Распоряжение Губернатора Астраханской области от 29 апреля 2016 г. N 268-р "О схеме и программе развития электроэнергетики Астраханской области на 2017 - 2021 годы" (утратило силу)

Распоряжение Губернатора Астраханской области
от 29 апреля 2016 г. N 268-р
"О схеме и программе развития электроэнергетики Астраханской области на 2017 - 2021 годы"

ГАРАНТ:

Распоряжением Губернатора Астраханской области от 28 апреля 2017 г. N 265-р настоящее распоряжение признано утратившим силу с 1 января 2018 г.

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

1. Утвердить прилагаемую схему и программу развития электроэнергетики Астраханской области на 2017 - 2021 годы.

ГАРАНТ:

Пункт 2 настоящего распоряжения вступает в силу с 1 января 2017 года

2. Признать утратившим силу распоряжение Губернатора Астраханской области от 27.04.2015 N 303-р "О схеме и программе развития электроэнергетики Астраханской области на 2016 - 2020 годы".

3. Распоряжение вступает в силу со дня его подписания, за исключением пункта 2, вступающего в силу с 01.01.2017.

Губернатор Астраханской области

А.А. Жилкин

Схема и программа
развития электроэнергетики Астраханской области на 2017 - 2021 годы
(утв. распоряжением Губернатора Астраханской области от 29 апреля 2016 г. N 268-р)

1. Общие положения

Схема и программа развития электроэнергетики Астраханской области на 2017 - 2021 годы (далее - Программа) разработана в соответствии с:

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

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

- техническим заданием на разработку схемы и программы развития электроэнергетики Астраханской области на период 2017 - 2021 годов.

Астраханская область - субъект Российской Федерации (административный центр - город Астрахань) - входит в состав Южного федерального округа Российской Федерации. Её территория вытянута вдоль Нижней Волги. Она имеет границы с Волгоградской областью, Республикой Калмыкия, Республикой Казахстан.

На площади в 49 тыс. км проживает 1005,241 тыс. чел., из них в городах - 66%, в сельской местности - 34%. Астраханская область включает 11 сельских районов, 442 села и поселка и 6 городов - Астрахань, Ахтубинск, Камызяк, Знаменск, Харабали и Нариманов.

На территории области ведется добыча природного газа и его переработка на действующем газохимическом комплексе - самом энергоемком предприятии в области.

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

Область входит в состав Южного федерального округа и является приграничным регионом: по суше территория граничит с Республикой Казахстан, по морю - с Азербайджанской Республикой, Исламской Республикой Иран, Республикой Казахстан и Туркменистаном.

Основным социально-экономическим достижением 2015 года стало сохранение, а в основном рост практически всех значимых социально-экономических показателей, реализация ряда важнейших программ и намеченных мероприятий.

Ведущими отраслями промышленности Астраханской области являются добыча полезных ископаемых (59,9%), производство нефтепродуктов (9,7%), судостроение (5,7%), пищевая промышленность (3,9%) и химическая промышленность (2,5%).

По итогам 2015 года в целом в структуре промышленного производства обрабатывающие производства занимают 27,3%, производство и распределение электроэнергии, газа и воды - 12,8%.

Индекс промышленного производства за 2015 год составил 106,2%, в том числе по добыче полезных ископаемых - 112,5%, по обрабатывающим производствам - 98,9% и по производству и распределению электроэнергии, газа и воды - 99,9%.

По виду экономической деятельности "Добыча полезных ископаемых" за 2015 год индекс производства увеличился на 12,5% к соответствующему периоду 2014 года, в том числе:

- по добыче сырой нефти и природного газа увеличился на 12,8% за счет роста объемов предоставляемых услуг в сфере добычи нефти и газа в 1,2 раза и роста добычи нефти ООО "Лукойл-Нижневолжскнефть" на месторождении им. Ю. Корчагина на шельфе Каспия на 17,5%. Данные результаты достигнуты главным образом за счет выхода на проектную мощность построенной в 2014 году производственной базы компании Шлюмберже, предназначенной для обслуживания бурового оборудования и техники для исследования недр российских месторождений;

- по добыче прочих полезных ископаемых увеличился на 4,2% за счет роста объемов добычи и производства соли на 11,9% в связи с увеличением производства соли на обособленном подразделении "Руссоль-Баскунчак" ООО "Руссоль". В 2015 году завершена полная, глубокая, финансовоемкая модернизация данного предприятия, в которую за последние 5 лет инвестировано почти 1 млрд рублей.

Увеличены объемы добычи гипсового камня на 10,3%. В 2015 году ЗАО "Кнауф Гипс Баскунчак" реализован инвестиционный проект по реконструкции завода сухих строительных смесей с увеличением мощности и расширением ассортимента выпускаемой продукции на 20 тыс. тонн, в рамках которого запущена новая линия по производству штукатурных смесей машинного нанесения.

По виду экономической деятельности "Добыча полезных ископаемых" основные объемы производства приходятся на добычу нефти, природного газа и газового конденсата, ежегодный объем добычи которых составляет соответственно свыше 1,5 млн тонн, более 10 млрд куб. м и около 3,5 млн тонн. В добыче полезных ископаемых основными и одновременно крупнейшими промышленными предприятиями в регионе являются: по добыче природного газа и газового конденсата - ООО "Газпром добыча Астрахань", по добыче сырой нефти - ООО "Лукойл-Нижневолжскнефть". Кроме того, ООО "Газпром добыча Астрахань" осуществляет деятельность по переработке нефтепродуктов и производству серы.

В развитии обрабатывающих производств наблюдается снижение объемов производства на 1,1%, что связано с сокращением объемов производства в металлургической отрасли (на 40,2%) и отрасли по производству нефтепродуктов (на 5,9%), обусловленных отсутствием крупных заказов по производству обетонированных труб, а также сокращением объемов производства продукции (нефтепродуктов) на ООО "Газпром добыча Астрахань" в связи с установлением плановых заданий ПАО "Газпром" по снижению объемов производства.

В обрабатывающих производствах за 2015 год по сравнению с соответствующим периодом 2014 года возросли объемы:

- по производству пищевых продуктов, включая напитки, - на 3,6% за счет увеличения объемов производства;

- по обработке древесины и производству изделий из дерева - в 1,5 раза. Увеличение объемов производства обеспечено за счет реализации производственной деятельности ОАО "Астраханский порт", в результате которой у данного предприятия в 2015 году появилось новое направление деятельности в сфере обработки древесины. В соответствии с имеющимися заказами на данном предприятии в несколько раз увеличены объемы предоставляемых услуг по специализированной пропитке древесины;

- по производству кожи, изделий из кожи и производству обуви - на 16,5% за счет увеличения объемов производства обуви из полимерных материалов благодаря завершению реализации в 2015 году проекта ООО ПКФ "Дюна-Аст" внедрения автономного энергообеспечения на базе микротурбинных станций;

- по производству машин и оборудования - на 0,9%. В машиностроительной отрасли ООО "Центрэнергогаз" филиал ПАО "Газпром" получило заказ по предоставлению услуг по ремонту и обслуживанию машин и оборудования, в связи с чем объемы на предприятии увеличены в 5 раз. Кроме того, АО "Астраханский станкостроительный завод" с целью расширения рынков сбыта и увеличения объемов выпуска продукции осуществляет освоение новых моделей токарных станков;

- по производству электрооборудования - на 0,8% за счет освоения новых видов продукции АО "Технология Магнитных Материалов", в том числе: ферритовых сердечников, радиопоглощающих ферритов, ферритовых стержней и ферритов для силовой электроники;

- по производству транспортных средств и оборудования - на 30,8% за счет увеличения объемов валовой продукции на судостроительно-судоремонтных предприятиях региона.

Объем работ, выполненных по виду деятельности "Строительство", в 2015 году составил 27 411,0 млн руб. или 66,8% к уровню соответствующего периода 2014 года.

Оборот розничной торговли за 2015 год составил 173 899,6 млн руб., что в товарной массе на 10,1% меньше, чем в 2014 году.

В 2015 году оборот розничной торговли на 95,6% формировался торгующими организациями и индивидуальными предпринимателями, осуществляющими деятельность в стационарной торговой сети (вне рынка); доля розничных рынков и ярмарок составила 4,4%, что на уровне соответствующего периода 2014 года.

Объем платных услуг населению, оказанных за 2015 год, составил 35397,0 млн руб. или 95,5% к уровню 2014 года в сопоставимых ценах.

В структуре платных услуг наибольший процент занимают жилищно-коммунальные услуги (30,8%), услуги связи (16,8%), бытовые услуги (12,3%), услуги системы образования (10%), медицинские услуги (8,8%) и транспортные услуги (7,9%).

Повысился уровень жизни населения области, при этом среднемесячная заработная плата в 2015 году составила 25455,1 руб., увеличившись на 4,0% по сравнению с 2014 годом.

За 2015 год среднедушевые денежные доходы жителей области увеличились на 8,4% по сравнению с 2014 годом и в номинальном выражении на душу населения в среднем за месяц составили 24026,1 рублей.

За 2015 год коэффициент рождаемости составил 14,6 от числа родившихся на 1000 человек населения (за 2014 год - 14,9), коэффициент смертности - 12,3 от числа умерших на 1000 человек населения (за 2014 год - 12,6). Естественный прирост населения за 2015 год составил более 2,3 тыс. человек.

Уровень зарегистрированной безработицы составил за 2015 год 1,4%.

2. Анализ существующего состояния энергосистемы Астраханской области

2.1. Характеристика энергосистемы Астраханской области

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

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

На территории Астраханской области действуют четыре электрические станции:

- Астраханская ГРЭС (ООО "Лукойл - Астраханьэнерго");

- Астраханская ТЭЦ-2 (ООО "Лукойл - Астраханьэнерго");

- Астраханская ПГУ-235 (ООО "Лукойл - Астраханьэнерго");

- ТЭЦ-Северная (ОАО "ТЭЦ-Северная").

Общая установленная мощность тепловых электростанций Астраханской области на 01.01.2016 составляет:

- установленная электрическая мощность - 744 МВт;

- установленная тепловая мощность - 1139,8 Гкал/час.

Описание схемы электроснабжения Астраханской области

Наибольшую протяженность электрических сетей в Астраханской области имеют следующие организации:

- филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго";

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

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

Магистральные электрические сети

Воздушные линии магистральных электрических сетей

Воздушные линии, всего, км		1625,94
в том числе:	Магистральные электрические сети:
	- напряжением 220 кВ (в габаритах 500 кВ)	475,12
	- напряжением 220 кВ	1030,07
	Межгосударственные электрические сети:
	- напряжением 110 кВ	120,75

Подстанции магистральных электрических сетей

Подстанции, всего, ед.		11
в том числе:	- напряжением 500 кВ	1
	- напряжением 220 кВ	8
	- напряжением 110 кВ	2

Электрические сети филиала ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"

Класс напряжения подстанций	Количество подстанций, ед.	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
110 кВ	90	142	1794,2
35 кВ	46	62	367,5
6/10 кВ	ТП-3578	3909	911,59
6/10	РП-77	73	38,81

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность по трассе, км
ВЛ	110	2368,2
	35	653,9
	0,4 - 10	16357,81
КЛ	35 - 110	4,8
	0,4 - 10	1258,88

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

организации, вырабатывающие электрическую энергию:

- ООО "Лукойл - Астраханьэнерго" - 4292,5 млн кВт * час (99,1%);

- ОАО "ТЭЦ-Северная" - 37,3 млн кВт * час (0,9%);

распределительные сетевые компании - транспортировщики:

- филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" - 97%;

- прочие - 3%;

энергосбытовые компании:

- ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - гарантирующий поставщик, потребителями которого являются город Астрахань и муниципальные образования Астраханской области (71,46% от общего объема потребления электрической энергии);

- ОАО "Межрегионэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Газпром добыча Астрахань" (24,44% от общего объема потребления электрической энергии);

- филиал "Южный" АО "Оборонэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребители: войсковые части Ахтубинского района (1,69% от общего объема потребления электрической энергии);

- ООО "Русэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребитель - ОАО "РЖД" (0,92% от общего объема потребления электрической энергии);

- ООО "Гарант энерго" - потребители: юридические лица (1,16% от общего объема потребления электрической энергии);

- ПАО "Мосэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Метро Кэш энд Керри" (0,11% от общего объема потребления электрической энергии);

- ООО "МагнитЭнерго", потребителем которого является ЗАО "Тандер" (0,06% от общего объема потребления электрической энергии).

