	ВЛ 220 кВ Хопер-Ртищево	1966	1983	220	112,37
31.	ВЛ 220 кВ Балашовская-Хопер	1966	-	220	96,95
32.	ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1	2012	-	220	5,7
33.	ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2	2012	-	220	5,6
34.	ВЛ 220 кВ Буровка тяговая - Терешка	1969	-	220	25,68
35.	ВЛ 220 кВ Саратовская-Терешка	2008	-	220	3,358
36.	ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Буровка Тяговая с отпайкой на ПС Вольская	1969	-	220	11,654
37.	ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Терешка с отпайкой на ПС Вольская	2008	-	220	2,28
38.	ВЛ 110 кВ Озинки - Семиглавый Мар	1969	-	110	12,03
39.	ВЛ 110 кВ 31-ая Насосная	1968			5,8
40.	ВЛ 110 кВ Алгай-КС-1	1974	-	110	63,8
41.	ВЛ 110 кВ Варфоломеевка	1979	-	110	32,4
42.	ВЛ 110 кВ Горный-Ершов с отпайками (уч. Емельяновка-Ершовская)	1973	-	110	40,2
43.	ВЛ 110 кВ Город-1	1988	-	110	0,3
44.	ВЛ 110 кВ Город-2	1988	-	110	8,4
45.	ВЛ 110 кВ Ершов-Новоузенск (Новоузенск-1)	1979	-	110	111
46.	ВЛ 110 кВ Ершов-Орловгай	1966	-	110	52,8
47.	ВЛ 110 кВ Ершов-Питерка (уч. Ершовская - оп. N 518)	1975	-	110	52,6
48.	ВЛ 110 кВ Ершов - Озинки 2ц (Дергачи-2)	2004	-	110	129,23
49.	ВЛ 110 кВ Ершовская - Элтрейт с отпайками	1966	-	110	58,215
50.	ВЛ 110 кВ Клинцовка	1970	-	110	87,06
51.	ВЛ 110 кВ КС-2	1976	-	110	78,6
52.	ВЛ 110 кВ Лепехинка-Новоузенск (уч. Новоузенская - М. Узень)	1972	-	110	37,8
53.	ВЛ 110 кВ Марьевка	1975	-	110	29,4
54.	ВЛ 110 кВ Наливная-Мокроус (уч. оп. N 116 - Ершовская)	1969	-	110	42,29
55.	ВЛ 110 кВ Озинки-Урожайная	1970	-	110	45,3
56.	ВЛ 110 кВ Озинская - Элтрейт с отпайками	1966	-	110	78,245
57.	ВЛ 110 кВ Орловгай - Верхазовка - Восточная	1976	-	110	112,23
58.	ВЛ 110 кВ Орловгай-Новоузенск	1966	-	110	59,1
59.	ВЛ 110 кВ Полуденная	1973	-	110	9,1
60.	ВЛ 110 кВ Промбаза-1	1981	-	110	8,4
61.	ВЛ 110 кВ Промбаза-2	1981	-	110	8,4
62.	ВЛ 110 кВ Радищева	1976	-	110	6,2
63.	ВЛ 110 кВ Спартак	1976	-	110	49
64.	ВЛ 110 кВ Таловка	1983	-	110	41,2
65.	ВЛ 110 кВ Центральная - Ершов с отпайкой на ПС Каменная Сарма (Ершов-2)	1963	-	110	39,9
66.	ВЛ-110 кВ Южная-1	1988	-	110	8,4
67.	ВЛ 110 кВ Аткарск - Калининск	1966	-	110	88,009
68.	ВЛ 110 кВ Аткарск - Лопуховка - Екатериновка (ВЛ-110 Аткарск - Екатериновка)	1967	-	110	27,42
69.	ВЛ 110 кВ Аткарская - Татищево тяговая с отпайкой на ПС Кологривовка	1990	-	110	35,996
70.	ВЛ 110 кВ Баланда - Калининск	1999	-	110	0,216
71.	ВЛ 110 кВ Гуселка - Водозабор (уч. оп. N 76АВЛ-110 Гуселка - Водозабор - ПС 110 кВ Мост)	1992	-	110	0,842
72.	ВЛ 110 кВ Екатериновка - Бакуры	1995	-	110	45,5
73.	ВЛ 110 кВ Казачка - Баланда	1972	-	110	36,909
74.	ВЛ 110 кВ Карамыш - Тяговая - Литейная	1972	-	110	12,769
75.	ВЛ 110 кВ Красноармейск - Карамыш - Тяговая	1972	-	110	15,941
76.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Распределительная II цепь	1982	-	110	37,385
77.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Аткарская с отпайками (уч. середина пр. N 228-229 ВЛ 110 кВ Курдюм - Аткарская с отпайками - ПС 220 кВ Аткарская)	1966	-	110	41,171
78.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Песчаный Умет-1 1ц с отпайками	1993	-	110	19,084
79.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Песчаный Умет-2 II цепь с отпайками	1993	-	110	19,094
80.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Распределительная I цепь	1982	-	110	37,385
81.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Тарханы - Тяговая с отпайкой на ПС С. Карабулак (уч. оп. N 183 ВЛ-110 Курдюм - Тарханы тяговая с отпайкой на ПС С. Карабулак - ПС 110 кВ Тарханы)	1992	-	110	0,519
82.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Тарханы - Тяговая с отпайкой на ПС С. Карабулак	2014	-	110	11,301
83.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Тарханы - Тяговая с отпайкой на ПС С. Карабулак (уч. оп. N 130/1 ВЛ-110 Курдюм - Тарханы тяговая с отпайкой на ПС С. Карабулак - ПС 110 кВ Аэропорт)	1992	-	110	0,415
84.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Тарханы - Тяговая с отпайкой на ПС С. Карабулак (уч. оп. N 130/1 ВЛ-110 Курдюм - Тарханы тяговая с отпайкой на ПС С. Карабулак - ПС 110 кВ Аэропорт) (уч. оп. N 183 ВЛ-110 Курдюм - Питомник - ПС 110 кВ Тарханы)	2014	-	110	11,404
85.	ВЛ 110 кВ Литейная - Каменка	1973	-	110	27,284
86.	ВЛ 110 кВ Лопуховка - Екатериновка	1965	-	110	30,978
87.	ВЛ 110 кВ Лысые Горы - Баланда	1996	-	110	51,031
88.	ВЛ 110 кВ Песчаный Умет-2 - Баланда с отпайкой на ПС Лысые Горы	2001	-	110	110,08
89.	ВЛ 110 кВ Распределительная - Красноармейск 1ц с отпайками	1975	-	110	69,606
90.	ВЛ 110 кВ Распределительная - Красноармейск 2ц	1971	-	110	70,344
91.	ВЛ 110 кВ Распределительная - Нитрон 1ц	1969	-	110	4,531
92.	ВЛ 110 кВ Распределительная - Нитрон 2ц	1969	-	110	4,531
93.	ВЛ 110 кВ Распределительная - НПЗ 1ц	1989	-	110	10,715
94.	ВЛ 110 кВ Распределительная - НПЗ 2ц	1989	-	110	10,993
95.	ВЛ 110 кВ Распределительная - Песчаный Умет-2 с отпайкой на ПС Багаевка тяговая	2000	-	110	14,795
96.	ВЛ 110 кВ Распределительная - Сельмаш I ц	1984	-	110	65,811
97.	ВЛ 110 кВ Распределительная - Сельмаш II ц	1984	-	110	65,811
98.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Распределительная I цепь	1969	-	110	6,984
99.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Распределительная II цепь	1969	-	110	6,984
100.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - Водозабор (уч. оп. N 97А ВЛ 110 кВ ТЭЦ-5 - Водозабор - ПС 110 кВ Мост)	1992	-	110	0,842
101.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - Пищевая 2ц (уч. оп. N 34 отп. Новая Липовка - ПС 110 кВ Зоринская)	1987	-	110	0,256
102.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - Пищевая 2ц (уч. оп. N 37 отп. Новая Липовка - ПС 110 кВ Дубки)	1990	-	110	1,003
103.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - Пищевая 2ц (уч. оп. N 25 ВЛ-110 ТЭЦ-5 - Пищевая 2ц - ПС 110 кВ Новая Липовка)	1989	-	110	14,19
104.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - Пищевая 2ц (уч. оп. N 85 отп. Новая Липовка - ПС 110 кВ Вязовочка)	1989	-	110	13,947
105.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - Пищевая 2ц (уч. оп. N 12 отп. Вязовочка - ПС 110 кВ Аэропорт)	2014	-	110	3,732
106.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - ПТФ (уч. оп. N 34 отп. Новая Липовка - ПС 110 кВ Зоринская)	1987	-	110	0,256
107.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - ПТФ (уч. оп. N 12 ВЛ 110 кВ ТЭЦ-5 - ПТФ-ПС 110 кВ Новая Липовка)	1989	-	110	13,99
108.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - ПТФ (уч. оп. N 85 отп.Новая Липовка - ПС 110 КВ Вязовочка)	1989	-	110	13,984
109.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - ПТФ (уч. оп. N 37 отп. Новая Липовка - ПС 110 кВ Дубки)	1990	-	110	0,962
110.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - ПТФ (уч. оп. N 12 отп. Вязовочка - ПС 110 кВ Аэропорт)	2014	-	110	3,732
111.	ВЛ 110 кВ Сельмаш - ГПП 1ц	1995	-	110	0,846
112.	ВЛ 110 кВ Сельмаш - ГПП 2ц	1995	-	110	0,804
113.	ВЛ 110 кВ Сельмаш - НПС-1 с отпайкой на ПС НПС-2	1980	-	110	2,198
114.	ВЛ-110 кВ Аткарская - Тяговая 2 цепь	1987	-	110	2,668
115.	ВЛ-110 кВ Аткарская - Тяговая 1 цепь	1987	-	110	2,668
116.	ВЛ 110 кВ Бородаевка - Филипповка 1 цепь	1978	-	110	0,467
117.	ВЛ 110 кВ Бородаевка - Филипповка 2 цепь	1978	-	110	0,467
118.	ВЛ 110 кВ Ершов-Питерка (уч. оп, N 515 (ВЛ-110 КВ Ершов-Питерка) - Питерка, с отпайкой на Новотулка 1, 2 цепь, Питерка-2, Страна-Советов, ВИУА)	1978	-	110	76,764