2.2. Анализ существующего баланса мощности и электроэнергии энергосистемы Астраханской области

Максимум потребления мощности по территории энергосистемы Астраханской области в 2015 году зафиксирован 28.01.2015 в 18 час 00 мин при температуре наружного воздуха -7,6 °С и составил - 757 МВт.

Нагрузка станций в час максимума ОЗП 2014/2015 составила:

ТЭС, всего - 722 МВт, в том числе:

Астраханская ТЭЦ-2 - 381 МВт;

Астраханская ГРЭС ПГУ-110 - 118 МВт;

ТЭЦ-Северная - 0 МВт;

Астраханская центральная котельная (ПГУ-1) - 114 МВт;

Астраханская центральная котельная (ПГУ-2) - 109 МВт;

Принято из Волгоградской энергосистемы - 70 МВт.

Передано в другие энергосистемы:

всего - 35 МВт, в том числе -

АкжайыкЭнерго - 1 МВт;

Атырауэнерго - 4 МВт;

Калмэнерго - 30 МВт.

Потребление:

ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - 561 МВт;

ОАО "Межрегионэнергосбыт" - 111 МВт;

ООО "Русэнергосбыт" РЖД - 4 МВт;

ОАО "Оборонэнергосбыт" - 13 МВт;

ООО "Гарант энерго" - 6 МВт;

ООО "Мосэнергосбыт" - 1 МВт;

ООО "Магнитэнерго" - 0 МВт;

собственные нужды ООО "Лукойл - Астраханьэнерго" - 52 МВт;

Потери ЕНЭС (ФСК, МСК) - 9 МВт.

2.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области за 2011 - 2015 годы (МВт)

Показатель		2011	2012	2013	2014	2015
Электростанции	Установленная мощность, всего	504	521	521	754	744
	Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380
	Астраханская ГРЭС	100	117	117	117	117
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)				116	118
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)				117	117
	ОАО "ТЭЦ-Северная"	24	24	24	24	12
	Ограничения мощности, всего	15	16	21	29	12
	Астраханская ТЭЦ-2	0	0	0	8	0
	Астраханская ГРЭС	0	0	0	0	0
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)					0
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)					0
	ОАО "ТЭЦ-Северная"	15	16	21	21	12
	Располагаемая мощность, всего	489	505	500	725	732
	Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	372	380
	Астраханская ГРЭС	100	117	117	117	117
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)				116	118
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)				117	117
	ОАО "ТЭЦ-Северная"	9	8	3	3	0
	Нагрузка, всего	436	390	494	619	722
	Астраханская ТЭЦ-2	327	265	375	267	381
	Астраханская ГРЭС	100	117	116	121	118
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)				112	114
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)				116	109
	ОАО "ТЭЦ-Северная"	9	8	3	3	0
Потребление мощности	По территории энергосистемы, включая потери ЕНЭС (зимний максимум)	741	806	751	806	757
	рост, %	5,3	8,8	-6,8	7,3	-6,1
Сальдо переток	По территории энергосистемы Астраханской области	305	416	257	187	35

2.4. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Астраханской области за 2011 - 2015 годы (млн кВт * ч)

Показатель	Применение показателя	2011	2012	2013	2014	2015
Выработка	Всего по энергосистеме Астраханской области	2612,7	3023,2	3462,6	4209,1	4336,7
	Астраханская ТЭЦ-2	2029,9	2142,7	1954,8	1723,3	1693,0
	Астраханская ГРЭС	546,0	858,3	860,4	833,2	892,6
	Астраханская ПГУ-235			636,1	1647,4	1706,9
	ОАО "ТЭЦ-Северная"	36,8	22,2	11,3	5,1	44,2
Электропотребление	По территории энергосистемы Астраханской области	4285,5	4321,6	4213,7	4376,5	4383,7
	рост, %	1,97	0,84	-2,49	3,86	0,16

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

	2011	2012	2013	2014	2015
Зимний период	741	806	751	806	757
рост, %	5,3	8,8	-6,8	7,3	-6,1
Летний период	673	667	607	646	691
рост, %	4,5	-0,9	-9,0	6,4	6,7

2.6. Потребление электроэнергии и мощности крупного потребителя энергосистемы Астраханской области - Астраханского газоперерабатывающего завода

Показатель	2011	2012	2013	2014	2015
Электропотребление, млн кВт * ч	826,473	827,233	785,827	766,490	797,467
рост, %	0,98	0,09	-5,01	-2,5	4,04
Собственный максимум потребляемой мощности, МВт	117	116	116	113	114
рост, %	-1,68	-0,85	0,0	2,6	0,88

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

N п/п	Наименование предприятия	Вид деятельности	Факт
			2011	2012	2013	2014	2015
1.	ЗАО "Каспийский Трубопроводный Консорциум - Р"	Транспортирование по трубопроводам нефти	47,4	46,9	47,5	50,8	51,1
2.	МУП г. Астрахани "Астрводоканал"	Распределение воды	57,2	56,6	52,8	52,6	50,6
3.	ООО "Газпром бурение"	Разведочное бурение	7,8	4,8	6,6	5,7	7,7
4.	МКП г. Астрахани "Горсвет"	Предоставление прочих услуг	18,6	18,3	17,7	19,6	18,8
5.	ОАО "Астраханское Судостроительное Производственное Объединение"	Строительство судов	13	13	6,3	1,6	1,3
6.	ОАО "ССЗ "Красные Баррикады"	Строительство судов	8,4	9,3	10,0	8,2	6,1
7.	ОАО "Желдорреммаш"	Предоставление услуг по ремонту, техническому обслуживанию и переделке железнодорожных локомотивов, трамвайных и прочих моторных вагонов	11,8	12,1	11,8	11,4	8,0

2.8. Структура потребления электроэнергии энергосистемы Астраханской области в 2015 году

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

Наименование	2011	2012	2013	2014	2015
Промышленное производство	213,2	196,8	182,6	253,5	173,8
в том числе:
Добыча сырой нефти и природного газа; предоставление услуг в этих областях	37,8	35,6	35,2	37,3	38,4
Добыча прочих полезных ископаемых	19	19,4	17,5	19,2	18,6
Производство пищевых продуктов, включая напитки	34,7	30,9	26,5	26,6	26,7
Текстильное производство	1,1	1,2	1,2	1,2	1,3
Производство одежды; выделка и крашение меха	2,4	2,0	1,8	2,0	1,6
Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели	2	2,1	1,1	1,8	1,2
Химическое производство	2,5	1,2	0,7	0,7	0,7
Производство резиновых и пластмассовых изделий	11	9,7	9,8	10,3	9,7
Производство машин и оборудования	1,6	1,9	2,5	2,6	1,7
Производство судов, летательных и космических аппаратов и прочих транспортных средств	62,1	65,8	58,8	54,5	50,4
Строительство	65,4	62,6	69,7	60,3	46,4
Транспорт и связь	119,1	119,9	120,3	116,2	119,1
Сельское хозяйство	129,8	107,2	90,9	101,1	101,6
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	698,7	863,6	741,7	881,6	888,5

2.10. Структура генерирующего оборудования электростанций по состоянию на 01.01.2016

Наименование электростанций	Собственник	Установленная электрическая мощность, МВт	Тепловая мощность, Гкал/час
Астраханская ТЭЦ-2	ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"	380	910
Астраханская ПГУ-110		121	66
Астраханская ПГУ-235		235	131,8
ОАО "ТЭЦ-Северная"	ОАО "ТЭЦ-Северная"	8	51,4
Итого:		744	1159,2

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

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность	Год ввода	Срок службы, лет
					норма	факт
1	Астраханская ПГУ-110
1.1		Турбины
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	4
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	4
		К-23	23	2011	40	4
1.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	4
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	4
		ТТК-25-2У3-П	25	2011	25	4
1.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2011	25	4
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2011	25	4
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2011	25	4
2	Астраханская ТЭЦ-2
2.1		Турбины
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	31
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	31
		Т-110/120-130-5	110	1988	25*	27
		Т-110/120-130-5	110	1991	25*	24
2.2		Генераторы
		ТВФ-120-2УЗ	120	1985	25	31
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1985	30	31
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1988	30	27
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1991	30	24
2.3		Трансформаторы
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25	31
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1986	25	30
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1988	25	28
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1991	25	25
3	Астраханская ПГУ - 235
3.1		Турбины
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	2
		LM6000 PF DF Sprint	48,0	2013	12	2
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	2
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	2
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	2
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	2
3.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	2
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	2
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	2
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	2
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	2
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	2
3.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	2
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	2
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	2
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	2
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	2
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	2

2.10.2. Состав генерирующего оборудования ОАО "ТЭЦ-Северная"

Тип котлоагрегата	Стационарный номер	Производительность, т/ч	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Структура сжигаемого топлива	Давление максимальное, кгс/см	Температура максимальная, °С	% износа
RIMMAX 8000	1	6,878	Завод по производству теплоэнергетического оборудования ООО "Теплостройпроект-С"	2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	2	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	3	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	4	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	5	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	6	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15

Газопоршневые установки

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

2.11. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

ОАО "ТЭЦ-Северная"

Показатели работы	2011	2012	2013	2014	2015
Выработка электрической энергии, млн кВт * ч	36,8	23,252	11,34	5,123	44,2
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал	123,899	92,967	110,894	120,701	120,4

ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"

Выработка электрической энергии, млн кВт * ч	ООО "Лукойл - Астраханьэнерго", всего	ТЭЦ-2	ГРЭС	ПГУ-110	ПГУ-235
2011	2575,903	2029,880	193,851	352,173	0
2012	3001,058	2142,767	0	858,290	0
2013	3451,266	1954,8	0	860,4	636,1
2014	4204,009	1723,386	0	833,204	1647,419
2015	4292,5	1693,0	0	892,6	1706,9

Прогноз выработки электроэнергии

млн кВт ч

Выработка электрической энергии по годам	Общество	ТЭЦ-2	ГРЭС	ПГУ-110	ПГУ-235
2016	4092,933	1727,621	0	804,372	1560,940
2017	4054,556	1893,090	0	696,702	1464,764
2018	4098,515	1893,090	0	732,476	1472,949
2019	4098,515	1893,090	0	732,476	1472,949
2020	4098,515	1893,090	0	732,476	1472,949
2021	4098,515	1893,090	0	732,476	1472,949

3. Основные характеристики электросетевого хозяйства

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

Воздушные линии, всего, км		1625,94
в том числе:	- напряжением 220 кВ (в габаритах 500 кВ)	475,12
	- напряжением 220 кВ	1030,07
	- напряжением 110 кВ	120,75

Подстанции, всего, ед.		11
в том числе:	- напряжением 500 кВ	1
	- напряжением 220 кВ	8
	- напряжением 110 кВ	2

Оборудование подстанций:		ед.	МВА
- силовые трансформаторы (автотрансформаторы)		30	1932,9
в том числе:	- напряжением 500 кВ	3	501
	- напряжением 220 кВ	14	1254
	- напряжением 110 кВ	13	177,9
- шунтирующие реакторы		1	180
в том числе:	- напряжением 500 кВ	1	180
- батареи статических конденсаторов		5	107,8
	- напряжением 110 кВ	3	102
	- напряжением 6 кВ	2	5,8