119.	ВЛ 110 кВ Ершов-Мокроус с отпайкой на ПС Плес	1966	-	110	25,11
120.	ВЛ 110 кВ Ивановка - Заря 2 цепь	1987	-	110	41,67
121.	ВЛ 110 кВ Красный Кут - Лепехинка	1991	-	110	37,709
122.	ВЛ 110 кВ Красный Яр - Бобровка 2 цепь	1972	-	110	134,134
123.	ВЛ 110 кВ Красный Яр - Гагарина	1975	-	110	18,51
124.	ВЛ 110 кВ Красный Яр - Маркс	1962	-	110	32,813
125.	ВЛ 110 кВ Красный Яр - Подлесное с отпайками (ВЛ 110 кВ Бобровка-1)	1972	-	110	108,531
126.	ВЛ 110 кВ Красный Яр - Саратовка	1973	-	110	35,167
127.	ВЛ 110 кВ Лепехинка-Новоузенск (уч. Лепехинка - Малый Узень)	1974	-	110	63,05
128.	ВЛ 110 кВ Маркс-Бородаевка	1974	-	110	10,166
129.	ВЛ 110 кВ Наливная-Ждановка	1977	-	110	50,59
130.	ВЛ 110 кВ Наливная - Красный Кут	1964	-	110	35,68
131.	ВЛ 110 кВ Наливная-Мокроус (уч. Наливная-Мокроус)	1966	-	110	47,825
132.	ВЛ 110 кВ Наливная - Степная 1 цепь	1984	-	110	19,83
133.	ВЛ 110 кВ Наливная - Степная 2 цепь	1978	-	110	42,696
134.	ВЛ 110 кВ Новотулка - Трудовик	1993	-	110	13,625
135.	ВЛ 110 кВ Подлесное - Бородаевка с отпайкой на ПС Подлесное-110	1974	-	110	30,077
136.	ВЛ 110 кВ Подлесное - Ивановка с отпайками (ВЛ - 110 кВ Семеновка-2)	1978	-	110	37,143
137.	ВЛ 110 кВ Пушкино - Анисовка Тяговая	1989	-	110	4,56
138.	ВЛ 110 кВ Пушкино-Наливная	1964	-	110	80,836
139.	ВЛ 110 кВ Пушкино-Орошение	1960	-	110	5,46
140.	ВЛ 110 кВ Пушкино-Ровное	1976	-	110	84,424
141.	ВЛ 110 кВ Пушкино - Терновка 1 цепь	1978	-	110	12,484
142.	ВЛ 110 кВ Пушкино - Терновка 2 цепь	1978	-	110	12,354
143.	ВЛ 110 кВ Пушкино - Технологическая 1 цепь	1983	-	110	5
144.	ВЛ 110 кВ Пушкино - Технологическая 2 цепь	1983	-	110	38,498
145.	ВЛ 110 кВ Пушкино - Южная 1 цепь	1983	-	110	48,141
146.	ВЛ 110 кВ Пушкино - Южная 2 цепь	1983	-	110	56,829
147.	ВЛ 110 кВ Ровное - Лепехинка	1982	-	110	81,319
148.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Энгельсская ТЭЦ-3 1 ц. с отп. на ПС Анисовка (уч. консоль N 40 [ВЛ-110 КВ ТЭЦ2 - ТЭЦ3 1 цепь) - ТЭЦ-3 1 цепь с отпайкой на Ансовка 1 цепь)	1962	-	110	16,17
149.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Энгельсская ТЭЦ-3 2 ц. с отп. на ПС Анисовка (уч. консоль N 40 [ВЛ-110 КВ ТЭЦ2 - ТЭЦ3 2 цепь) - ТЭЦ-3 2 цепь с отпайкой на Анисовка 2 цепь)	1962	-	110	16,17
150.	ВЛ 110 кВ Семеновка 1 цепь	1978	-	110	34,946
151.	ВЛ 110 кВ Центральная - Подлесное с отпайками (уч. оп. N 212 - Подлесное 220)	1974	-	110	20,94
152.	ВЛ 110 кВ Энгельсская ТЭЦ-3 - Красный Яр 1 цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Энгельс-1)	1972	-	110	34,74
153.	ВЛ 110 кВ Энгельсская ТЭЦ-3 - Красный Яр 2 цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Энгельс-2)	1972	-	110	35,442
154.	ВЛ 110 кВ Энгельсская ТЭЦ-3 - Красный Яр с отпайками	1973	-	110	35,578
155.	ВЛ 110 кВ Энгельсская ТЭЦ-3 - Лесозаводская 1 цепь с отпайками	1965	-	110	16,596
156.	ВЛ 110 кВ Энгельсская ТЭЦ-3 - Лесозаводская 2 цепь с отпайками	1965	-	110	16,596
157.	ВЛ 110 кВ Энгельсская ТЭЦ-3 - Пушкино 1 цепь с отпайкой на ПС Локомотивная	1964	-	110	11,7
158.	ВЛ 110 кВ Энгельсская ТЭЦ-3 - Пушкино 2 цепь с отпайкми	1960	-	110	12,26
159.	ВЛ 110 кВ Байчурово-тяговая-Балашовская	1965	-	110	50,643
160.	ВЛ 110 кВ Городская-1	1968	-	110	10
161.	ВЛ 110 кВ Городская-2	1968	-	110	10
162.	ВЛ 110 кВ Компрессорная-1	1983	-	110	17,7
163.	ВЛ 110 кВ Компрессорная-2	1983	-	110	18,2
164.	ВЛ 110 кВ Котоврас - Янтарная с отпайкой на ПС Пады - тяговая	1965	-	110	63,129
165.	ВЛ 110 кВ Насосная-1	1978	-	110	78,6
166.	ВЛ 110 кВ Насосная-2	1978	-	110	78,6
167.	ВЛ 110 кВ Перемычка-1	1990	-	110	1,312
168.	ВЛ 110 кВ Перемычка-2	1972	-	110	1,4
169.	ВЛ 110 кВ Романовка	1976	-	110	97
170.	ВЛ 110 кВ Ртищево - Владыкино	1992	-	110	54,4
171.	ВЛ 110 кВ Ртищево - Город-1	1975	-	110	10,952
172.	ВЛ 110 кВ Ртищево - Город-2	1975	-	110	10,952
173.	ВЛ 110 кВ Ртищево-Екатериновка	1967	-	110	61
174.	ВЛ 110 кВ Ртищево - Янтарная-1 цепь с отпайками	1965	-	110	55,98
175.	ВЛ 110 кВ Ртищево - Янтарная-2 цепь	1965	-	110	51,07
176.	ВЛ 110 кВ Самойловка	1990	-	110	80
177.	ВЛ 110 кВ Хопер - Байчурово - тяговая с отпайкой на ПС Родничок	1962	-	110	55,376
178.	ВЛ 110 кВ Хопер - Казачка	1961	-	110	114,6
179.	ВЛ 110 кВ Хопер - Котоврас	1974	-	110	26,6
180.	ВЛ 110 кВ Хопер - Хопер 2 тяговая	1962	-	110	23,11
181.	ВЛ 110 кВ Хопер-Янтарная	1974	-	110	54,76
182.	ВЛ 110 кВ Хопер 2 тяговая - Балашовская с отпайкой на ПС Родничок	1962	-	110	90,616
183.	ВЛ 110 кВ Березовская - НС-3 1 цепь (ВЛ 110 Березовская - Аммиак 1 цепь)	1985	-	110	34,32
184.	ВЛ 110 кВ Березовская - НС-3 2 цепь (ВЛ 110 Березовская - Аммиак 2 цепь)	1985	-	110	34,32
185.	ВЛ 110 кВ Горный - Пугачевская (с отпайкой на ПС Иргиз-1)	1981	-	110	43,25
186.	ВЛ 110 кВ Клевенка - Рахмановка	1989	-	110	19,83
187.	ВЛ 110 кВ Пугачевская - Арматурная 1 цепь (с отпайкой на ПС Городская 1 цепь)	1977	-	110	6,254
188.	ВЛ 110 кВ Пугачевская - Арматурная 2 цепь (с отпайкой на ПС Городская 2 цепь)	1977	-	110	6,25
189.	ВЛ 110 кВ Пугачевская - Ивантеевская (с отпайками на ПС Знаменская, на ПС Старая Порубежка) на ПС Знаменская)	1979	-	110	95,33
190.	ВЛ 110 кВ Пугачевская - Очистные сооружения 1 цепь	1981	-	110	6,32
191.	ВЛ 110 кВ Пугачевская - Очистные сооружения 2 цепь	1981	-	110	6,32
192.	ВЛ 110 кВ Пугачевская - Тургеневка (с отпайкой на ПС Иргиз-1,2)	1985	-	110	17,4
193.	ВЛ 110 кВ Пугачевская - Успенка 1ц	1983	-	110	20,3
194.	ВЛ 110 кВ Пугачевская - Успенка 2 цепь	1983	-	110	10,56
195.	ВЛ 110 кВ Рахмановка - Грачев Куст	1994	-	110	28,18
196.	ВЛ 110 кВ Урожайная - Перелюбская (с отпайкой на ПС Николаевка)	1975	-	110	72,8
197.	ВЛ 110 кВ Центральная - Пугачевская 1 цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Пугачевская-1)	1993	-	110	38,43
198.	ВЛ 110 кВ Центральная - Пугачевская 2 цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Пугачевская-2)	1975	-	110	63,48
199.	ВЛ 110 кВ Южная - Поляково - Перелюбская	1978	-	110	52,44
200.	ВЛ 110 кВ Балаковская - Дзержинская I цепь с отпайками	1963	-	110	5,03
201.	ВЛ 110 кВ Балаковская - Дзержинская II цепь с отпайками	1963	-	110	5,106
202.	ВЛ 110 кВ Балаковская - Химволокно II цепь	1970	-	110	5,502
203.	ВЛ 110 кВ Балаковская ТЭЦ4 - Балаковская I цепь	1964	-	110	4,11
204.	ВЛ 110 кВ Балаковская ТЭЦ4 - Балаковская II цепь	1964	-	110	4,11
205.	ВЛ 110 кВ Балаковская ТЭЦ4 - Центральная N 5	1971	-	110	2,517
206.	ВЛ 110 кВ Балаковская ТЭЦ4 - Центральная N 6	1971	-	110	2,252
207.	ВЛ 110 кВ Балаковская ТЭЦ4 - Центральная N 7	1981	-	110	1,482
208.	ВЛ 110 кВ Балаковская ТЭЦ4 - Центральная N 8	1981	-	110	1,489
209.	ВЛ 110 кВ Вольская - Большевик I цепь с отпайками	1961	-	110	8,069
210.	ВЛ 110 кВ Вольская - Большевик II цепь с отпайками	1961	-	110	8,069
211.	ВЛ 110 кВ Вольская - Терешка I цепь с отпайкой на ПС Шиханы	1983	-	110	45,967
212.	ВЛ 110 кВ Вольская - Терешка II цепь с отпайкой на ПС Шиханы	1983	-	110	45,967
213.	ВЛ 110 кВ Вольская - Черкасская I цепь с отпайками	1988	-	110	47,377
214.	ВЛ 110 кВ Вольская - Черкасская II цепь с отпайками	1971	-	110	71,515
215.	ВЛ 110 кВ Горный - Ершов с отпайками (уч. Горный-Емельяновка)	1975	-	110	39,764
216.	ВЛ 110 кВ Горный - НС-1 Сарканала с отпайкой на ПС НС-2 Сарканала	1979	-	110	13,377
217.	ВЛ 110 кВ Ивановка-Волга	1984	-	110	23,583
218.	ВЛ 110 кВ Привет - ГНС-2 ПОС I цепь (под напряжением 6кВ)	1984	-	110	24,608
219.	ВЛ 110 кВ Привет - ГНС-2 ПОС II цепь с отпайками	1985	-	110	52,905
220.	ВЛ 110 кВ Привет - Духовницкая	1983	-	110	21,845
221.	ВЛ 110 кВ Привет - Плавучая (под напряжением 6кВ)	1987	-	110	1,003
222.	ВЛ 110 кВ Пугачевская 2	1974	-	110	21,467