Линии электропередачи

N	Наименование ЛЭП	Напряжение, кВ	Протяженность, км	% износа
1	ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр N 1	220	59,83	54
2	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Астрахань	220	238,01	54
3	ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань	220	55,00	66
4	ВЛ 220 кВ Астрахань - Рассвет	220	0,83	54
5	ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная I, II цепь	220	54,55	58
6	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1	220	56,41	90
7	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2	220	55,34	62
8	ВЛ 220 кВ Владимировка - Газовая	220	223,18	48
9	ВЛ 220 кВ Астрахань - Газовая	220	64,20	86
10	ВЛ 220 кВ Астрахань - Лиман	220	136,99	40
11	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Нефтепровод	220	184,61	78
12	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Астрахань	220	28,61	0
13	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Рассвет	220	28,87	0
14	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Харабали	220	91,54	86
15	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Рассвет	220	53,14	58
16	ВЛ 220 кВ Харабали - Владимировка	220	121,49	88
17	ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр N 2	220	14,81	80
18	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Большой Царын-1 I, II цепь	220	37,78	64
19	ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (ВЛ N 441)	110	38,77	75
20	ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ (N 443)	110	27,67	54
21	ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ N 756)	110	15,38	62
22	ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук (ВЛ N 757)	110	38,93	74
	Всего по ВЛ		1625,94	60,5
	В том числе	ВЛ 500 кВ	475,12	54
		ВЛ 220 кВ	1030,07	59,87
		ВЛ 110 кВ	120,75	66,2

Подстанции

N п/п	Наименование подстанции	Напряжение, кВ	Установленная мощность, МВА	% износа
1	Астрахань	500/220/10	501	80
2	Баррикадная	220/110/35/10/6	291	93
3	Владимировка	220/110/35/6	146	98
4	Газовая	220/110/10	250	4
5	Лиман	220/110/35/10	104	85
6	Нефтепровод	220/110/10	126	80
7	Рассвет	220/110/10	250	94
8	Харабали	220/110/10	95	81
9	Черный Яр	220/110/10	126	81
10	Бузанская	110/10	12,6	86
11	Верхний Баскунчак	110/35/10	25	87
	Всего		1926,6	79
	В том числе	ПС 500 кВ (1 ед.)	501	80
		ПС 220 кВ (8 ед.)	1388	77
		ПС 110 кВ (2 ед.)	37,6	86,5

3.2. Структура электросетевого комплекса филиала ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" Трансформаторные подстанции напряжением 35 - 110 кВ

N	Наименование подстанций	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение трансформаторов, кВ	Количество трансформаторов	Мощность силовых трансформаторов, МВА	% износа
1	2	3	4	5	6	7
1	ЦРП	1971	110/35/10	2	225,0	41,33
2	Восточная	1974	110/6	2	15,0+16,0	22,10
3	Южная	1983	110/10-6	2	225,0	100
4	Трикотажная	1974	110/35/6	2	240,0	29,67
5	Городская	1988	110/10-6	2	225,0	100
6	Судостроительная	1976	110/6	2	225,0	47,80
7	Первомайская	1983	110/35/6	2	216,0	70,32
8	Северная	1993	110/10-6	2	240,0	94,90
9	Кирикили	1985	110/10	2	216,0	19,74
10	Лесная	1965	110/35/6	2	15,0+25,0	46,50
11	Стройиндустрия	1969	110/35/10	2	216,0	46,27
12	Окрасочная	1974	110/6	2	210,0	53,53
13	Резиновая	1978	110/10-6	2	240,0	38,75
14	Лесная-Новая	1987	110/35/6	1	40,0	100
15	Вододелитель	1972	110/6	2	210,0	100
16	Джакуевка	1988	110/10	1	6,3	100
17	Промстройматериалы	1988	110/10	2	216,0	92,54
18	Икряное	1981	110/10	2	210,0	100
19	Маячное	1969	110/10	1	6,3	100
20	Трудфронт	1968	110/35/10	1	5,6	100
			110/10	1	6,3
21	Оранжерейная	1965	110/10	2	6,3+10,0	40,30
22	Мумра	1983	110/35/10	1	6,3	100
23	Житное	1993	110/10	1	6,3	86,95
24	Озерная	1998	110/10	2	26,3	4,20
25	Яндыки	1965	110/35/10	2	7,5+6,3	100
26	Оля	1967	110/10	2	26,3	100
27	Камышово	1989	110/35/10	1	6,3	100
28	Зензели	1990	110/35/10	2	26,3	33,05
29	Фунтово	1974	110/10	2	216,0	57,31
30	Евпраксино	1971	110/35/10	2	26,3	100
31	Водозабор	1989	110/6	2	22,5	100
32	ВОС	1989	110/6	2	26,3	100
33	Растопуловка	1996	110/10	1	16,0	57,41
34	Николо-Комаровка	1968	110/35/10	1	6,3	100
			110/10	1	6,3
35	Чапаевская	1973	110/35/6	1	6,3	100
36	Табола	1978	110/10	2	6,3+10,0	100
37	Чаганская	1985	110/10	2	26,3	100
38	Раздор	1981	110/35/10	2	210,0	100
39	Камызяк	1986	110/10	1	6,3	100
40	Увары	1987	110/10	1	16,0	100
41	Новинская	1986	110/10	2	26,3	100
42	Тузуклей	1992	110/35/10	1	10,0	93
43	Коммунар	1970	110/6	1	10,0	100
44	Красный Яр	1977	110/35/10	2	210,0	100
45	Дружба	1978	110/10	1	6,3	100
46	Урусовка	1973	110/10	1	6,3	100
47	Сеитовка	1979	110/10	2	26,3	100
48	Ахтубинская	1984	110/35/10	2	216,0	100
49	Аксарайская	1984	110/10	2	216,0	25,10
50	Володаровка	1968	110/35/10	2	216,0	53,74
51	Сасыколи	1976	110/35/10	1	16	100
52	Тамбовка	1980	110/35/10	1	10	100
53	Вольное	1976	110/10	2	26,3	100
54	Ашулук	1984	110/10	1	6,3	100
55	Хошеутово	1986	110/35/10	1	10,0	100
56	Удачное	1989	110/10	1	10,0	10
57	Кочевая	1983	110/6	1	10,0	100
58	Водозабор-1	1983	110/6	1	6,3	100
59	Ахтуба	1983	110/6	1	10,0	54,07
60	Рождественка	1969	110/10	2	26,3	100
61	Батаевка	1986	110/10	1	6,3	100
62	Джелга	1980	110/6	2	26,3	100
63	Пироговка	1972	110/10	2	6,3+10,0	100
64	Покровка	1974	110/6	2	210,0	100
65	Пологое Займище	1973	110/6	2	26,3	100
66	Советская	1983	110/35/10	2	26,3	61,64
67	Горбаневка-2	1983	110/35/10	2	10,0+6,3	100
68	Капустин Яр	1958	110/35/10	2	225,0	63,9
69	Старица	1963	110/10	1	2,5	100
70	Вязовка	1972	110/10	1	2,5	100
71	Степная	1980	110/6	1	6,3	100
72	Дальняя	1983	110/35/6	1	10,0	100
73	Ступино	1968	110/6	1	6,3	100
74	Соленое Займище	1988	110/10	1	6,3	100
75	Старица 2	1991	110/10	1	6,3	100
76	Солодники	1969	110/10	1	10,0	100
77	Черный Яр-2	1979	110/10	2	26,3	100
78	Горная	1981	110/6	1	16,0	30,0
79	Ушаковка	1971	110/6	2	210,0	100
80	Ватажная	1979	110/35/6	1	16,0	100
81	Ленино	1979	110/10	1	2,5	100
82	Ветлянка	1972	110/6	1	6,3	100
83	Косика	1972	110/10	1	10,0	100
84	Солнечная	1988	110/6	1	10,0	100
85	Береговая	1976	110/10	2	2,5+6,3	100
86	Енотаевка	1973	110/10	2	210,0	72,5
87	Никольская	1966	110/35/10	1	6,3	100
			110/10	1	6,3
88	Сероглазовка	1982	110/10	1	6,3	100
89	Царевская	2007	110/10/6	2	240,0	38,85
90	Юбилейная	2010	110/10	2	240,0	33,15
91	Кировская	1973	35/6	2	210,0	30
92	Стекловолокно	1967	35/6	2	215,0	100
93	Прогресс	1987	35/6	2	216,0	61,93
94	Кубанская	1980	35/6	1	2,5	56,71
95	ЖБК	1972	35/6	2	10,0+6,3	35,01
96	Котельная	1991	35/10	1	4,0	100
97	Царевская-2	1973	35/6	1	4,0	76,22
98	Временная	2008	35/6	1	10,0	36,24
99	Трусовская	1957	35/6	2	12,5+20,0	100
100	Октябрьская	1964	35/6	3	36,3	100
101	Интернациональная	1974	35/6	2	5,6+4,0	100
102	Нефтебаза	1977	35/6	2	26,3	100
103	Линейная	1970	35/10	1	4,0	100
104	Николаевка	1986	35/10	1	4,0	100
105	Прикаспийская	1980	110/35/10	1	6,3	100
106	Травино	1999	35/10	2	4,0+6,3	35,23
107	НС-5	1974	35/6	1	2,5	100
108	Калиновка	1971	35/10	1	4,0	57,63
109	Караванное	1987	35/10	2	24,0	100
110	Михайловка	1989	35/10	1	4,0	100
111	Бударино	1992	35/10	1	4,0	100
112	Бараний Бугор	1974	35/6	1	2,5	47,21
113	Бирюковка	1974	35/10	2	4,0+2,5	100
114	Началово	1962	35/6	1	6,3	100
			110/35/6	1	7,5
115	Киреты	1985	35/6	1	1,6	100
116	Тумак	1973	35/10	2	4,0+2,5	100
117	Марфино	1983	35/10	2	2,5+4,0	100
118	Мултаново	1978	35/10	1	4,0	100
119	Зеленга	1986	35/10	1	4,0	100
120	Тишково	1970	35/10	2	4,0+1,6	100
121	Новинка	1990	35/10	1	4,0	34,1
122	Яблонька	1973	35/6	1	4,0	100
123	Послеспадовая	1978	35/6	1	2,5	6,67
124	Гремучая	1981	35/6	1	2,5	100
125	Присельская	1978	35/10-6	2	26,3	100
126	ХВТ	1978	35/10-6	1	6,3	100
127	Михайловка-1	1987	35/6	1	4,0	100
128	Заволжская	1978	35/10	1	6,3	100
129	Грачевская	1980	35/6	1	10	100
130	Песчаная	1980	35/6	1	4,0	100
131	Капитанская	1987	35/10	1	4,0	100
132	Бассоль	1962	35/6	1	5,6	100
133	Горбаневка	1958	35/10	1	3,2	100
134	Грачи	1979	35/6	1	4,0	100
135	Садовая	1979	35/10	1	4,0	100
136	Черноземельский тракт	1983		трансформатор демонтирован		100