223.	ВЛ 110 кВ Терешка - Базарный Карабулак	1969	-	110	6,853
224.	ВЛ 110 кВ Терешка-Казаковка с отпайкой на ПС Сенная	1969	-	110	0,251
225.	ВЛ 110 кВ Терешка - НС-4 Аммиакопровод I цепь с отпайкой на ПС Воскресенская	1983	-	110	45,783
226.	ВЛ 110 кВ Терешка - НС-4 Аммиакопровод II цепь с отпайкой на ПС Воскресенская	1983	-	110	45,805
227.	ВЛ 110 кВ Терешка - Сенная	1982	-	110	0,24
228.	ВЛ 110 кВ Терешка - Сенная - тяговая I цепь	1991	-	110	12,066
229.	ВЛ 110 кВ Терешка - Сенная - тяговая II цепь	1991	-	110	12,048
230.	ВЛ 110 кВ Центральная - АЭС I цепь с отпайками	1980	-	110	23,664
231.	ВЛ 110 кВ Центральная - АЭС II цепь с отпайками	1980	-	110	19,962
232.	ВЛ 110 кВ Центральная - Балаковская N 1	1963	-	110	3,15
233.	ВЛ 110 кВ Центральная - Балаковская N 2	1961	-	110	3,214
234.	ВЛ 110 кВ Центральная - Балаковская N 3	1963	-	110	3,15
235.	ВЛ 110 кВ Центральная - Быков Отрог	1978	-	110	5,591
236.	ВЛ 110 кВ Центральная - Голованово I цепь с отпайками	1974	-	110	29,544
237.	ВЛ 110 кВ Центральная - Голованово II цепь с отпайками	1978	-	110	34,151
238.	ВЛ 110 кВ Центральная - Ершов с отпайкой на ПС Каменная Сарма	1993	-	110	48,299
239.	ВЛ 110 кВ Центральная - ЗФУ I цепь с отпайкой на ПС ЗФУ ГПП-2	1973	-	110	14,625
240.	ВЛ 110 кВ Центральная - ЗФУ II цепь с отпайкой на ПС ЗФУ ГПП-2	1974	-	110	14,975
241.	ВЛ 110 кВ Центральная - Ивановка	1984	-	110	66,14
242.	ВЛ 110 кВ Центральная - Подлесное с отпайками (уч. Центральная - оп. N 218)	1973	-	110	52,697
243.	ВЛ 110 кВ Центральная - Привет I цепь с отпайками	1967	-	110	80,371
244.	ВЛ 110 кВ Центральная - Привет II цепь с отпайками	1967	-	110	78,21
245.	ВЛ 110 кВ Центральная - Пугачевская I цепь с отпайками	1993	-	110	40,161
246.	ВЛ 110 кВ Центральная - РТИ I цепь с отпайкой на ПС РТИ ГПП-2	1971	-	110	2,064
247.	ВЛ 110 кВ Центральная - РТИ II цепь с отпайкой на ПС РТИ ГПП-2	1971	-	110	2,188
248.	ВЛ 110 кВ Центральная - Сазанлей I цепь с отпайкой на ПС Восточная	1973	-	110	4,501
249.	ВЛ 110 кВ Центральная - Сазанлей II цепь с отпайкой на ПС Восточная	1973	-	110	4,501
250.	ВЛ 110 кВ Центральная - Химволокно I цепь	1999	-	110	7,114
251.	ВЛ 110 кВ Черкасская - Сосновка с отпайкой на ПС Горячка	1986	-	110	30,492
252.	ВЛ 110 кВ Аткарская - Газовая I цепь с отпайкой на ПС Ново-Захаркино	1983	-	110	68,503
253.	ВЛ 110 кВ Аткарская - Газовая II цепь с отпайкой на ПС Ново-Захаркино	1983	-	110	68,503
254.	ВЛ 110 кВ Аткарская - Татищево тяговая с отпайкой на ПС Кологривовка	1972	-	110	30,042
255.	ВЛ 110 кВ Базарный Карабулак - Балтай	2007	-	110	39,417
256.	ВЛ 110 кВ Газовая - Хомяковка с отпайками	1983	-	110	34,678
257.	ВЛ 110 кВ Гуселка - Водозабор	1985	-	110	12,416
258.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Аткарская с отпайками (уч. Курдюм - оп. N 228)	1963	-	110	43,116
259.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Озерки с отпайкой на ПС Вязовка	1963	-	110	67,397
260.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Питомник	1987	-	110	55,848
261.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Сторожовка 1ц.	1977	-	110	2,036
262.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Сторожовка 2ц.	1977	-	110	2,036
263.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Тарханы тяговая с отпайкой на ПС Сухой Карабулак тяговая	1987	-	110	44,176
264.	ВЛ 110 кВ Курдюм - Татищево тяговая с отпайкой на ПС Татищево	1972	-	110	30,705
265.	ВЛ 110 кВ Петровск - Газовая	1983	-	110	1,838
266.	ВЛ 110 кВ Петровск - Гремячка	1973	-	110	32,551
267.	ВЛ 110 кВ Петровск - Озерки	1973	-	110	38,87
268.	ВЛ 110 кВ Петровск - Хомяковка с отпайками	1983	-	110	32,78
269.	ВЛ 110 кВ Петровск - Базарный Карабулак (участок ВЛ 110 кВ Петровск-Штурм)	1967	-	110	31,467
270.	ВЛ 110 кВ Петровск - Базарный Карабулак (участок ВЛ 110 кВ Старые Бурасы - Базарный Карабулак)	1967	-	110	24,943
271.	ВЛ 110 кВ Петровск - Базарный Карабулак (участок ВЛ 110 кВ Штурм - Старые Бурасы)	1967	-	110	23,206
272.	ВЛ 110 кВ Питомник-Казаковка	1977	-	110	28,842
273.	ВЛ 110 кВ Саратовская - Елшанка 1 ц, с отпайками	1962	-	110	10,05
274.	ВЛ 110 кВ Саратовская - Елшанка 2 ц, с отпайками	1962	-	110	10,05
275.	ВЛ 110 кВ Саратовская - Западная	1960	-	110	11,361
276.	ВЛ 110 кВ Саратовская - Кировская с отпайками	1960	-	110	11,413
277.	ВЛ 110 кВ Саратовская - Ленинская с отпайкой на ПС Северо-Восточная	1960	-	110	6,529
278.	ВЛ 110 кВ Саратовская - Северо-Западная 2ц, с отпайкой на ПС Техстекло	1960	-	110	6,374
279.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Энгельсская ТЭЦ-3 1 ц. с отп. на ПС Анисовка (уч. ТЭЦ-2 - оп. N 40)	1962	-	110	8,362
280.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Энгельсская ТЭЦ-3 2 ц. с отп. на ПС Анисовка (уч. ТЭЦ-2 - оп. N 40)	1962	-	110	8,29
281.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ2 - Западная с отпайкой на ПС ГПЗ	1962	-	110	15,253
282.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ2 - Саратовская с отпайкой на ПС Трофимовский 2 тяговая	1960	-	110	23,87
283.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ2 - Саратовская ТЭЦ1 I цепь с отпайками	1956	-	110	11,067
284.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ2 - Саратовская ТЭЦ1 II цепь с отпайками	1956	-	110	10,557
285.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - Водозабор	1972	-	110	15,721
286.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - Пищевая 2ц	1981	-	110	6,241
287.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-5 - ПТФ	1980	-	110	3,367
288.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ5 - Кировская с отпайками	1972	-	110	11,182
289.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ5 - Курдюм I цепь	1962	-	110	17,239
290.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ5 - Курдюм II цепь	1962	-	110	17,239
291.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ5 - Саратовская I цепь	1972	-	110	3,693
292.	ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ5 - Саратовская II цепь	1972	-	110	3,693
293.	ВЛ 110 кВ Саратовская - Гремячка с отпайкой на ПС Вязовка	1973	-	110	68,386
294.	ВЛ 110 кВ Саратовская - Северо-Западная I цепь с отпайками	1960	-	110	6,639
295.	ВЛ 110 кВ Терешка - Базарный Карабулак	1967	-	110	33,715
296.	ВЛ 110 кВ Терешка - Казаковка с отпайкой на ПС Сенная	1971	-	110	26,652
297.	ВЛ 110 кВ Терешка - НС-4 Аммиакопровод I цепь с отпайкой на ПС Воскресенская	1988	-	110	15,697
298.	ВЛ 110 кВ Терешка - НС-4 Аммиакопровод II цепь с отпайкой на ПС Воскресенская	1988	-	110	15,731
299.	ВЛ 110 кВ Терешка - Сухой Карабулак тяговая	1991	-	110	45,04
300.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ5 - Гуселка	1972	-	110	15,856
301.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ5 - Затон 1ц, с отпайками	1972	-	110	16,914
302.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ5 - Затон 2ц, с отпайками	1972	-	110	17,066
303.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ5 - Ленинская с отпайкой на ПС Техническая	1972	-	110	9,249
304.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ5 - Мирный 1ц, с отпайкой на ПС Жилрайон	1980	-	110	4,188
305.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ5 - Мирный 2ц, с отпайкой на ПС Жилрайон	1980	-	110	4,188
306.	ВЛ 110 кВ ТЭЦ5 - Пищевая 1ц, с отпайкой на ПС ПТФ	1981	-	110	4,596
307.	ВКЛ 110 кВ Западная - Агрегатная I цепь с отпайкой на ПС Мельзаводская	1978	-	110	5,07
308.	ВКЛ 110 кВ Западная - Агрегатная II цепь с отпайкой на ПС Мельзаводская	1978	-	110	5,07

Таблица 2

Перечень ПС 110 кВ и выше энергосистемы Саратовской области

N п/п	Диспетчерское наименование	Класс напряжения ПС, кВ	Класс напряжения РУ, кВ	Трансформатор	Тип трансформатора	Мощность, МВА	Год ввода
Филиал ПАО "ФСКЕЭС" - Нижне-Волжское ПМЭС
1.	ПС 500 кВ Курдюм	220/110/35	220	АТ-1	АТДЦТН-200000/220/110-68-У1	501	1978
		500/220/10	500	АТ-2	АОДЦТН-167000/500/220-75У1	501	1998
		500/220/10	500	АТ-3	АОДЦТН-167000/500/220-75У1	501	1985
		35/10/10	220	Т-4	ТРДЦТН-100000/220/11/11.У1	100	2012
		220/110/35	35	Т-5	ТРДНС-40000/35-74У1	40	1984
2.	ПС 220 кВ Аткарская	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН-125000-220/110-68У1	125	1984
		220/110/10	220	АТ-2	АТДЦТН-125000-220/110-68У1	125	1983
		110/35/10	110	Т-3	ТДТН-25000/110 У1	25	2021
		110/35/10	110	Т-4	ТДТН-25000/110 У1	25	2021
3.	ПС 220 кВ Балаковская	220/110/35	220	АТ-1	АТДЦТНГ-125000/220/110/35	125	1970
		220/110/10	220	АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	1996
		110/35/6	110	Т-3	ТДТН-40000/110/35/6	40	1969
		110/35/6	110	Т-4	ТДТН-40000/110/35/6	40	1978
4.	ПС 220 кВ Возрождение	220/10	220	Т-2	PML-31.500/20000	20	1965
		220/10	220	Т-3	ТДТН-25000/220/35/10	25	2017
5.	ПС 220 кВ Вольская	220/110/35	220	АТ-1	АТДЦТГ-90000/220/110/35	90	1965
		220/110/35	220	АТ-2А	АТДЦТН-125000/220/110-68	125	1978
		220/110/35	220	АТ-2	АТДТНГ-60000/220	60	1960
		35/6	35	Т-3	ТДНС-16000/35-74У1	16	1978
		35/6	35	Т-4	ТД-16000/35А	16	1978
6.	ПС 220 кВ Горный	220/110/35	220	АТ-1	АТДЦТН-125000/ 220/110 82У1	125	1984
		220/110/35	220	АТ-2	АТДЦТН-125000/ 220/110 У1	125	1984
		110/10	110	Т-3	ТДН-10000/110-70У1	10	1984
7.	ПС 220 кВ Екатериновка-газовая	220/10	220	Т1	ТРДЦН-63000/220 74 У1	60	1983
		220/10	220	Т2	ТРДЦН-63000/220 74 У1	60	1983
8.	ПС 220 кВ Ершовская	220/110/35	220	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110-68-У1	125	1980
		220/110/35	220	АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110-У1	125	1990
9.	ПС 220 кВ Красный Яр	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10-68	125	1981
		110/10	110	Т-1	ТМН-6300/ 110-80 У1	6,3	1986
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/ 110-80 У1	6,3	2001
10.	ПС 220 кВ Пушкино	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10-82 У1	125	1985
11.	ПС 220 кВ Подлесное	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН-125000-220/110-68У1	125	1983
12.	ПС 220 кВ Ртищево	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	1990
		220/110/10	220	АТ-2	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	1991
13.	ПС 220 кВ Саратовская	220/110/35	220	АТ-1	АТДЦТН-250000/220/110	250	2005
		220/110/35	220	АТ-2	АТДЦТН-250000/220/110-У1	250	2012
14.	ПС 220 кВ Хопер	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН-125000-220/110-68У1	125	1983
		220/110/10	220	АТ-2	АТДЦТН-125000-220/110-68У1	125	1983
15.	ПС 220 кВ Хопер	110/6	110	Т-1	ТМН-2500/110/6	2,5	1994
		220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10-82 У1	125	1985
16.	ПС 220 кВ Центральная	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН-125000-220/110-68У1	125	1983
Филиал ПАО "Россети Волга" - "Саратовские Распределительные сети"
Заволжское производственное отделение
17.	ПС 110 кВ 31-ая Насосная	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1988
18.	ПС 110 кВ Алгайская	110/35/10	100	Т-3	ТДТН-10000/110/35/10	10	1980
		35/10	35	Т-1	ТМН-4000/35/10	4	1974
		35/10	35	Т-2	ТМН-4000/35/10	4	1974
19.	ПС 110 кВ Бурдинская	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	2002
20.	ПС 110 кВ Варфоломеевка	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1976
21.	ПС 110 кВ Верхазовка	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1987
22.	ПС 110 кВ Восточная	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1991
23.	ПС 110 кВ ГНС	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1987
24.	ПС 110 кВ Городская	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	1990
		110/10	110	Т-2	ТДНГУ-20000/110/10	20	1974
25.	ПС 110 кВ Декабрист	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1976
26.	ПС 110 кВ Демьяс	110/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1978
		110/10	110	Т-2	ТДН-10000/110/10	10	1987
27.	ПС 110 кВ Дергачевская	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1988
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1987
28.	ПС 110 кВ Запорожец	110/6	110	Т-1	ТМН-2500/110/6	2,5	1977
29.	ПС 110 кВ Каменная Сарма	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/6	10	1988
		110/35/6	110	Т-2	ТМТ-6300/110/35/6	6,3	1972
30.	ПС 110 кВ Компрессорная	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1978
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1978
31.	ПС 110 кВ Красный Боец	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1976
32.	ПС 110 кВ Краснянская	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1976
33.	ПС 110 кВ Липерсталь	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1983
34.	ПС 110 кВ Марьевка	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1977
35.	ПС 110 кВ Маяк Революции	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	2007
36.	ПС 110 кВ Монахов	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1986
37.	ПС 110 кВ Новоузенская	110/35/10	110	Т-2	ТДТНГ-25000/110/35/10	25	1978
		110/35/10	110	Т-3	ТДТН-20000/110/35/10	20	1964
38.	ПС 110 кВ НСП-2	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1991
39.	ПС 110 кВ Озерская	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1983
40.	ПС 110 кВ Озинская	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1967
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1985
41.	ПС 110 кВ Орловгайская	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1969
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1966
42.	ПС 110 кВ Пигари	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1994
43.	ПС 110 кВ Полуденная	110/10	110	Т-1	ТАМГ-3200/110/10	3,2	2009
44.	ПС 110 кВ Промбаза	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	1983
45.	ПС 110 кВ Радищева	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1978
46.	ПС 110 кВ Рефлектор	110/6	110	Т-1	ТМН-2500/110/6	2,5	1976
47.	ПС 110 кВ Спартак	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1976
48.	ПС 110 кВ Таловская	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1983
49.	ПС 110 кВ Урожайная	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1970
		110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1995
50.	ПС 110 кВ Фрегат	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1974
51.	ПС 110 кВ Хладобойня	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1992
52.	ПС 110 кВ Чалыкла	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1984
53.	ПС 110 кВ Южная	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1988
Правобережное производственное отделение
54.	ПС 110 кВ Сельмаш	110	110	-	-	-	1984
55.	ПС 110 кВ Аэропорт	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	2014
		110/10	110	Т-2	ТДН-16000/110/10	16	2014
56.	ПС 110 кВ Бакуры	110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1994
		35/10	35	Т-1	н/д	5,6	н/д
57.	ПС 110 кВ Баланда	110/10/10	110	Т-1	ТРНДЦН-25000/110/10	25	1993
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-25000/110/35/10	25	1993
58.	ПС 110 кВ Вязовка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1986
		110/10	110	Т-2	ТДН-10000/110/10	10	1989
59.	ПС 110 кВ Вязовочка	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1989
60.	ПС 110 кВ ГНПС-Саратов	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1978
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1978
61.	ПС 110 кВ ГПП Сельмаш	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10/10	40	1984
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10/10	40	1997
62.	ПС 110 кВ Дубки	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1989
		110/6/10	110	Т-2	ТРДН 25000/110/10/6	25	2010
63.	ПС 110 кВ Екатериновка	110/10	110	Т-1	ТДН-10000/110/10	10	1981
		110/10	110	Т-2	ТДН-10000/110/10	10	1965
64.	ПС 110 кВ Зоринская	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1987
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1990
65.	ПС 110 кВ Казачка	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1977
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1987
66.	ПС 110 кВ Калининск	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1987
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/10	16	1977
67.	ПС 110 кВ Каменка	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1982
68.	ПС 110 кВ Кологривовка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1987
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/10	16	1991
69.	ПС 110 кВ Красноармейск	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1977
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/10	16	1987
70.	ПС 110 кВ Литейная	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1972
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1977
71.	ПС 110 кВ Лопуховка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1992
		110/10	110	Т-2	ТМН-2500/110/10	2,5	1987
72.	ПС 110 кВ Луганск	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1981
		110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1978
73.	ПС 110 кВ Лысые Горы	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1970
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1972
74.	ПС 110 кВ Мост	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1984
		110/6	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/6	10	1993
75.	ПС 110 кВ Новая Липовка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1988
76.	ПС 110 кВ НПС-1	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1975
		110/6	110	Т-2	ТДН-10000/110/6	10	1975
77.	ПС 110 кВ НПС-2	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10/10	40	1980
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10/10	40	1980
78.	ПС 110 кВ Паницкая	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1965
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1967
79.	ПС 110 кВ Песчаный Умет-1	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1992
		110/35/10	110	Т-2	ТДТНФ-16000/110/35/10	16	1993
80.	ПС 110 кВ Песчаный Умет-2	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10/10	40	1996
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10/10	40	1985
81.	ПС 110 кВ Тарханы	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1977
		110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1971
82.	ПС 110 кВ Татищево	35/10	35	Т-1	н/д	4	1974
		35/10	35	Т-3	н/д	2,5	1974
		110/35/10	110	Т-4	ТДТН-25000/110/35/10	25	2015
		110/35/10	110	Т-5	ТДТН-16000/110/35/10	16	1987
		110/10/10	110	Т-6	ТРДН-25000/110/10	25	2017
83.	ПС 110 кВ Яблочная	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1973
84.	ПС 110 кВ Распределительная	110/35/6	110	Т-1	ТДТНГ-31500/110/35/6	31,5	1963
		110/35/6	110	Т-2	ТДТНГ-40500 110/35/10	40	1970
Приволжское производственное отделение
85.	ПС 110 кВ 17П	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1981
86.	ПС 110 кВ Анисовка	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-25000/110/35/6	25	1965
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-25000/110/35/6	25	1965
87.	ПС 110 кВ Безымянная	110/10	110	Т-1	ТМ-6300/110/10	6,3	1967
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1967
88.	ПС 110 кВ Бобровка-1	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1979
89.	ПС 110 кВ Бобровка-2	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1973
		110/6	110	Т-2	ТМН-6300/110/6	6,3	1973
90.	ПС 110 кВ Бобровка-3	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1974
91.	ПС 110 кВ Бобровка-4	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1980
92.	ПС 110 кВ Бобровка-5	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1976
93.	ПС 110 кВ Бобровка-6	110/6	110	Т-2	ТДН-10000/110/6	10	1980
94.	ПС 110 кВ Бобровка-7	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1979
95.	ПС 110 кВ Бородаевка	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10	40	1979
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10	40	1979
96.	ПС 110 кВ ВИУА	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1980
97.	ПС 110 кВ Водопьяново	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1976