Линии электропередачи напряжением 35 - 110 кВ

N п/п	Наименование линий электропередачи	Год ввода в эксплуатацию	Количество цепей	Длина	В том числе на опорах			%
				по трассе в км	деревянных	металлических	железобетонных
1	2	3	4	5	6	7	8	9
	ВЛ 220/110 кВ
1	N 453 (ТЭЦ - 2-ГПП-1)	1983	1	62,800		13,180	49,620	27,11
2	N 456 (ТЭЦ-2 - Газовая)	1986	1	50,900		9,330	41,570	26,27
			2	11,300		4,200	7,100
3	Отпайка ПХ от ВЛ N 456	1986	1	0,100		0,100	0,000	26,27
			2	3,700		0,600	3,100
4	N 457 (Газовая - ГПП-1)	1986	1	1,810		0,560	1,250	26,2
5	N 133, 134 участок ЦРП - Яксатово	2003	2	21,700		10,250	11,450	89,42
	ВЛ 110 кВ
6	N 455 (ТЭЦ-2 - Кирикили) с отпайкой ВЧ-отбор	1985	1	15,600		3,220	12,380	27,11
			2	6,760		3,480	3,280
7	N 454 (Кирикили - Газовая) с отпайками ПХ, ВЧ-отбор	1985	1	38,590		5,370	3,220	27,11
			2	18,610		4,590	14,020
8	N 417 (Аксарайская - Ахтубинская)	1978	1	10,750		0,670	10,080	35,91
			2	0,190		0,130	0,060
9	N 418 (Сеитовка - Аксарайская)	1978	1	10,770		1,800	8,970	36,05
			2	6,400		1,880	4,520
10	N 419 (Сеитовка - Бузанская)	1979	1	15,440		2,900	12,540	34,32
			2	6,210		1,960	4,250
11	N 420 (Бузанская - Урусовка)	1969	1	18,250		3,550	14,700	61,59
			2	0,450		0,450	0,000
12	Отпайка Растопуловка от ВЛ N 420	1998	1	15,230		11,680	13,550	19,02
13	Растопуловка (Растопуловка - Бузанская)	1985	1	10,000		1,530	8,470	22,36
			2	5,265		0,250	5,015
14	N 437 (Бузанская - Володаровка)	1975	1	44,960		1,510	43,450	41,7
			2	2,230		0,900	1,330
15	Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ N 437	1975	1	13,960		2,570	11,390	37,8
			2	0,240		0,240	0,000
16	N 436 (Первомайская - Володаровка) с отпайкой Кирикили	1966	1	31,530		2,840	28,690	39,57
			2	3,600		0,830	2,770
17	Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ N 436	1966	1	14,640		2,470	12,170	73,8
			2	0,240		0,240	0,000
18	N 461 (Кирикили - Водозабор) с отпайкой ВОС	1983	1	8,848		0,540	8,308	24,47
			2	6,950		1,900	5,050
19	N 462 (Кирикили - Водозабор) с отпайкой ВОС	1983	1	8,807		0,910	7,897	24,54
			2	6,737		2,140	4,597
20	N 458 (Кирикили - Тяговая-2)	1983	1	0,367		0,367	0,000	25,34
			2	11,993		3,523	8,470
21	N 459 (Кирикили - Тяговая-2)	1983	1	0,180		0,000	0,180	25,34
			2	12,190		4,300	7,890
22	N 409 (Удачное - Сасыколи)	1970	1	25,860		0,870	24,990	53,14
			2	16,350		1,590	14,760
23	N 410 (Сасыколи - Харабали)	1975	1	29,680		1,140	28,540	37,65
			2	16,350		1,590	14,760
24	N 411 (Харабали - Тамбовка)	1979	1	22,460		0,340	22,120	34,32
			2	7,760		1,100	6,660
25	N 412 (Тамбовка - Вольное)	1975	1	24,340		0,000	24,340	41,7
			2	12,690		2,240	10,450
26	N 413 (Вольное - Хошеутово)	1985	1	20,810		0,000	20,810	27,11
			2	7,050		1,800	5,250
27	N 414 (Хошеутово - Ахтубинская)	1973	1	23,990		1,330	22,660	46,97
			2	2,120		0,670	1,450
28	N 470 (Харабали - Ашулук)	1978	1	58,300		2,800	55,500	35,91
29	Отпайка Котельная от ВЛ Первомайская (110/35 кВ)	1978	1	0,600			0,600	35,91
30	Заволжская (Хошеутово - Заволжская) 110/35 кВ	1992	2	20,330		1,330	19,000	21,83
31	Городок-1 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ	1998	2	5,500		1,500	4,000	19,02
32	Городок-2 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ	1998	2	5,500		1,500	4,000	19,02
33	N 127, 128 с отпайками (Оранжерейная - Яндыки - Лиман - Оля)	1960, 1965	2	53,860		7,785	46,075	89,42
34	N 125, 126 (Баррикадная - Оранжерейная)	1960, 1965	2	58,200		9,145	49,055	89,42
35	N 135 (ГРЭС - Первомайская)	1983	1	2,560		1,213	1,347	24,87
36	N 121 с отпайками Рассвет - Стройиндустрия - АЗРО)	1961	1	21,840		3,718	18,122	100
37	Увары 1, 2 (Камызяк - Увары)	1988	2	12,050		3,250	8,800	31,42
38	Отпайка Промстройматериалы	1988	2	1,200		0,686	0,514	24,47
39	N 129 (Окрасочная - Лесная)	1988	1	9,160		3,898	5,262	39,74
40	N 130 (Окрасочная - Баррикадная)	1979	1	17,590		1,099	16,491	23,48
41	N 133, 134 с отпайками (ЦРП - Баррикадная - Табола - Камызяк - Чаганская - Маячное - Трудфронт - Мумра - Житное)	1965, 1960, 1978, 1978, 1978, 1975, 1975, 1975, 1994	1	32,840		7,580	25,260	89,42
			2	95,110		14,877	80,233
42	N 151, 152 с отпайками (ЦРП - Камызяк - Раздор - Евпраксино - Тузуклей - Фунтово)	1970	1	103,850		15,160	88,690	56,71
			2	13,800		3,665	10,135
43	N 137, 138 (Озерная - Камышово - Баррикадная)	1984	1	59,340		1,530	57,810	32,75
44	Зензели 1, 2 (Лиман - Зензели)	1990	1	49,080		3,780	45,300	23,19
45	Судостроительная 1, 2 с отпайкой (ЦРП - Судостроительная - Южная)	1986	2	12,110		4,560	7,550	26,88
46	Городская 1, 2 (ТЭЦ-2 - Городская)	1988	2	2,700		2,400	0,300	19,54
47	N 131, 132 (ГРЭС - ЦРП - Трикотажная)	1963	2	6,900		4,310	2,590	100
48	N 136 (Лиман - Камышово)	1980	1	32,840		0,227	32,613	32,75
49	N 171, 172 (ТЭЦ-2 - ЦРП)	1984	2	1,687		1,054	0,633	28,01
50	N 123, 124, 170, 173, 466 (Рассвет - Бузанская - ТЭЦ-2 - ЦРП - Астраханская ПГУ-35)	1970	2	58,360		12,736	45,624	56,71
51	КВЛ 110 кВ N 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП) опора 1 - опора 41	2013	1	7,343		4,048	3,295	14,39
52	КВЛ 110 кВ N 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП) АПГУ-35 - оп. 1	2013	1	0,451				14,39
53	КВЛ 110 кВ N 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская) опора 1 - оп. 41	2013	1	7,321		3,801	3,520	14,39
54	КВЛ 110 кВ N 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская) АПГУ-35 - оп. 1	2013	1	0,491				14,39
55	Заводская 1, 2 с отпайками (Рассвет - Заводская - Джакуевка - Вододелитель)	1988	2	21,870		3,394	18,476	27,03
56	N 122 с отпайками (Рассвет - Лесная - Стройиндустрия - АЗРО)	1992	1	20,050		3,310	16,740	21,93
57	Раздор - Чапаево - Новинская (Камызяк - Новинская - Чапаевская)	1989	1	13,970		1,257	12,713	25,27
			2	25,350		5,090	20,260
58	N 101 (ТЭЦ-2 - Царевская) с отпайкой ПС Восточная	2008	1	6,880		4,148	2,732	28,26
59	N 102 (ПС Городская - ПС Юбилейная)	1992	2	1,645		1,645		18,23
60	N 103 (ПС Северная - ПС Юбилейная)	1992	1	0,300		0,300		18,23
			2	7,150		2,510	4,64
61	Восточная-1 с отпайкой Восточная (ПС Городская - ПС Царевская)	1989	2	6,27		2,382	3,888	28,26
62	N 104 (ПС Северная - ПС Царевская)	1989	2	6,70		2,510	4,190	18,23
63	Николаевка (110/35 кВ (Октябрьская - Николаевка)	1997	1	17,890		1,460	16,430	15,91
64	Отпайка на ПС Прикаспийская от ВЛ Линейная	1969	1	24,470		2,050	22,420	53,29
65	Нефтебаза 1, 2 (110/35 кВ) (Трусовская - Нефтебаза)	1979	2	14,490		4,170	10,320	30,45
66	Отпайка Октябрьская от ВЛ Нефтебаза 1, 2 (110/35 кВ)	1957	2	1,200		0,685	0,515	100
67	N 119 с отпайками (Рассвет - Береговая - Вододелитель)	1971	1	41,800		3,321	38,479	47,69
68	N 742 (Капустин Яр - Советская)	1986	1	34,320			34,320	100
69	N 297 Колобовка - Капустин Яр	2010	1	9,53		1,53	8,0	100
70	N 741 (Владимировка - Советская)	1982	1	52,140			52,140	100
71	N 701 (Капустин Яр - Пологое Займище)	1958	1	26,600	26,600			100
72	N 702 (Пологое Займище - Покровка)	1958	1	18,870	18,870			100
73	N 703 (Владимировка - Покровка)	1958	1	9,100	9,100			100
74	N 740 (Владимировка - Баскунчак)	1991	1	12,570		5,420	7,150	22,25
			2	30,880			30,880
75	N 750 (Владимировка - Батаевка)	1981	1	23,630			23,630	31,85
76	N 704 (Владимировка - Джелга)	1963	1	9,170		5,420	3,750	100
77	N 755 (Джелга - Рождественка)	1988	1	16,420			16,420	24,35
78	N 705 (Джелга - Рождественка)	1963	1	22,220	16,690		5,530	100
79	Отпайка К ПС Батаевка от ВЛ N 705	1988	1	0,400			0,400	100
80	N 707 (Рождественка - Пироговка)	1971	1	43,100			43,100	37,35
81	N 409 Заход на ПС Удачное	1988	1	6,500			6,500	24,41
82	N 708 (Пироговка - Удачное)	1972	1	22,290			22,290	52,84
83	Отпайка к ПС Ахтуба от ВЛ N 704	1983	1	1,010			1,010	100
84	Отпайка к ПС Водозабор от ВЛ N 704, 750	1981	2	1,620			1,620	31,42
85	N 320 (Райгород - Солодники)	1994	1	24,200			24,200	21,09
86	N 320 Заход на ПС Ушаковка	1994	2	5,700			5,700	21,09
87	N 721 (Солодники - Старица)	2009	1	55,240		1,71	53,53	51,24
88	Отпайка к ПС Вязовка от ВЛ N 721	2009	1	1,831		0,181	1,65	51,24
89	Отпайка к ПС Ступино от ВЛ N 721	1976	1	5,800			5,800	41,52
90	N 722 (Старица - Черный Яр)	2003	1	22,400			22,400	100
91	N 723 (Черный Яр - Никольская)	1965	1	51,000			51,000	51,38
92	Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 723	1974	1	4,720			4,720	81,58
93	Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 781	1979	1	4,700			4,700	46,27
94	Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ N 723	1979	1	1,230			1,230	23,41
95	Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ N 781	1988	1	1,100			1,100	71,05
96	Отпайка к ПС Никольская от ВЛ N 781	1979	1	38,100			38,100	44,75
97	Отпайка к ПС Соленое Займище от ВЛ N 723, 781	1986	2	6,200			6,200	26,88
98	N 780 (Черный Яр - Горная)	1980	2	1,800			1,800	43,46
99	N 781 (Черный Яр - Дальняя)	1979	1	26,000			26,000	35,77
100	Отпайка к ПС Ветлянка	1974	1	4,760			4,760	46,5
101	N 725 (Цаган-Аман - Енотаевка)	1970	1	49,870			49,870	56,71
102	N 727 (Енотаевка - Косика)	1976	1	42,950			42,950	39,41
103	N 728 (Косика - Ленино)	1976	1	16,740			16,740	34,19
104	N 729 (Ленино - Сероглазовка)	1981	1	17,070			17,070	49,47
105	N 730 (Сероглазовка - Нефтепровод)	1981	1	21,200			21,200	49,47
106	N 731 (Нефтепровод - Береговая)	1971	1	17,030			17,030	35,77
107	Отпайка от ВЛ N 728 к ПС Солнечная	1988	1	0,240			0,240	24,35
108	Отпайка 110 кВ на ПС Горбаневка от ВЛ N 701	1978	1	3,040			3,040	83,04
109	N 782 (Степная - Дальная)	1980	1	25,300			25,300	35,63
110	N 104	2011	1	1,909		1,009	0,900	16,64
	КЛ-110 кВ
111	N 102	2011	1	0,432				23,05
112	N 103а	2011	1	0,79				23,05
113	N 104	2011	1	0,432				23,05
114	КВЛ 110 кВ N 463 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кирикили N 1)	2013	1	1,048				14,39
115	КВЛ 110 кВ N 463, 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кирикили)	2013	2	0,033		0,066		14,39
116	КВЛ 110 кВ N 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кирикили N 2)	2013	1	1,0581				14,39
117	ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ - Капустин Яр - 1 (портал ПС Капустин Яр - опора N 1) (опора N 10 - портал ГТУ ТЭЦ) (опора N 1 - опора 10)	2013	1	1,208		0,988	0,220	19,83
118	ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ - Капустин Яр - 2 (портал ПС Капустин Яр - опора N 1/сущ.) (опора N 11 - портал ГТУ ТЭЦ) (опора N 1/существующая опора N 2) L=0,095 км (опора N 2 - опора N 11) L=1,077 км	2013	1	1,255		0,8785	0,3765	19,83
119	ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ - Советская (опора N 1/существующая опора N 10) (опора N 10 - портал ГТУ ТЭЦ)	2013	1	1,167		0,908	0,259	19,83
	ВЛ-35 кВ
120	Кировская 1,2 с отпайкой (ГРЭС - Кировская - ЖБК)	1963	2	2,51		2,405	0,105	100
121	Бирюковка (Евпраксино - Бирюковка)	1981	1	15,36		0,307	15,053	31,42
122	НС-4 с отпайкой (Епраксино - НС-4 Яблонька)	1974	1	15,9		0,620	15,28	43,87
123	Стекловолокно 1,2 с отпайкой (ГРЭС - Стекловолокно - Прогресс)	1963	2	3,17		2,591	0,579	100
124	Бударино (Лиман - Бударино)	1982	1	21,21		0,34	20,87	29,06
125	Травино (Увары - Травино)	1972	1	7,900		0,600	7,300	49,47
126	Тутинка (Увары - Тутинка)	1990	1	11,300		1,080	10,220	30,19
127	НС-5 (Раздор - НС-5)	1978	1	10,140		0,360	9,780	35,77
128	Калиновка (Коммунар - Травино)	1970	1	18,400		3,100	15,300	52,84
129	Началово 2 (ЦРП - Началово)	1958	1	6,21			6,21	46,50
			2	7,52		0,850	6,670
130	Отпайка Интернациональная от Нефтебаза 1, 2	1957	2	1,210		1,210		30,45
131	Киреты (Камышово - Киреты)	1982	1	18,070		0,160	17,910	30,79
132	Лесная (Трусовская - Лесная)	1957	1	6,210		3,720	2,490	100
			2	4,260		2,560	1,700
133	Караванная (Яндыки - Караванная)	1982	1	26,020		2,580	23,440	30,19
134	Линейная (Баррикадная - Прикаспийская)	1971	1	38,090		1,090	37,00	61,18
135	Николаевка 2 (Баррикадная - Николаевка)	1985	1	34,850		0,150	34,700	27,51
136	Черноземельский тракт (Лиман - Черноземельский тракт) с отпайкой на ПС Караванная	1979	1	35,910		0,718	35,192	34,57
137	Началово 1 (Кировская - Началово)	1958	1	6,590	1,920	0,870	3,800	100
			2	0,830		0,096	0,734
138	Центральная 1, 2 с отпайками (ГРЭС - Трикотажная - Царевская)	1989	2	7,620		1,814	5,806	54,45
139	Отпайка на ПС Трикотажная (Городская - Центральная - Царевская)	1989	2	0,480		0,480		46,55
140	Царевская 1,2 с отпайкой (ГРЭС - ЦРП - Царевская)	1989	2	5,940		4,000	1,940	53,45
141	Отпайка на ПС ЦРП (Городская - Центральная - Царевская)	1989	2	2,225		0,580	1,645	46,55
142	Тишково (Евпраксино - Тишково)	1970	1	43,700		1,460	42,240	53,45
143	Марфино (Володаровка - Марфино)	1975	1	25,300		1,360	23,940	41,70
144	Мултаново (Марфино - Мултаново)	1975	1	10,300		0,440	9,860	41,70
145	Тумак (Володаровка - Тумак)	1974	1	22,600		0,290	22,310	44,08
146	Зеленга (Тумак - Зеленга)	1974	1	15,530		0,870	14,660	44,08
147	Отпайка Новинка от ВЛ Тумак	1989	1	0,710			0,710	44,08
148	Присельская (Сасыколи - Присельская)	1975	1	19,650		0,320	19,330	41,89
149	Послеспадовая (Сасыколи - Послеспадовая)	1985	1	0,340			0,340	27,19
			2	4,930		1,220	3,710
150	Гремучая (Тамбовка - Гремучая)	1979	2	17,900		4,100	13,800	34,32
151	ХВТ (Сасыколи - ХВТ)	1978	1	19,070		0,930	18,140	35,91
			2	4,930		1,220	3,710
152	Михайловка (Сасыколи - Михайловка)	1983	1	25,300		0,350	24,950	25,34
153	Бассоль (Владимировка - Бассоль)	1965	1	4,540	4,540			100
154	Горбаневка (Капустин Яр - Горбаневка)	1965	1	9,800	9,800			100
155	Садовая (Горбаневка - Садовая)	1979	1	19,800			19,800	35,23
156	Грачевская (Ватажная - Грачевская)	1980	1	6,400			6,400	35,77
157	Песчаная (Грачевская - Песчаная)	1980	1	19,120			19,120	33,09
158	Пришибинская	1979	1	12,270			12,270	35,63
159	Ильинка - 1,2	2005	2	4,000		0,800	3,200	6,67
	КЛ-35 кВ:
160	Спуск 35 кВ на ПС 35/6 кВ Временная	2008	1	0,090				36,25