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/10	16	1976
98.	ПС 110 кВ Восток	110/6/6	110	Т-1	ТРДН-40000/110/6	40	2008
		110/6/6	110	Т-2	ТРДН-40000/110/6	40	2008
99.	ПС 110 кВ Гагарина-1	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1975
100.	ПС 110 кВ Гагарина-2	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1983
101.	ПС 110 кВ Гагарина-3	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	2013
102.	ПС 110 кВ Еруслан	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	2012
103.	ПС 110 кВ Ждановка-1	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1967
104.	ПС 110 кВ Ждановка-2	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1977
105.	ПС 110 кВ Ждановка-3	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1983
106.	ПС 110 кВ Заводская	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	2004
107.	ПС 110 кВ Заря	110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1987
108.	ПС 110 кВ Индустриальная	110/10/6	110	Т-1	ТРДН 25000/110/10/6	25	1974
		110/10/6	110	Т-2	ТРДН 25000/110/10/6	25	1978
109.	ПС 110 кВ Караман	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/6	10	1975
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/6	10	1978
110.	ПС 110 кВ Карла Маркса	110/6	110	Т-1	ТМН-2500/110/6	2,5	1979
111.	ПС 110 кВ Колос	110/10	110	Т-1	ТДН-10000/110/10	10	1979
		110/10	110	Т-2	ТДН-10000/110/10	10	1979
112.	ПС 110 кВ Коминтерн	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1987
		110/6	110	Т-2	ТДН-10000/110/6	10	1980
113.	ПС 110 кВ Красный Кут	110/35/10	110	Т-1	ТДТНГ-20000/110/35/10	20	1976
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-25000/110/35/10	25	2008
114.	ПС 110 кВ Лепехинка	110/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	2008
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1975
115.	ПС 110 кВ Лесозаводская	110/6	110	Т-1	ТДН-16000/110/6	16	1976
		110/6	110	Т-2	ТДН-16000/110/6	16	1977
116.	ПС 110 кВ Липовка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1982
117.	ПС 110 кВ Любимово	110/35/6	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/6	16	1979
118.	ПС 110 кВ Малый Узень	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1987
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1983
119.	ПС 110 кВ Маркс	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-25000/110/35/6	25	1992
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-25000/110/35/6	25	1987
120.	ПС 110 кВ Мокроус	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1996
		110/10	110	Т-2	ТДН-10000/110/10	10	1989
121.	ПС 110 кВ Мурманская-1	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1991
122.	ПС 110 кВ Мурманская-2	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1982
123.	ПС 110 кВ Наливная	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/6	16	1989
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/6	16	1992
124.	ПС 110 кВ Новая	110/6	110	Т-1	ТДН-16000/110/6	16	1983
		110/6	110	Т-2	ТДН-16000/110/6	16	1980
125.	ПС 110 кВ Новотулка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1989
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1971
126.	ПС 110 кВ Орошаемая	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1987
127.	ПС 110 кВ Орошение-1	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-25000/110/35/6	25	1992
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/6	10	1989
128.	ПС 110 кВ Орошение-2	110/6	110	Т-1	ТМ-6300/110/6	6,3	1994
		110/6	110	Т-2	ТМН-6300/110/6	6,3	1986
129.	ПС 110 кВ Орошение-3	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1990
130.	ПС 110 кВ Питерка-1	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1986
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1972
131.	ПС 110 кВ Питерка-2	110/6	110	Т-1	ТМН-2500/110/6	2,5	1977
132.	ПС 110 кВ Плес	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1982
133.	ПС 110 кВ Победа	110/35/6	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/6	16	1973
134.	ПС 110 кВ Подлесное	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-25000/110/35/6	25	1978
		110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1979
		35/6	35	Т-3	ТМ-4000/35/6	4	1989
135.	ПС 110 кВ Причалы	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1979
		110/6	110	Т-2	ТМН-6300/110/6	6,3	1982
136.	ПС 110 кВ Птицефабрика	110/10	110	Т-1	ТРДН-25000/110/10	10	1985
		110/10	110	Т-2	ТРДН-25000/110/10	6,3	1986
137.	ПС 110 кВ Раскатово	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1985
138.	ПС 110 кВ Ровное	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1987
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/10	16	1980
139.	ПС 110 кВ Россия	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/6	16	1981
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/6	16	1980
140.	ПС 110 кВ Саратовка-1	110/6	110	Т-1	ТДН-16000/110/6	16	1978
		110/6	110	Т-2	ТДН-10000/110/6	10	1970
141.	ПС 110 кВ Саратовка-2	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1984
142.	ПС 110 кВ Саратовка-3	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1990
143.	ПС 110 кВ Саратовка-4	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1992
144.	ПС 110 кВ Саратовка-5	110/6	110	Т-1	ТМН-2500/110/6	2,5	1979
145.	ПС 110 кВ Семеновка	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/6	16	1979
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/6	16	1982
146.	ПС 110 кВ Совхозная	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1979
147.	ПС 110 кВ Сорго	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1978
148.	ПС 110 кВ Степная	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/6	16	1983
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/6	16	2020
149.	ПС 110 кВ Страна Советов	110/6	110	Т-1	ТМН-2500/110/6	2,5	1990
150.	ПС 110 кВ Тарлыковка	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	2004
151.	ПС 110 кВ Терновка-1	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/6	16	1981
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/6	16	1983
152.	ПС 110 кВ Терновка-2	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10	40	1979
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10	40	1977
153.	ПС 110 кВ Технологическая	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1987
		110/6	110	Т-2	ТДН-10000/110/6	10	1983
154.	ПС 110 кВ Трудовик	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1980
155.	ПС 110 кВ Филипповка	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/6	16	2009
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/6	16	1983
156.	ПС 110 кВ Химическая	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10	40	1975
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10	40	1979
157.	ПС 110 кВ Широкополье	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1980
158.	ПС 110 кВ Шумейка	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1982
		110/6	110	Т-2	ТДН-10000/110/6	10	1984
159.	ПС 110 кВ Энгельсская	110/6/6	110	Т-1	ТРДН 25000/110/6/6	25	1982
		110/6/6	110	Т-2	ТРДН 25000/110/6/6	25	1984
160.	ПС 110 кВ Южная ГНС	110/6	110	Т-1	ТДН-16000/110/6	16	1991
		110/6	110	Т-2	ТДН-16000/110/6	16	1985
161.	ПС 110 кВ Южная-1	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1985
162.	ПС 110 кВ Южная-3	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1977
163.	ПС 110 кВ Южная-4	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1993
164.	ПС 110 кВ Южная-5	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1976
165.	ПС 110 кВ Южная-6	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1978
166.	ПС 110 кВ Южная-8	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1979
Прихоперское производственное отделение
167.	ПС 110 кВ Балашов-город	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	1972
		110/10	110	Т-2	ТДН-16000/110/10	16	1975
168.	ПС 110 кВ Барки	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1979
169.	ПС 110 кВ Владыкино	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1992
170.	ПС 110 кВ Кистендей	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1972
171.	ПС 110 кВ Компрессорная	110/10/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	80	1978
		110/10/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	80	1978
172.	ПС 110 кВ Котоврас	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110-71-У1	6,3	1994
173.	ПС 110 кВ Пинеровка	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1982
		35/10	35	Т-2	ТМ-1600/35/10	1,6	1982
174.	ПС 110 кВ Родничок	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110-80У1	6,3	1991
		110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110-71-У1	6,3	1980
175.	ПС 110 кВ Романовка	110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1974
176.	ПС 110 кВ Ртищево-город	110/10	110	Т-1	ТДН-10000/110/10	10	1978
		110/10	110	Т-2	ТДН-16000/110/10	16	1990
177.	ПС 110 кВ Салтыки	110/35/10	110	Т-1	ТМТ-6300/110/35/10	6,3	1967
178.	ПС 110 кВ Самойловка	110/35/10	110	Т-3	ТДТН-16000/110/35/10	16	1990
		35/10	35	Т-1	ТМ-10000/35/10	10	1989
		35/10	35	Т-2	ТМ-4000/35/10	4	1979
179.	ПС 110 кВ Соцземледелие	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110-71-У1	6,3	1975
		35/10	35	Т-2	ТМ-2500/35/10	2,5	1975
180.	ПС 110 кВ Турки	110/35/10	110	Т-2	ТДТН-16000/110/15/6	16	1977
181.	ПС 110 кВ Урусово	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1992
182.	ПС 110 кВ Хопер	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-25000/110/35/10	25	2008
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-25000/110/35/10	25	2012
183.	ПС 110 кВ Шило-Голицино	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1977
184.	ПС 110 кВ Янтарная	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1976
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-25000/110/15/10	25	1977
Северо-Восточное производственное отделение
185.	ПС 220 кВ Терешка	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН-125000/220/110/10	125	2008
186.	ПС 110 кВ Брыковка	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1974
		35/10	35	Т-2	ТМ-2500/35/10	2,5	1980
187.	ПС 110 кВ Буровка	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1978
188.	ПС 110 кВ Быков Отрог	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	2019
189.	ПС 110 кВ Восточная	110/10/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	25	1991
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-25000/110/10	25	1984
190.	ПС 110 кВ ГНС-2 ПОС	35/6	35	Т-2	ТМ-1600/35/6	1,6	1985
191.	ПС 110 кВ Голованово	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-25000/110/35/10	25	1979
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-25000/110/35/10	25	1982
192.	ПС 110 кВ Горяйновка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1981
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1989
193.	ПС 110 кВ Горячка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1990
194.	ПС 110 кВ Грачи-2	110/6	110	Т-1	ТДН-16000/110/6	16	1983
		110/6	110	Т-2	ТДН-16000/110/6	16	1983
195.	ПС 110 кВ Грачи-3	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10	40	2013
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10	40	2013
196.	ПС 110 кВ Дзержинская	110/10/6	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10/6	40	1984
		110/10/6	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10/6	40	1982
197.	ПС 110 кВ Духовницкая	110/35/10	110	Т-1	ТМТ-6300/110/35/10	6,3	1967
		110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1978
198.	ПС 110 кВ Емельяновка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1982
199.	ПС 110 кВ Ивановка	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1981
200.	ПС 110 кВ Кормежка	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1975
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1978
201.	ПС 110 кВ Красное Знамя	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1977
202.	ПС 110 кВ Линевская	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	1975
		110/10	110	Т-2	ТДН-16000/110/10	16	1984
203.	ПС 110 кВ Маянга	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1983
204.	ПС 110 кВ Мебельная	110/10/10	110	Т-1	н/д	25	н/д
		110/10/10	110	Т-2	н/д	25	н/д
205.	ПС 110 кВ Милорадовка	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1978
206.	ПС 110 кВ Натальино	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1982
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1982
207.	ПС 110 кВ Нижняя Чернавка	110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1988
208.	ПС 110 кВ Николевка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1986
209.	ПС 110 кВ НС-1 Сарканала	110/6	110	Т-1	ТДН-16000/110/6	16	1979
210.	ПС 110 кВ НС-2 Сарканала	110/6/6	110	Т-1	ТРДН-25000/110/6	25	1979
211.	ПС 110 кВ НС-3 Сарканала	110/6/6	110	Т-1	ТРДН-25000/110/6	25	1972
212.	ПС 110 кВ НС-4 Сарканала	110/6/6	110	Т-1	ТРДН-25000/110/6	25	1979
213.	ПС 110 кВ НС-5 Сарканала	110/6/6	110	Т-1	ТРДН-25000/110/6	25	1972
214.	ПС 110 кВ Павловка	110/6	110	Т-2	ТДН-10000/110/6	10	1980
215.	ПС 110 кВ Плавучая	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1984
216.	ПС 110 кВ Привет	110/6	110	Т-2	ТДН-10000/110/6	10	1983
217.	ПС 110 кВ Сазанлей	110/10	110	Т-1	ТДН-25000/110/10	31	2021
		110/10	110	Т-2	ТДН-25000/110/10 УХЛ1	16	2021
218.	ПС 110 кВ Северная	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	2009
219.	ПС 110 кВ Сенная	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1970
		110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1983
220.	ПС 110 кВ Черкасская	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1979
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1988
221.	ПС 110 кВ Шиханы	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-25000/110/35/10	25	1980
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-25000/110/35/10	25	1981
Северное производственное отделение
222.	ПС 110 кВ Арматурная-1	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	2005
		35/6	35	Т-2	н/д	2,5	1982
223.	ПС 110 кВ Арматурная-2	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1988
224.	ПС 110 кВ Березовская	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-25000/110/35/6	25	1974
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1977
225.	ПС 110 кВ Грачев Куст	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1994
226.	ПС 110 кВ Знаменская	110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1985
		35/10	35	Т-1	ТМ-5600/35/10	5,6	1984
227.	ПС 110 кВ Иваниха	110/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1989
228.	ПС 110 кВ Ивантеевская	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	16	1979
229.	ПС 110 кВ Иргиз-1	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1984
230.	ПС 110 кВ Иргиз-2	110/6	110	Т-1	ТМН-6300/110/6	6,3	1986
231.	ПС 110 кВ Клевенка	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1985
232.	ПС 110 кВ Клинцовская	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1969
		35/10	35	Т-2	ТМ-1600/35/10	1,6	1973
233.	ПС 110 кВ Нижняя Покровская	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1991
234.	ПС 110 кВ Николаевка	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	2012
235.	ПС 110 кВ Очистные сооружения	110/6	110	Т-1	ТДН-10000/110/6	10	1981
236.	ПС 110 кВ Перелюбская	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1974
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1987
237.	ПС 110 кВ Пугачевская	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-25000/110/35/6	25	1978
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/6	16	2002
238.	ПС 110 кВ Рахмановка	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1992
239.	ПС 110 кВ Солянская	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1981
		110/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1983
240.	ПС 110 кВ Старая Порубежка	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1973
241.	ПС 110 кВ Тургеневка	110/6	110	Т-1	н/д	6,3	н/д
242.	ПС 110 кВ Успенка	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1983
		110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1991
Центральное производственное отделение
243.	ПС 110 кВ Агрегатная	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-40000/110/35/6	40	1994
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-40000/110/35/6	40	1996
244.	ПС 110 кВ Базарный Карабулак	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1968
		110/35/10	110	Т-1А	ТДТН-16000/110/35/10	16	1983
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-16000/110/35/10	16	1987
245.	ПС 110 кВ Балтай	110/35/10	110	Т-3	ТДТН-10000/110/35/10	10	2009
		35/10	35	Т-1, Т-1А	ТМ-2500/35/10	5	1969
		35/10	35	Т-2	ТМ-6300/35/10	6,3	2018
246.	ПС 110 кВ Воскресенская	110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1988
		35/10	35	Т-1, Т-1А	ТМ-2500/35/10	4,3	1970
247.	ПС 110 кВ Газовая	110/10/10	110	Т-1	ТРДЦН-80000/110/10	80	1983
		110/10/10	110	Т-2	ТРДЦН-80000/110/10	80	1983
248.	ПС 110 кВ Городская	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	1990
		110/10	110	Т-2	ТДНГУ-20000/110/10	6,3	1974
249.	ПС 110 кВ ГПЗ	110/6/6	110	Т-1	ТРДН-40000/110/6	40	2012
		110/6/6	110	Т-2	ТРДН-40000/110/6	40	2011
250.	ПС 110 кВ Гремячка	110/10	110	Т-1	ТАМН-2500/110/10	2,5	1971
		110/10	110	Т-2	ТМН-2500/110/10	2,5	1970
251.	ПС 110 кВ Гуселка	110/6	110	Т-1	ТДН-15000/110/6	15	1967
		110/6	110	Т-2	ТДН-16000/110/6	16	1972
252.	ПС 110 кВ Елшанка-2	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-40000/110/35/10	40	1992
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10	40	1992
253.	ПС 110 кВ Жасминная	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	1992
		110/10	110	Т-2	ТДН-16000/110-У1	16	1979
254.	ПС 110 кВ Жилрайон	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10	40	2011
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10	40	2010
255.	ПС 110 кВ Западная	110/6/6	110	Т-1	ТРДН-40000/110/6	40	2013
		110/6/6	110	Т-2	ТРДН-40000/110/6	40	2014
256.	ПС 110 кВ Затон	110/6	110	Т-1	ТНДЦН-25000/110/6	25	1988
		110/6/6	110	Т-2	ТРДН-25000/110/6	25	1991
257.	ПС 110 кВ Казаковка	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1971
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	10	1988
258.	ПС 110 кВ Кировская	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-63000/110/35/6	63	2008
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-63000/110/35/6	63	2011
259.	ПС 110 кВ Ленинская	110/10	110	Т-1	ТДН-40000/110/35	40	1966
		110/10	110	Т-2	ТДТНГ-40500 110/35/10	40,5	1969
260.	ПС 110 кВ Мельзаводская	110/6	110	Т-1	ТДН-25000/110/6	25	2008
		110/6	110	Т-2	ТДН-25000/110/6	25	2009
261.	ПС 110 кВ Мирный	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	1982
		110/10	110	Т-2	ТДН-16000/110/10	16	1982
262.	ПС 110 кВ Новозахаркино	110/10	110	Т-2	ТАМТ-2500/110/10	2,5	1990
263.	ПС 110 кВ Новосоколовогорская	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-25000/110/10	25	2009
		110/10/10	110	Т-2	ТРНДЦН-25000/110/10	25	1991
		110/6	110	Т-3	ТДН-10000/110/6	10	2009
264.	ПС 110 кВ Озерки	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1989
		110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	2011
265.	ПС 110 кВ Панфилово	110/10	110	Т-2	ТМН-6300/110/10	6,3	1991
266.	ПС 110 кВ Петровская	110/35/6	110	Т-1	ТДТНГ-31500/110/35/6	31,5	1964
		110/35/6	110	Т-2	ТДТНГ-31500/110/35/6	31,5	1964
		110/6/6	110	Т-3	ТРДН-32000/110/6	32	1973
		110/6/6	110	Т-4	ТРДН-32000/110/6	32	1973
267.	ПС 110 кВ Питомник	110/35/10	110	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1976
		110/35/10	110	Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1982
268.	ПС 110 кВ Пищевая	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-25000/110/10	25	1983
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-25000/110/10	25	1987
269.	ПС 110 кВ Проммаш	110/10	110	Т-1	ТДН-16000/110/10	16	2011
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-25000/110/10	25	1984
270.	ПС 110 кВ Промышленная	110/6	110	Т-1	ТДТНГ-40500 110/35/6	40,5	1972
		110/6	110	Т-2,	ТДН-16000/110/6	32	1987
		110/6	110	Т-2А	ТДН-16000/110/6	32	1987
271.	ПС 110 кВ ПТФ	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-25000/110/10	25	1981
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-25000/110/10	25	1983
272.	ПС 110 кВ Раховская	110/6/6	110	Т-1	ТРДНФ-40000/63000/110 У3	63	2016
		110/6/6	110	Т-2	ТРДНФ-40000/63000/110 У3	63	2017
273.	ПС 110 кВ Северо-Восточная	110/10	110	Т-1,	ТДН-10000/110/10	20	1965
		110/10	110	Т-1А	ТДН-10000/110/10	20	1990
		110/10	110	Т-2	ТДН-16000/110/10	16	1981
		110/10/10	110	Т-4	ТРДН-25000/110/10	25	1987
274.	ПС 110 кВ Северо-Западная	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-40000/110/10	40	1971
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-40000/110/35/10	40	1968
275.	ПС 110 кВ Сеча	110/6/6	110	Т-1	ТРДН-25000/110/6	25	1987
		110/6/6	110	Т-2	ТРДН-25000/110/6	25	1985
276.	ПС 110 кВ Сосновка	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1986
277.	ПС 110 кВ Сосновоборская	110/10	110	Т-1	ТМН-2500/110/10	2,5	1971
278.	ПС 110 кВ Станок	110/6	110	Т-1	ТДН-16000/110/6	16	1982
		110/6	110	Т-2	ТДН-16000/110/6	16	1982
279.	ПС 110 кВ Старые Бурасы	110/10	110	Т-1	ТМН-6300/110/10	6,3	1986
280.	ПС 110 кВ Сторожовка	110/35/6	110	Т-1	ТДТН-40000/110/35/6	40	2012
		110/35/6	110	Т-2	ТДТН-40000/110/35/6	40	2012
281.	ПС 110 кВ Техническая	110/10/10	110	Т-1	ТРДН-25000/110/10	25	1978
		110/10/10	110	Т-2	ТРДН-40000/110/10	40	2011
282.	ПС 110 кВ Техстекло	110/35/10	110	Т-1	ТДТН-40000/110/35/10	40	1968
		110/35/10	110	Т-2	ТДТН-40000/110/35/10	40	1966
283.	ПС 110 кВ Штурм	110/10	110	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	10	1975
		110/35/10	110	Т-2	ТМТ-6300/110/35/10	6,3	1989
Газпромэнерго
284.	ПС 110 кВ Водозабор Газовиков	110/6	110	Т-1	ТМН-2500/110/6	2,5	1985
		110/6	110	Т-2	ТМН-2500/110/6	2,5	1985
ООО "ЭЛТРЕЙТ"
285.	ПС 110 кВ Элтрейт	110/10	110	Т-1	ТДН-25000/110	25	2020
		110/10	110	Т-2	ТДН-25000/110	25	2020
РЖД / Юго-Восточная дирекция
286.	ПС 110 кВ Ртищево тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	ТДТНЖ 31500/110	31,5	1965
		110/27,5/10	110	Т-2	ТДТНЖ 31500/110	31,5	1965
		110/27,5/10	110	Т-3	ТДТНЖ-40000/110	40	2000
287.	ПС 110 кВ Аркадак тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	ТДТНГЭ-31500/110	40	1965
		110/27,5/10	110	Т-2	ТДТНГЭ-31500/110	40	1965
288.	ПС 110 кВ Пады тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	ТДТНГЭ-31500/110	31,5	1966
289.	ПС 110 кВ Хопер тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	ТДТНЖ-40000/110	40	1989
		110/27,5/10	110	Т-2	ТДТНЖ-40000/110	40	1989
290.	ПС 110 кВ Байчуров тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	ТДТНЖ-40000/110	40	1978
		110/27,5/10	110	Т-2	ТДТНЖ-40000/110	40	1982
РЖД / Приволжская дирекция
291.	ПС 220 кВ Буровка тяг.	220/110/35/10	220	Т-1	ТДТНЖ-40000/220 ВМ У1	40	2008
		220/110/35/10	220	Т-2	ТДТНЖ-40000/220/27,5/10 У1(ХЛ1)	40	2008
292.	ПС 220 кВ Екатериновка тяг.	220/27,5/10	220	Т-1	ТДТНЖ-40000/220 ВМ У1	40	1988
		220/27,5/10	220	Т-2	ТДТНЖ-40000/220/27,5/10 У1(ХЛ1)	40	1988
293.	ПС 110 кВ Сенная тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	ТДТНЖ-40000/110 ВМ У1	40	1992
		110/27,5/10	110	Т-2	ТДТНЖ-40000/110/27,5/10 У1(ХЛ1)	40	1992
294.	ПС 110 кВ Сухой Карабулак тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	ТДТНЖ-40000/110/27,5/10 У1(ХЛ1)	40	1992
		110/27,5/10	110	Т-2	ТДТНЖ-40000/110/27,5/10 У1(ХЛ1)	40	1992
295.	ПС 110 кВ Тарханы тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	ТДТНЖ-40000/110/27,5/10 У1(ХЛ1)	40	1992
		110/27,5/10	110	Т-2	ТДТНЖ-40000/110/27,5/10 У1(ХЛ1)	40	1992
296.	ПС 110 кВ Городская	110/27,5/10	110	Т-1	н/д	16	1989
		110/27,5/10	110	Т-2	н/д	16	1989
297.	ПС 110 кВ Аткарск тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	н/д	40	1987
		110/27,5/10	110	Т-2	н/д	40	1987
298.	ПС 110 кВ Татищево тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	н/д	40	1989
		110/27,5/10	110	Т-2	н/д	40	1989
299.	ПС 110 кВ Трофимвская-2 тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	н/д	40	1989
		110/27,5/10	110	Т-2	н/д	40	1989
300.	ПС 110 кВ Анисовка тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	н/д	40	1989
		110/27,5/10	110	Т-2	н/д	40	1989
301.	ПС 110 кВ Багаевка тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	н/д	40	2001
		110/27,5/10	110	Т-2	н/д	40	2001
		110/27,5/10	110	Т-3	н/д	40	2001
302.	ПС 110 кВ Карамыш тяг.	110/27,5/10	110	Т-1	н/д	40	2001
		110/27,5/10	110	Т-2	н/д	40	2001
АО "МЗ Балаково"
303.	ПС 220 кВ Метзавод	220/10	220	Т-1	ТДН-50000/220 У1	50	1988
		220/10	220	Т-2	ТДН-50000/220 У1	50	1988
		220/35	220	Т-3	ТДЦНМ-110000/170000/220 У1	110	1988