Износ основных производственных фондов составляет:

- по подстанционному оборудованию - 83%,

в том числе: ПС 110 кВ - 82%; ПС 35 кВ - 93%; ТП 6 - 10 кВ - 82%;

- по ВЛ 35 - 110 кВ - 78%;

- по ВЛ 0,4 - 10 кВ - 83%;

- по КЛ 0,4 - 10 кВ - 67%.

В энергосистеме имеются также подстанции 35 - 110 кВ других владельцев (потребительские).

4. Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области

 /----------------------\           /-------------------------\

 | Республика Калмыкия  |------\   |  Волгоградская область  |

 \----------------------/       |   \-------------------------/

                                |               

 /----------------------\       |   /-------------------------\

 | Республика Казахстан |       \---|      Энергосистема      |

 \----------------------/----------|  Астраханской области   |

                                    \-------------------------/

Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области с другими энергосистемами:

с энергосистемой Волгоградской области:

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1;

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2;

- ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр N 1;

- ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2;

- ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ N 297), разомкнутая в нормальном режиме;

- ВЛ 110 кВ Солодники - Райгород-2 с отпайкой на Ушаковка (ВЛ 110 кВ N 320), разомкнутая в нормальном режиме;

с энергосистемой Республики Калмыкия:

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

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

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

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

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

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

- ВЛ 110 кВ Дальняя - Ковыльная (ВЛ 110 кВ 783);

- ВЛ 110 кВ Большой Царын-1 - Солодники с отпайками (ВЛ 110 кВ Красносельская) (разомкнутая в нормальном режиме);

с энергосистемами Республики Казахстан:

- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ N 756);

- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук (ВЛ N 757);

- ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (ВЛ N 441);

- ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ (ВЛ N 443).

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

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

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

5.1. Система теплоснабжения Южного филиала ООО "Газпром энерго"

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

Отпуск тепловой энергии потребителям осуществляется от разных источников. Отпуск тепловой энергии в паре и горячей воде для нужд ГПЗ ООО "Газпром добыча Астрахань" осуществляется с коллекторов пусковой котельной.

Тепловая энергия для организаций Аксарайского промузла кроме ГПЗ осуществляется с коллекторов Узловой котельной.

Структура отпуска тепловой энергии (по параметрам пара) от котельных Южного филиала ООО "Газпром энерго" за 2015 год

N п/п	Наименование источника	Отпуск тепловой энергии в 2015 году, тыс. Гкал	Параметры пара/вид топлива, кГс/см
	Пусковая котельная
	Паровые котлы пусковой котельной	1342,495	36 - 39 (380 - 420 °С) 4,5 - 5,06 (160 - 200 °С)
	Узловая котельная пар не отпускает

5.2. Основные характеристики теплосетевого хозяйства

ООО "Лукойл-ТТК" филиала в г. Астрахани Теплоснабжение осуществляется от шести крупных источников тепловой энергии - ТЭЦ-2, котельных "Городская", "Центральная", "Покровская", N 1, малых отопительных котельных, находящихся на балансе ООО "Лукойл - Астраханьэнерго" и котельной Т-15, принадлежащей МУП г. Астрахани "Коммунэнерго".

На балансе ООО "Лукойл-ТТК" филиала в г. Астрахани находятся водяные тепловые сети общей протяженность 482,1 км (223 км трассы) в однотрубном исчислении, условным диаметром от 32 до 1000 мм, из них надземного исполнения 332,8 км (151,9 км трассы), канального - 115,5 км (55,0 км трассы), бесканального - 33,8 км (16,0 км трассы). Сети построены в период с 1960 по 2011 год. Нуждаются в замене 402,4 км (186,3 км трассы), из них ветхих - 213,9 км (99 км трассы).

Суммарная установленная мощность источников теплоснабжения в горячей воде, от которых осуществляется теплоснабжение тепловых сетей филиала, составляет:

Всего - 1782,23 Гкал/ч;

В том числе мощность:

до 3 Гкал/ч - 8,11 Гкал/ч (котельные N 2, 3, 5, 17, 21, 22,);

от 3 до 20 Гкал/ч - 67,11 Гкал/ч (котельные N 6, 9, 10, 12, 15, 16, 36, 51, 52, 53);

от 20 до 100 Гкал/ч - 174,57 Гкал/ч (ГРЭС - ПГУ-110, котельные N 1, "Покровская");

свыше 100 Гкал/ч - 1525,70 Гкал/ч (ТЭЦ-2, ПГУ-235, котельные "Центральная", "Городская");

Число теплоисточников:

Всего - 23;

В том числе мощностью:

до 3 Гкал/ч - 6;

от 3 до 20 Гкал/ч - 10;

от 20 до 100 Гкал/ч - 3;

свыше 100 Гкал/ч - 4.

Отпуск тепловой энергии от теплоисточников осуществляется в горячей воде.

На теплоисточниках ТЭЦ-2, котельных "Покровская", "Центральная", "Городская", N 1, 3, 5, 6, 9, 12, 15, 16, 21, 22, 36, 47, 51, 52, 53 установлены коммерческие узлы учета тепловой энергии и теплоносителя.

Существующие мощности котельных "Центральная", "Покровская", "Городская", N 1, 5, 9, 15, 16, 17, 36, 51, 52 в основном превышают величину максимальной присоединенной к тепловой сети нагрузки.

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

Система теплоснабжения:

- на котельных "Центральная", N 2, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 16, 22, 36, 51, 52, 53, - закрытая;

- на теплоисточниках ТЭЦ-2, ГРЭС - ПГУ-110, котельных "Покровская", "Городская", N 1, 6, 15, 17, 21 - открытая.