Приложение N 2
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Саратовской области
на 2023-2027 годы

Плановые значения показателей надежности оказываемых услуг по передаче электрической ПАО "Россети Волга" на территории Саратовской области на период 2022-2027 годов

N п/п	Наименование целевого показателя	Единицы измерения	Значения целевых показателей (годы)
			2022	2023	2024	2025	2026	2027
1.	Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	час.	9,7191	9,4795	9,2459	9,0180	8,7957	8,5789
2.	Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	шт.	1,7336	1,7076	1,6819	1,6567	1,6319	1,6074

Приложение N 3
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Саратовской области
на 2023-2027 годы

Таблица 1

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей в 2022-2027 годах, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии энергосистемы на территории Саратовской области, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, в рамках базового прогноза потребления

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Параметры			Год ввода (рекомендуемый)	Итоговая стоимость в прогнозных ценах соответствующих лет, млн рублей (с НДС)	План финансирования в прогнозных ценах соответствующих лет, млн рублей (с НДС) 1							Организация, ответственная за реализацию объекта	Основание для выполнения мероприятия
		цепность x км	МВА	Мвар			1-й год периода (2022 год)	2-й год периода (2023 год)	3-й год периода (2024 год)	4-й год периода (2025 год)	5-й год периода (2026 год)	6-й год периода (2027 год)	итого
1.	Организация заходов ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение с образованием двух новых ВЛ: ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Возрождение и ВЛ 220 кВ Возрождение - Кубра	2 x 5,3			2023	198,52	76,41	80,15	41,96				198,52	ПАО "ФСК ЕЭС"	повышение надежности работы ВЛ напряжением 220 кВ, подверженных гололедообразованию, сокращение недоотпуска электрической энергии потребителям
2.	Строительство новой ПС 110 кВ Обходная тяговая с установкой двух силовых трансформаторов 2 x 40 МВА		2 x 40		2023	537,45	170,77	179,13	187,55				537,45	ОАО "РЖД"	обеспечение технологического присоединения (ОАО "РЖД")
3.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Курдюм - Песчаный Умет-2 II цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ П.Умет-2 - Баланда с отпайкой на ПС Лысые Горы (установка дополнительных опор), строительство отпаек от ВЛ 110 кВ П. Умет-2 - Баланда с отпайкой на ПС Лысые Горы и от ВЛ 110 кВ Курдюм - ПесчаныйУмет-2 II цепь с отпайками до ПС 110 кВ Обходная-тяговая	10,85 5,145			2023	89,79	9,12	80,68	н/д	н/д	н/д	н/д	89,80	ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"
4.	Строительство новой ГПП 110 кВ с установкой двух силовых трансформаторов 2 x 40 МВА		2 x 40		2022	537,45	170,77	179,13	187,55				537,45	ООО "Саратовские биотехнологии"	обеспечение технологического присоединения (ООО "Саратовские биотехнологии")
5.	Строительство КЛ 110 кВ Хопер - ГПП 110 кВ ООО "Саратовские биотехнологии" I и II цепь	2 x 1,72			2022	126,73	40,27	42,24	44,22				126,73	ООО "Саратовские биотехнологии"
6.	Реконструкция ПС 110 кВ Ртищево-тяговая с заменой силовых трансформаторов 2 x 31,5 МВА на силовые трансформаторы 2 x 40 МВА		2 x 40		2023	196,09	95,7	100,39					196,09	ОАО "РЖД"	обеспечение технологического присоединения (ОАО "РЖД")
7.	ПС 110 кВ Совхоз-Весна Реконструкция с заменой силовых трансформаторов 2 x 16 МВА на силовые трансформаторы 2 x 63 МВА		2 x 63		2024	206,35		100,81	105,55				206,36	АО "Совхоз Весна"	обеспечение технологического присоединения АО "Совхоз-Весна"
8.	Реконструкция ВЛ-110 КВ Распределительная - Сельмаш 1, 2 цепь, строительство отпаек от ВЛ-110 КВ Распределительная - Сельмаш 1, 2 цепь до РУ 110 кВ Красноармейской ВЭС	2 x 9			2023	8,79		8,79					8,79	ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"	обеспечение технологического присоединения ООО "Десятый Ветропарк ФРВ"
9.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Курдюм - Озерки с отпайкой на Вязовка с заменой провода АС-120 на АС-150 на участке от ЛР-110 ПС 500 кВ Курдюм до опоры N 1 (0,055 км)	1 x 0,055			2029									ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"	приведение к требованиям нормативно-технической документации
10.	Строительство заходов ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Западная с разрезанием ВЛ 110 кВ Саратовская ТЭЦ-2 - Саратовская с отпайкой на ПС Трофимовский-2 тяговая	1 x 1,142 1 x 14,55 (общий прирост 1 x 1,891)			2022 2	710,5	1,34	360,34	335,30				696,98	ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"	результаты расчетов электроэнергетических режимов
11.	Реконструкция ПС 110 кВ Северо-Восточная с заменой существующих Т-1, Т-1А, Т-2 и Т-4 (1 x 10, 1 x 10, 1 x 16 и 1 x 25 МВА) на новые трансформаторы (2 x 25 МВА)		2 x 25		2027	523,96					144,89	232,05	376,94	ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"	реновация основных фондов
12.	Реконструкция ПС 110 кВ Подлесное с заменой существующего Т-2 6,3 МВА на новый 10 МВА		1 x 10		2028	77,12					37,78	39,33	77,12	ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"	исключение превышения ДДТН при отключении наиболее мощного трансформатора
13.	Реконструкция ПС 110 кВ Подлесное с заменой ОД, КЗ на В-110 кВ (В-110 кВ Т-1, В-110 кВ Т-2)				2028	11,31								ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"	замена отделителей и масляных выключателей на элегазовые выключатели
Итого по Базовому прогнозу, в том числе на объектах:						2650,23	744,50	877,44	668,90	0,00	133,58	133,58	2563,56	-
ПАО "ФСК ЕЭС"						198,52	76,41	80,15	41,96	0,00	0,00	0,00	198,52	-
ОАО "РЖД"						733,54	266,47	279,52	187,55	0,00	0,00	0,00	733,54	-
ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"						1421,47	10,46	449,81	335,30	0,00	182,67	271,38	1 249,63	-
ООО "Саратовские биотехнологии"						664,18	211,04	221,37	231,77	0,00	0,00	0,00	664,18	-
АО "Совхоз-Весна"						206,35	0,00	100,81	105,55	0,00	0,00	0,00	206,36	-

------------------------------

¹ Прогнозный объем финансирования мероприятий, отсутствующих в ИПР, определен с учетом индексов-дефляторов инвестиций в основной капитал, принятых на основании Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов и Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года Минэкономразвития России.

² Согласно протоколу согласительного совещания Минэнерго России от 27.09.2021 N 07-1558-пр отмечена позиция ПАО "Россети Волги" о необходимости переноса строительно-монтажных работ на 2023 год ввиду корректировки проектной и рабочей документации, также отмечена позиция АО "СО ЕЭС" о недопустимости завершения реализации мероприятий позднее 2022 года. Также в соответствии с п. 4.3 протокола ПАО "Россети Волга" необходимо принять возможные меры к ускорению выполнения мероприятий по корректировке проектной и рабочей документации по инвестиционным проектам H_СарРС00433-1 и H_СарРС00433-2, получению исходно-разрешительной документации, согласованию проектной и рабочей документации с АО "СО ЕЭС".

------------------------------

Таблица 2

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии энергосистемы на территории Саратовской области, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, в рамках базового прогноза, в отношении которых технические мероприятия реализованы и требуется завершение освоения финансовых средств

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Параметры			Организация, ответственная за реализацию объекта	Основание для выполнения мероприятия
		цепность x км	МВА	Мвар
1.	Реконструкция ПС-110/10 кВ Сазанлей (замена ОРУ-110 кВ, трансформаторов Т1, Т2 (2 x 25 МВА), КРУ-10 кВ)	-	-	-	ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети"	Необходимость погашения кредиторской задолженности за фактически выполненные работы по объекту реконструкции ПС 110 кВ Сазанлей
2.	Реконструкция ПС 220 кВ Центральная с заменой Т-1 110/6 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА (1 x 6,3 МВА)	-	6,3	-	ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения (ООО "СПФ "Балаковоспецстрой")

Таблица 3

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии энергосистемы на территории Саратовской области, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, в рамках дополнительного прогноза потребления (дополнительно к мероприятиям базового прогноза потребления)

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Параметры			Год ввода рекомендуемый	Итоговая стоимость в прогнозных ценах соответствующих лет, млн рублей (с НДС)	План финансирования в прогнозных ценах соответствующих лет, млн рублей (с НДС) 3							Организация, ответственная за реализацию объекта	Основание для выполнения мероприятия
		цепность x км	МВА	Мвар			1-й год периода (2022 год)	2-й год периода (2023 год)	3-й год периода (2024 год)	4-й год периода (2025 год)	5-й год периода (2026 год)	6-й год периода (2027 год)	итого
1.	Реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Метзавод с установкой 3 линейных ячеек для подключения трех новых трансформаторов	-	-	-	2024	395,28	172,38	180,83	42,07				395,28	АО "МЗ Балаково"	Обеспечение технологического присоединения новой нагрузки АО "МЗ Балаково" 4
	Установка двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 63 МВА каждый и установка одного трансформатора 220/35 кВ мощностью 160 МВА на существующей ПС 220 кВ Метзавод	-	2 x 63 1 x 160	-	2024	600,33	261,8	274,63	63,9				600,33	АО "МЗ Балаково"
	Реконструкция ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 с увеличением пропускной способности по проводу до 1060 А при ТНВ = +30°С	2 x 5,6	-	-	2024	24,74	24,74						24,74	ПАО "ФСК ЕЭС"
	Реконструкция ПС 220 кВ Центральная с заменой ошиновки по ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1, ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 и ошиновки ячейки ОВ 220" с увеличением пропускной способности до 1060 А при ТНВ = +30°С	-	-	-	2024	0,66	0,66						0,66	ПАО "ФСК ЕЭС"
	Реконструкция ПС 220 кВ Метзавод с заменой ошиновки, выключателей, разъединителей и ТТ по ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 1 и ВЛ 220 кВ Центральная - Метзавод N 2 с увеличением пропускной способности оборудования до 1060 А при ТНВ = +30°С	-	-	-	2024	101,43	101,43						101,43	АО "МЗ Балаково"
	Корректировка алгоритмов и объемов мощности отключаемой нагрузки, подключенной под действие существующих устройств АОПО на ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Балаковская и ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Центральная, с учетом отключения нагрузки АО "МЗ Балаково"	-	-	-	2024	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	ПАО "ФСК ЕЭС"
	Корректировка алгоритмов и объемов мощности отключаемой нагрузки, подключенной под действие существующих устройств АОПО на ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Центральная I цепь и ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Центральная II цепь, с учетом отключения нагрузки АО "МЗ Балаково"	-	-	-	2024	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	ПАО "ФСК ЕЭС"
2.	Строительство новой ПС 220 кВ РЦОД с установкой двух силовых трансформаторов 2 x 100 МВА	-	2 x 100	-	2022	1935,1	548,32	575,19	602,22	209,37			1935,1	ПАО "ФСК ЕЭС"	обеспечение технологического присоединения РЦОД ПАО "Сбербанк" 5
	Сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Ершовская с образованием двух новых ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - РЦОД I цепь и ВЛ 220 кВ Ершовская - РЦОД	2 x 7	-	-	2022	244,53	94,12	98,73	51,68				244,53	ПАО "ФСК ЕЭС"
	Сооружение новой ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - РЦОД II цепь	1 x35	-	-	2022	774,71	246,15	258,21	270,35				774,71	ПАО "ФСК ЕЭС"
	Расширение РУ 220 кВ Балаковской АЭС на одну линейную ячейку	-	-	-	2022	131,76	57,46	60,28	14,02				131,76	"Концерн Росэнергоатом" - Балаковская АЭС
	Установка устройств АОПО на ВЛ 110 кВ Горный - Ершовская с отпайками ПС 220 кВ Горный с действием на отключение нагрузки РЦОД ПАО "Сбербанк"	-	-	-	2022	2,81	2,81						2,81	ПАО "ФСК ЕЭС"
	Установка устройств АОПО на ВЛ 110 кВ Центральная - Ершовская с отпайкой на ПС Каменная Сарма на ПС 220 кВ Центральная с действием на отключение нагрузки РЦОД ПАО "Сбербанк"	-	-	-	2022	2,81	2,81						2,81	ПАО "ФСК ЕЭС"
	Итого по Дополнительному прогнозу, в том числе на объектах:	-	-	-	-	4214,16	1512,68	1447,87	1044,24	209,37	0,00	0,00	4214,16	-	-
	ПАО "ФСК ЕЭС"	-	-	-	-	1044,64	365,67	356,94	322,03	0,00	0,00	0,00	1044,64	-	-
	АО "МЗ Балаково"	-	-	-	-	1097,04	535,61	455,46	105,97	0,00	0,00	0,00	1097,04	-	-
	РЦОД ПАО "Сбербанк"	-	-	-	-	1935,10	548,32	575,19	602,22	209,37	0,00	0,00	1935,10	-	-
	ГК "Росатом"	-	-	-	-	137,38	63,08	60,28	14,02	0,00	0,00	0,00	137,38	-	-

------------------------------

³ Прогнозный объем финансирования мероприятий, отсутствующих в ИПР, определен с учетом индексов-дефляторов инвестиций в основной капитал, принятых на основании Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов и Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года Минэкономразвития России.

⁴ По данным Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги 22 марта 2022 года заключен договор на технологическое присоединение N 318/ТП-М6, согласно данному ДТП год завершения выполнения мероприятий по технологическому присоединению - 2024.

⁵ Мероприятия по электросетевому строительству и реконструкции носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант, сроки строительства и организация ответственная за реализацию подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861.

------------------------------

Приложение N 4
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Саратовской области
на 2023-2027 годы

Прогноз финансирования мероприятий, направленных на перспективное развитие электроэнергетики Саратовской области и обеспечение надежного электроснабжения потребителей на период 2022-2027 годы

Наименование организации	Финансирование программных мероприятий, всего, млн рублей	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижне-Волжское ПМЭС" 6	303,52	181,41	80,15	41,96
Филиал ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети" 7	16304,13	2427,66	2861,55	2871,14	2595,45	2747,14	2801,19
ЗАО "СПГЭС" 8	1921,53	357,98	370,27	382,70	398,02	412,56
АО "Облкоммунэнерго"	717,61	131,74	137,00	142,60	149,51	156,76
ООО "ЭЛТРЕЙТ"	141,60	32,21	32,26	32,21	22,46	22,46
ЗАО "НЭСК"	108,87	21,10	21,59	22,06	22,06	22,06
филиал "Саратовский" ПАО "Т Плюс"	15452,27	3790,02	2274,28	2235,94	2308,37	2383,19	2460,47
Филиал АО "Концерн Росэнергоатом" "Балаковская АЭС" 9	21595,97	4625,21	5853,29	3599,34	3700,99	3817,14
Филиал ПАО "РусГидро - "Саратовская ГЭС"	22011,80	3332,10	1372,30	1563,70	4352,50	11100,00	291,20
ООО "Авелар Солар Технолоджи" и ООО "Грин Энерджи Рус"	2372,29	2372,29
ООО "Ветропарки ФРВ"	18000,00		18000,00
ОАО "РЖД"	733,54	266,47	279,52	187,55
ООО "Саратовские биотехнологии"	664,18	211,04	221,37	231,77
Итого:	100327,31	17749,23	31503,58	11310,97	13549,36	20661,31	5552,86

------------------------------

6 Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Нижне-Волжское ПМЭС - утверждена инвестиционная программа на 2020-2024 годы, на 2025-2027 годы не разрабатывалась.

7 Филиал ПАО "Россети Волга" - "Саратовские распределительные сети" - приведены суммарные показатели по проекту инвестиционной программы филиала "Саратовские РС".

8 ЗАО "СПГЭС" инвестиционная программа на 2027 год не разрабатывалась.

9 Филиал АО "Концерн Росэнергоатом" "Балаковская АЭС" - инвестиционная программа на 2027 год не разрабатывалась.

------------------------------

Приложение N 5
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Саратовской области
на 2023-2027 годы