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

5.3 Динамика потребления тепловой энергии от электростанций и котельных г. Астрахани за 2011 - 2015 годы

ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"	2011	2012	2013	2014	2015
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	2185	2154	1949	2101	1966
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	107	-31	-205	152	-135
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	0	-6,4
Астраханская ТЭЦ-2
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	1412	1580	1423	1518	1426
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	182	168	-157	95	-92
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0		0	-6,1
Астраханская ГРЭС
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	219	0	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-138	-219	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0	-1	0	0	0
Астраханская ПГУ-235
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал			61	231	229
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал			61	170	-2
Среднегодовые темпы прироста, %			0	0	-0,9
Котельная "Центральная"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	231	252	175	22	4
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	24	21	-77	-153	-18
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	0	-81,8
Малые котельные
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	317	322	308	331	307
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	34	4	-14	+23	-24
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	+7,5	-7,3
Астраханская ПГУ-110
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	5,4	0.0	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	0,0	-5.4	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0,0	-1.0	0	0	0

Динамика потребления тепловой энергии по Астраханской области за 2011 - 2015 годы

Показатели	2011	2012	2013	2014	2015
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	12260,89	11946,8	11481,42	11511,54	11293,09
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	385,68	-314,09	-465,38	30,12	-218,45
Среднегодовые темпы прироста, %	3,1	-2,6	-3,9	0,26	-1,9

5.4. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных генерирующих компаний Астраханской области за 2015 год по ООО "Лукойл-ТТК" филиалу в г. Астрахани

N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1655,457
1	Астраханская ТЭЦ-2	1425,984	газ
2	Астраханская ПГУ-235	229,473	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:		311,024	газ
3	Центральная	3,676	газ
4	Городская	108,194	газ
5	Покровская	15,425	газ
6	N 1	50,495	газ
7	N 2	3,463	газ
8	N 3	1,395	мазут
9	N 5	0,618	дизель
10	N 6	18,089	газ
11	N 7	0,804	газ
12	N 9	5,185	газ
13	N 10	22,644	газ
14	N 12	3,780	газ
15	N 13	0,310	электроэнергия
16	N 15	7,662	газ
17	N 16	11,931	газ
18	N 17	1,273	газ
19	N 21	3,866	газ
20	N 22	3,061	газ
21	N 28	1,294	газ
22	N 36	1,899	мазут
23	N 47	0,132	газ
24	N 48	0,145	газ
25	N 51	15,149	газ
26	N 52	5,257	газ
27	N 53	25,279	газ
Итого		1966,481

5.5. Отпуск тепловой энергии теплоисточниками г. Астрахани

(тыс. Гкал)

Наименование	2011	2012	2013	2014	2015
Отпуск тепловой энергии электростанциями:
Астраханская ТЭЦ-2	1412	1580	1423	1518	1426
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	224	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-235	-	-	61	231	229
Котельные ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"	548	574	465,9	352,5	311,0
Всего	2184	2154	1949,9	2101,5	1966,0

5.6. Динамика потребления тепловой энергии в 2011 - 2015 годах (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго")

Показатели	2011	2012	2013	2014	2015
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка
котельными	321020	358970	319664	347544	312671
- полезный отпуск:
котельными	305371	296801	291361	303044	297202
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,505	0,416	0,322	0,417	0,383
- газ (млн куб. м)	47,866	49,241	44,219	48,092	43,231
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):	305371	296801	291361	303044	297202
промышленность	30099	27509	23186	25171	22730
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	222091	218049	223245	226921	227343
коммунально-бытовой сектор	53181	51243	44930	50952	47129

5.7. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от котельных МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" за 2015 год

N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в т.ч.:		293,245
1	котельная N Т-1	128,493	горячая вода, природный газ
2	котельная N Т-2	32,541	горячая вода, природный газ
3	котельная N Т-3	5,066	горячая вода, природный газ
4	котельная N Т-4	21,860	горячая вода, природный газ
5	котельная N Т-6	51,502	горячая вода, природный газ
6	котельная N Т-8	5,509	горячая вода, природный газ
7	котельная N Т-9	4,449	горячая вода, природный газ
8	котельная N Т-10	3,595	горячая вода, природный газ
9	котельная N Т-11	1,576	горячая вода, природный газ
10	котельная N Т-12	0,573	горячая вода, природный газ
11	котельная N Т-13	0,312	горячая вода, природный газ
12	котельная N Т-14	0,84	горячая вода, природный газ
13	котельная N Т-15	1,826	горячая вода, природный газ
14	котельная N Т-16	1,061	горячая вода, природный газ
15	котельная N Т-17	1,824	горячая вода, природный газ
16	котельная N Т-18	0,104	горячая вода, природный газ
17	котельная N Т-19	0,38	горячая вода, природный газ
18	котельная N Т-20	2,774	горячая вода, природный газ
19	котельная N Т-21	3,147	горячая вода, природный газ
20	котельная N Т-22	0,224	горячая вода, природный газ
21	котельная N Т-23	5,505	горячая вода, природный газ
22	котельная N Т-24	0,365	горячая вода, природный газ
23	котельная N Т-25	0,726	горячая вода, природный газ
24	котельная N Т-26	0,458	горячая вода, мазут топочный
25	котельная N Т-41	1,552	горячая вода, мазут топочный
26	котельная N Т-43	0,981	горячая вода, мазут топочный
27	котельная N Т-44	16,002	горячая вода, природный газ

5.8. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных ООО "Лукойл - Астраханьэнерго" за 2015 год

N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1655,457
1	Астраханская ТЭЦ-2	1425,984	газ
2	Астраханская ПГУ-235	229,473	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:		311,024	газ
3	Центральная	3,676	газ
4	Городская	108,194	газ
5	Покровская	15,425	газ
6	N 1	50,495	газ
7	N 2	3,463	газ
8	N 3	1,395	мазут
9	N 5	0,618	дизель
10	N 6	18,089	газ
11	N 7	0,804	газ
12	N 9	5,185	газ
13	N 10	22,644	газ
14	N 12	3,780	газ
15	N 13	0,310	электроэнергия
16	N 15	7,662	газ
17	N 16	11,931	газ
18	N 17	1,273	газ
19	N 21	3,866	газ
20	N 22	3,061	газ
21	N 28	1,294	газ
22	N 36	1,899	мазут
23	N 47	0,132	газ
24	N 48	0,145	газ
25	N 51	15,149	газ
26	N 52	5,257	газ
27	N 53	25,279	газ
Итого		1966,481

5.9. Динамика потребления тепловой энергии по муниципальным образованиям за 2011 - 2015 годы

Наименование	2011	2012	2013	2014	2015
МО "ЗАТО Знаменск Астраханской области"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	173,59	166,8	166,7	162,7	156,2
Источники тепловой энергии, всего	5	5	5	5	5
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	5	5	5	5	5
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	5	5	5	5	5
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Икрянинский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	48,751	45,414	40,791	42,384	43,750
Источники тепловой энергии, всего	-	38	38	38	38
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	-	38	38	38	38
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	-	38	38	38	38
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Черноярский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	54,419	49,367	49,986	47,609	41,217
Источники тепловой энергии, всего	20	20	20	20	20
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	20	20	20	20	20
энергокомпаний	-	-	-
муниципальные	19	19	19	19	19
прочие источники	1	1	1	1	1
МО "Приволжский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	12,7	15,00	16,27	10,63	17,52
Источники тепловой энергии, всего	34	35	42	43	43
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	-	-	42	43	43
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	34	35	42	43	43
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Лиманский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	20,4	22,6	35,27	34,64	31,20
Источники тепловой энергии, всего	28	28	28	31	31
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	28	28	28	31	31
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	3	3	3	31	31
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Красноярский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	37,51	30,88	30,54	30,54	29,83
Источники тепловой энергии, всего	36	34	34	33	33
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	1	1	1	1	1
котельные, всего, в том числе:	36	34	34	33	33
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	36	34	34	33	33
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Наримановский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	40,49	32,45	46,04	129,36	40,81
Источники тепловой энергии, всего	2	3	3	16	16
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	2	3	3	16	16
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	2	3	3	16	16
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Камызякский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	33,81	35,74	43,68	36,26	37,18
Источники тепловой энергии, всего	9	9	9	9	8
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	9	9	9	9	8
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	9	9	9	9	8
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Харабалинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	49,37	54,68	49,91	51,78	35,49
Источники тепловой энергии, всего	49,37	54,68	49,91	51,78	35,49
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	49,37	54,68	49,91	51,78	35,49
энергокомпаний	-	-	-	-
муниципальные	49,37	54,68	49,91	51,78	35,49
прочие источники		-	-	-	-
МО "Ахтубинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	159,211	161,332	165,96	157,29	147,27
Источники тепловой энергии, всего	12	12	12	12	11
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	12	12	12	12	11
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	12	12	12	12	11
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Енотаевский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	30,98	26,38	28,68	29,35	31,98
Источники тепловой энергии, всего	15	15	14	14	16
ТЭЦ, всего, в том числе:
энергокомпаний
блок-станций
котельные, всего, в том числе:	15	15	14	14	16
энергокомпаний
муниципальные	15	15	14	14	15
прочие источники
МО "Володарский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	30,80	30,40	30,40	23,90	23,85
Источники тепловой энергии, всего	27	27	27	33	33
ТЭЦ, всего, в т.ч.:
энергокомпаний
блок-станций
котельные, всего, в том числе:	26	26	26	33	33
энергокомпаний
муниципальные	26	26	26	33	33
прочие источники

5.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2015 год

N	Наименование потребителя, место расположения	Вид деятельности	Годовой объем теплопотребления, тыс. Гкал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Параметры пара	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	2	3	4	5	6	7
1	ГАУ АО "Спорткомплекс "Звездный", г. Астрахань, ул. Н. Островского, 147	культура	20 276,40	ТЭЦ-2	-	5,41
2	ГБОУ ВПО "Астраханский государственный медицинский университет" Министерства здравоохранения Российской Федерации, г. Астрахань, ул. Бакинская, 121	медицина/федеральный бюджет	12195,86	ТЭЦ-2	-	4,72
3	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	ЖКХ	51704,44	Котельная "Центральная"	-	21,43
4	ГБУ АО "Областная детская клиническая больница им. Н.Н. Силищевой", г. Астрахань, ул. Медиков, 6	медицина/бюджет Астраханской области	12053,08	ТЭЦ-2	-	5,12
5	ООО "НОА", г. Астрахань, ул. Куйбышева, 69	производство	19 219,25	ТЭЦ-2	-	5,16
6	ОАО "АстраханьПассажирТранс", г. Астрахань, ул. Энергетическая, 2	производство	3 254,44	Котельная "Центральная"	-	1,76
7	ОАО "Астраханский станкостроительный завод", г. Астрахань, ул. Латышева, 16а	производство	11 148,66	ТЭЦ-2	-	5,49
8	Автономное учреждение культуры Астраханской области "Астраханский государственный театр Оперы и Балета", г. Астрахань, ул. А. Барбюса, 16, литер 1	культура/бюджет Астраханской области	11 570,18	ТЭЦ-2	-	5,67
9	ОАО "Федеральная пассажирская компания", г. Астрахань, ул. 1-я Гаражная, 7	транспорт	8 302,28	ТЭЦ-2	-	3,61

5.11. Потребление топлива электростанциями и котельными за 2015 год

Показатели	Всего	в том числе
		газ	уголь	нефтетопливо (мазут)	прочее топливо (котельно-печное)
ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"
Всего годовой расход топлива, тыс. т.у.т.	1422,086	1419,893	-	1,082	1,111
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	1126,328	1125,315	-	0,011	1,002
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВт ч	281,204	347,423	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	295,758	294,578	-	1,071	0,109
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии	150,400	-	-	-	-
в том числе:
Астраханская ТЭЦ-2
Топливо всего, тыс. т.у.т.	713,278	713,263	-	0,015	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	502,211	502,200	-	0,011	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВт ч	331,909	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию тыс. т.у.т.	211,067	211,063	-	0,004	-
Удельный расход на тепловую энергию на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	148,015	-	-	-	-
Астраханская ПГУ-110
Топливо всего, тыс. т.у.т.	221,062	221,062	-	-	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	221,062	221,062	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВт ч	257,551	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	-	-	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	-	-	-	-	-
Астраханская ПГУ-235
Топливо всего, тыс. т.у.т.	435,838	434,836	-	-	1,002
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	403,056	402,054	-	-	1,002
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВт ч	246,673	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	32,782	32,782	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	142,9	-	-	-	-
Котельная "Центральная"
Топливо, тыс. т.у.т.	0,617	0,617	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	167,812	167,812	-	-	-
Малые котельные
Топливо, тыс. т.у.т.	51,293	50,117	-	1,067	0,109
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	166,889	-	-	-	-

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

Год	газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2011	230,733	100	-	-	-	-	-	-	230,733	100
2012	220,77	100	-	-	-	-	-	-	220,77	100
2013	209,484	100	-	-	-	-	-	-	209,484	100
2014	254,706	99,995	0,01228	0,005	-	-	-	-	254,719	100
2015	266,076	100	-	-	-	-	-	-	266,076	100

5.13. Единый топливно-энергетический баланс Астраханской области

N п/п	Наименование показателей	Единица измерения	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год
Суммарный объём внутреннего производства
1	Добыча газа	млн куб. м	12035,5	11834,6	10860,6	10282,4	12083,7
2	Добыча газового конденсата	тыс. тонн	4183,9	4092,5	3742,6	3520,7	3463,1
3	Добыча нефти	тыс. тонн	23,04	22,06	22,54	41,1	1719,9
4	Выработка автомобильных бензинов	тыс. тонн	841,5	895,9	988,6	1002,6	938,9
5	Выработка дизельного топлива	тыс. тонн	662,8	784,1	756,5	764,4	544
6	Выработка топочного мазута	тыс. тонн	295,2	347,3	351,4	329,6	332,2
7	Выработка сжиженного газа	тыс. тонн	323,6	341,7	300,1	296,9	291,4
8	Выработка товарного газа	млн куб. м	6425,7	6372,7	5784,8	5461,1	5530,5
9	Заготовка топливных дров	тыс. пл. куб. м	14,2	13,6	8,3	10,0	8,8
10	Электроэнергия	млн кВт час	2612,7	3023,2	3462,6	4209,1	4336,7
11	Тепловая энергия	тыс. Гкал	13723,72	13325,42	12528,09	12796,51	12388,1
Суммарный объём внутреннего потребления
1	Автомобильные бензины, всего	тыс. тонн	215,9	265,2	227,0	243,2	268,2
2	Дизельное топливо	тыс. тонн	62,0	65,5	76,7	77,8	80,2
				153,2 - с учетом ОАО "РЖД" - Росжелдорснаб Астраханского отдела	165,5 - с учетом Астраханского отделения Приволжской железной дороги филиала ОАО "РЖД"	167,9 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"	156,8 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"
3	Топочный мазут	тыс. тонн	22,6	21,2	13,1	13,9	13,0
4	Топливо печное	тыс. тонн	0,4	0,12	0,05	0	0
5	Керосин осветительный	тыс. тонн	0,013	0	0	0	0
6	Природный газ, всего, в том числе для бытовых нужд населения	млн куб. м	2018,2	2035,4	2011,9	2240,4	2215,1
			452,8	428,8	401,6	441,1	412,2
7	Сжиженный газ, всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	53,2	56,04	38,1	54,8	45,6
			3,6	2,99	2,97	3,1	2,8
8	Уголь, всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	7,8	9,8	13,1	13,5	12,9
			4,7	6,7	(с учетом Астраханского отделения Приволжской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" - 6,3)	(с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6,4)	(с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6,4)
					4,4	4,5	4,5
9	Дрова, всего, том числе для бытовых нужд населения	тыс. пл. куб. м	14,7	13,2	7,4	10,4	9,0
			13,8	12,4	7,0	9,0	8,4
10	Авиационное топливо	тыс. тонн	5,3	5,8	6,2	6,1	5,3
11	Электроэнергия	млн кВт час	4285,3	4321,4	4213,7	3954,8	4056,4
12	Тепловая энергия	тыс. Гкал	12260,89	11946,8	11481,42	12796,51	11293,1

6. Особенности функционирования и существующие проблемы электроэнергетики энергосистемы Астраханской области

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

Технологическое присоединение новых потребителей к ПС 110/6 кВ Восточная, ПС 110/10 кВ Кирикили, ПС 110/6 кВ Судостроительная, ПС 110/10 кВ Красный Яр, ПС 110/10 кВ Черный Яр-2, ПС 110/35/10 кВ Советская, ПС 110/10 кВ Вязовка, ПС 110/10-6 кВ Царевская, ПС 110/10-6 кВ Южная, ПС 35/10 кВ Тишково, ПС 35/6 кВ Началово, ПС 35/6 кВ Октябрьская, ПС 35/6 кВ Трусовская возможно только при условии увеличения их трансформаторной мощности по причине загрузки существующих трансформаторов, превышающей нормативные требования по результатам замеров в режимные дни с учетом величины максимальной присоединяемой мощности вновь присоединяемых потребителей в соответствии с заключенными договорами об осуществлении технологического присоединения (приложение N 1 к Программе), а также отсутствия возможности перевода нагрузки на другие источники питания.

6.2. Наличие "узких мест", связанных с недостатком пропускной способности электрических сетей 35 - 110 кВ для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов

В энергосистеме Астраханской области отсутствуют "узкие места", связанные с недостатком пропускной способности электрических сетей 35 - 110 кВ.

6.3. Наличие "узких мест", связанных с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения

В энергосистеме Астраханской области отсутствуют "узкие места", связанные с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения.

7. Основные направления развития электроэнергетики Астраханской области

За основу прогноза роста спроса на электроэнергию и мощность, основных вводов генерирующей мощности и электросетевых объектов 220 кВ приняты материалы проекта Схемы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 гг.

7.1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2016 - 2021 годы

Наименование показателя	Единицы измерения	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Потребление электроэнергии	млн кВт * ч	4421	4446	4459	4481	4494	4495
Среднегодовые темпы прироста	%	0,8	0,6	0,3	0,5	0,3	0,0
Максимальная мощность	МВт	786	791	793	793	793	795
Среднегодовые темпы прироста	%	3,7	0,6	0,3	0,0	0,0	0,3

8. Прогноз потребления тепловой энергии и топлива на период 2016 - 2021 годов

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

Наименование показателя	2016	2017	2018	2019	2020	2021
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка
котельными	340186	326059	340186	340186	340186	340186
- полезный отпуск:
котельными	303238	305966	305966	305966	305966	305966
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,334	0,324	0,324	0,324	0,324	0,324
- газ (млн куб. м)	48,415	49,429	49,429	49,429	49,429	49,429
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):	303238	305966	305966	305966	305966	305966
промышленность	24488	26678	26678	26678	26678	26678
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	226426	228759	228759	228759	228759	228759
коммунально-бытовой сектор	52324	50529	50529	50529	50529	50529

8.2. Прогноз потребления топлива электростанций и котельных энергосистемы Астраханской области

Подразделение	Вид топлива	Единица измерения	2016	2017	2018	2019	2020	2021
ОАО "ТЭЦ-Северная"	газ	тыс. т.у.т.	63,253	63,253	63,253	63,253	63,253	63,253
Знаменская ПГУ-ТЭЦ	газ	тыс. м	97800	97800	97800	97800	97800	97800
Астраханская ТЭЦ-2	газ	млн м	637,286	677,830	678,174	678,174	678,174	678,174
	мазут	тыс. тонн	0,030	0	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-110	газ	млн м	173,443	154,047	161,949	161,949	161,949	161,949
Астраханская ПГУ-235	газ	млн м	347,739	322,968	324,804	324,804	324,804	324,804
Котельные	газ	млн м	40,431	40,386	40,386	40,386	40,386	40,386
Всего по ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"	мазут	тыс. тонн	0,362	0,390	0,390	0,390	0,390	0,390
	котельное печное	тыс. тонн	0,097	0,057	0,057	0,057	0,057	0,057
	газ	млн м	1198,89	1195,23	1205,31	1205,31	1205,31	1205,31

8.3. Прогноз потребления топлива электростанций и котельных ООО "Лукойл - Астраханьэнерго" (млн т.у.т.)

ООО "Лукойл-Астрахань-энерго"	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2016	1,39432	99,95	0,00051	0,04			0,00014	0,01	1,394966	100
2017	1,39005	99,96	0,00055	0,04			0,00008	0,006	1,390684	100
2018	1,40177	99,955	0,00054	0,039			0,00083	0,006	1,402408	100
2019	1,40177	99,955	0,00054	0,039			0,00083	0,006	1,402408	100

Астраханская ТЭЦ-2	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2016	0,741164	100							0,741164	100
2017	0,788317	100							0,788317	100
2018	0,788716	100							0,788716	100
2019	0,788716	100							0,788716	100

ПГУ-110	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2016	0,201714	100							0,201714	100
2017	0,179157	100							0,179157	100
2018	0,188346	100							0,188346	100
2019	0,188346	100							0,188346	100

ПГУ-235	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2016	0,404417	100							0,404417	100
2017	0,375611	100							0,375611	100
2018	0,377747	100							0,377747	100
2019	0,377747	100							0,377747	100

Котельная "Центральная"	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2016	0,001524	100							0,001524	100
2017	0,001524	100							0,001524	100
2018	0,001524	100							0,001524	100
2019	0,001524	100							0,001524	100

Малые котельные	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2016	0,045497	100					0,000083	0,20	0,046046	100
2017	0,045445	100					0,000083	0,20	0,046075	100
2018	0,045445	100					0,000083	0,20	0,046075	100
2019	0,045445	100					0,000083	0,20	0,046075	100

8.4. Прогноз потребления топлива Астраханского участка Приволжской дирекции по тепловодоснабжению филиала ОАО "РЖД" (млн т.у.т.)

Год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.
2017	10,427	-	0,004	-	0,002	-	0,0005	-	10,434	-
2018	10,427	-	0,004	-	0,002	-	0,0005	-	10,434	-
2019	10,427	-	0,004	-	0,002	-	0,0005	-	10,434	-
2020	10,427	-	0,004	-	0,002	-	0,0005	-	10,434	-
2021	10,427	-	0,004	-	0,002	-	0,0005	-	10,434	-

8.5. Прогноз потребления топлива Южного филиала ООО "Газпром энерго" (млн т.у.т.)

Год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2017	353,65	100	-	-	-	-	-	-	353,65	100
2018	353,65	100	-	-	-	-	-	-	353,65	100
2019	353,65	100	-	-	-	-	-	-	353,65	100
2020	353,65	100	-	-	-	-	-	-	353,65	100
2021	353,65	100	-	-	-	-	-	-	353,65	100

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

Год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2017	55,805		0,460		-	-	-	-	56,265
2018	55,805		0,460		-	-	-	-	56,265
2019	55,805		0,460		-	-	-	-	56,265
2020	55,805		0,460		-	-	-	-	56,265
2021	55,805		0,460		-	-	-	-	56,265

8.7. Прогноз потребления тепловой энергии.

Прогноз теплопотребления по централизованной зоне теплоснабжения

Потребление тепловой энергии потребителями, Гкал
прогноз	ООО "Лукойл-ТТК" филиал в г. Астрахани	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	ОАО "ТЭЦ-Северная"	всего
2017	1517738,4	305966	108468	1932172,40
2018	1517738,4	305966	108468	1932172,40
2019	1517738,4	305966	108468	1932172,40
2020	1517738,4	305966	108468	1932172,40
2021	1517738,4	305966	108468	1932172,40
Итого	7588692	1529830	542340	9660862,0

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

N п/п	Наименование	2017	2018	2019	2020	2021
1	ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"	1978,068	1978,068	1978,068	1978,068	1978,068
1.1	Астраханская ТЭЦ-2	1468,413	1468,413	1468,413	1468,413	1468,413
1.2	Астраханская ГРЭС	-	-	-	-	-
1.3	Астраханская ПГУ-235	227,148	227,148	227,148	227,148	227,148
1.4	Котельные:	282,507	282,507	282,507	282,507	282,507
1.4.1	Котельная "Центральная"	9,017	9,017	9,017	9,017	9,017
1.4.2	Малые котельные	273,490	273,490	273,490	273,490	273,490
2	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	358,048	358,048	358,048	358,048	358,048
3	Южный филиал ООО "Газпром энерго"	1285	1285	1285	1285	1285
4	ОАО "ТЭЦ - Северная"	114,8	114,8	114,8	114,8	114,8
5	Астраханский участок Приволжской дирекции по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"	99,6	99,6	99,6	99,6	99,6
6	Муниципальные образования (всего)	789,9	789,9	789,9	789,9	789,9
	всего	5036,25	5036,25	5036,25	5036,25	5036,25

8.9. Прогноз развития теплового хозяйства Астраханской области. Описание развития схемы теплоснабжения г. Астрахани до 2021 года

В настоящее время тепловые мощности в области сконцентрированы на 390 отопительных котельных суммарной мощностью 2 412,2 Гкал/час и на трех электростанциях - Астраханской ПГУ-235, Астраханской ТЭЦ-2, ОАО "ТЭЦ-Северная".

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

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

Некоторые котельные г. Астрахани планируется закрыть с переводом снабжения теплом их потребителей на сети Астраханской ТЭЦ-2. Переход на централизованное теплоснабжение от Астраханской ТЭЦ-2 взамен квартальных котельных предусматривается отдельными планами мероприятий ООО "Лукойл - Астраханьэнерго".

Министерством жилищно-коммунального хозяйства Астраханской области на перспективу до 2022 года предусмотрено использование электроэнергии на электроотопление на следующих объектах:

- перевод на электроснабжение многоквартирных домов по ул. Молодежной и Мира с. Сасыколи Харабалинского района, стоимость строительства - 1,54 млн рублей;

- перевод на электроснабжение котельной школы, с. Вольное Харабалинского района, стоимость строительства - 2,37 млн рублей;

- перевод на электроснабжение котельной школы с. Михайловка Харабалинского района, стоимость строительства - 1,54 млн рублей.

Предусмотрена реализация следующих мероприятий: "Строительство котельной "Табола", г. Камызяк, Астраханская область" и "Строительство объединенной котельной микрорайона Южный в г. Камызяке Астраханской области" с целью ликвидации двух нерентабельных котельных "Чебурашка" и "Коммунар".

В 2015 году продолжилась реализация намеченных мероприятий по модернизации системы теплоснабжения г. Камызяка. Завершено строительство 4 блочных котельных для объектов социальной сферы Камызякского района (школ в селах Хмелевка, Парыгино, Затон, Лебяжье).

По состоянию на 01.01.2016 продолжена работа по разработке и актуализации схем теплоснабжения муниципальных образований.

Схемы теплоснабжения разрабатывают 24 муниципальных образования. В настоящее время утверждено 20 схем теплоснабжения населенных пунктов с численностью населения до 500 тыс. человек. Схема теплоснабжения г. Астрахани разработана и находится на утверждении в Министерстве энергетики Российской Федерации.

Министерством жилищно-коммунального хозяйства Астраханской области постоянно ведется активная работа с муниципальными образованиями, направленная на ускорение решения данного вопроса.

8.10. Перечень планируемых новых (реконструкция) источников теплоснабжения (ТЭЦ и крупных котельных) в Астраханской области

N п/п	Наименование мероприятий	2016	2017	2018	2019	2020	2021
1	Реконструкция котельной N 6 с увеличением тепловой мощности и закрытие котельной N 10		-
2	Реконструкция котельной N 3
3	Реконструкция котельной N 5
4	Реконструкция котельной N 36 с установкой блочной котельной	+
5	Реконструкция котельной N 47 с установкой блочной котельной	+
6	Реконструкция котельной N 48 с установкой блочной котельной	+
7	Реконструкция котельной N 28 с установкой блочной котельной		+
8	Реконструкция котельной N 12 по ул. Безжонова с монтажом блочной котельной, реконструкция тепловой сети от котельной N 12 к потребителям котельных N 9,52 и их закрытие		+
9	Реконструкция котельной N 16 с установкой блочной котельной	+
10	Котельная "Покровская". Установка горелочных устройств на два котла ДКВР4/13	+
11	ПГУ-44 МВт ЗАТО Знаменск	26 Гкал/час	26 Гкал/час	26 Гкал/час	26 Гкал/час	26 Гкал/час	26 Гкал/час
12	Строительство котельной "Табола" в г. Камызяке Астраханской области	3 МВт
13	Строительство объединенной котельной в микрорайоне "Южный" в г. Камызяке	15,6 МВт

8.11. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на 2017 - 2021 годы

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час	Протяженность, км	Обоснование необходимости строительства	Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)	Место расположения	Стоимость строительства (или удельные капиталовложения)
1.	Не планируется

8.12. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на 2017 - 2021 годы

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час	Протяженность, км	Обоснование необходимости строительства	Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)	Место расположения	Стоимость строительства (или удельные капиталовложения)
1	Западный-2 (участок N 3), г. Астрахань	до 2020	2,54	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
2	Жилые дома по ул. 3-й Керченской г. Астрахани	до 2020	1,474845	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
3	Жилые дома по ул. Молдавской г. Астрахани	до 2020	1,274845	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
4	Бывший профилакторий "Дельта", г. Астрахань, ул. Гомельская, 11	до 2020	0,5	по ПСД	ИП	котельная N Т-9	г. Астрахань	по ПСД
5	4-секционный жилой дом в мкрн Западный-2	до 2020	0,63874	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
	Итого:		6,428

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

9.1. Планируемые вводы электрических станций

N п/п	Наименование объекта	Вводимая мощность, МВт	Год ввода	Источник информации
1	Строительство Знаменской ПГУ-ТЭЦ (АО "ГК-4")	44	2016	Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго", утверждённые 21.08.2009, с изменениями от 17.01.2013, 17.01.2014, 22.09.2014 с заключённым договором технологического присоединения от 21.08.2009 N ГК/2-ТП. Письмо АО "ГК-4" от 09.02.2016 N ГК-46 и протокол совещания по вопросу ввода в работу Знаменской ПГУ-ТЭЦ от 11.02.2016
2	Строительство солнечной электростанции "Володаровка" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")	15	2017	Письмо ГК "Энергия солнца" ООО "МРЦ Энергохолдинг" от 15.04.2016 N 32-Т/2016. Согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы объект включён как СЭС "Резиновая" (ООО "МРЦ Энергохолдинг") со сроком ввода в 2016 году. Договор технологического присоединения от 03.06.2014 N 23105-14-00161013-5
3	Строительство солнечной электростанции "Заводская" (ООО "Комплекс Индустрия")	15	2017	Письмо ГК "Энергия солнца" ООО "КомплексИндустрия" от 15.04.2016 N 33-Т/2016. Согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы объект включён как СЭС "Володаровка" (ООО "МРЦ Энергохолдинг") со сроком ввода в 2016 году. Договор технологического присоединения от 03.06.2014 N 23110-14-00161107-5
4	Строительство солнечной электростанции "Промстройматериалы" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")	15	2017	Письмо ГК "Энергия солнца" ООО "МРЦ Энергохолдинг" от 15.04.2016 N 32-Т/2016. Согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы объект включён со сроком ввода в 2016 году
5	Строительство солнечной электростанции "Енотаевка" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")	15	2017	Письмо ГК "Энергия солнца" ООО "МРЦ Энергохолдинг" от 15.04.2016 N 32-Т/2016. Согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы объект включён со сроком ввода в 2016 году
6	Строительство солнечной электростанции "Казинка" (ООО "Комплекс Индустрия")	15	2017	Письмо ГК "Энергия солнца" ООО "КомплексИндустрия" от 15.04.2016 N 33-Т/2016. Согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы объект включён как СЭС "Заводская" (ООО "КомплексИндустрия") со сроком ввода в 2016 году
7	Строительство солнечной электростанции "Доброе" (ООО "Комплекс Индустрия")	15	2017	Письмо ГК "Энергия солнца" ООО "КомплексИндустрия" от 15.04.2016 N 33-Т/2016. Согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы объект включён как СЭС "Володаровка" (ООО "КомплексИндустрия") со сроком ввода в 2016 году
8	Строительство ветровой электростанции "Аксарайская" (ООО "Комплекс Индустрия")	15	2017	Письмо ГК "Энергия солнца" ООО "КомплексИндустрия" от 15.04.2016 N 33-Т/2016. Согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы объект включён со сроком ввода в 2016 году
9	Строительство ветровой электростанции "Фунтово" (ООО "Комплекс Индустрия")	15	2017	Письмо ГК "Энергия солнца" ООО "КомплексИндустрия" от 15.04.2016 N 33-Т/2016. Проект СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы
10	Строительство солнечной электростанции "Нива" (ООО "КомплексИндустрия")	15	2017	Письмо ГК "Энергия солнца" ООО "КомплексИндустрия" от 15.04.2016 N 33-Т/2016

9.2. Планируемые выводы из эксплуатации генерирующего оборудования в Астраханской энергосистеме

Вывод генерирующего оборудования из эксплуатации на период 2017 - 2021 годы не планируется.

10. Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности

10.1. Структура перспективного баланса электроэнергии по территории энергосистемы Астраханской области на 2016 - 2021 годы (млн кВт * ч)

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Потребность (потребление электрической энергии)	4421	4446	4459	4481	4494	4495
Покрытие (производство электрической энергии)	4118	3821,5	3807,75	3666,75	3630,75	3612,75
в том числе:
Теплоэлектростанции (ТЭС)	4118	3766	3558	3417	3381	3363
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ)	0	55,5	249,75	249,75	249,75	249,75
Сальдо перетоков электрической энергии	303	624,5	651,25	814,25	863,25	882,25

10.2. Структура перспективного баланса мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2016 - 2021 годы (МВт)

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Потребность (собственный максимум)	786	791	793	793	793	795
Покрытие (установленная мощность)	788	923	923	923	923	923
в том числе:
ТЭС	788	788	788	788	788	788
ВИЭ	0	135	135	135	135	135

10.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2016 - 2021 годы (МВт)

Астраханская энергосистема	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Установленная мощность, всего	788	923	923	923	923	923
Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380	380
Астраханская ГРЭС	121	121	121	121	121	121
Астраханская ПГУ-235	235	235	235	235	235	235
ГТУ-ТЭЦ в ЗАТО Знаменск	44	44	44	44	44	44
ТЭЦ-Северная	8	8	8	8	8	8
Объекты ВИЭ	0	135	135	135	135	135
Ввод мощности, всего	44	135	0	0	0	0
ГТУ-ТЭЦ в ЗАТО Знаменск	44	0	0	0	0	0
Объекты ВИЭ	0	135	0	0	0	0
Вывод мощности (демонтаж/перемаркировка), всего	0	0	0	0	0	0
Ограничения мощности, всего	0,023	135,0	135,0	135,0	135,0	135,0
Астраханская ПГУ-235	0,023	0,023	0,023	0,023	0,023	0,023
Объекты ВИЭ	0	135	135	135	135	135
Располагаемая мощность, всего	787,97	787,97	787,97	787,97	787,97	787,97
Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380	380
Астраханская ГРЭС	121	121	121	121	121	121
Астраханская ПГУ-235	234,97	234,97	234,97	234,97	234,97	234,97
ГТУ-ТЭЦ в ЗАТО Знаменск	44	44	44	44	44	44
ОАО "ТЭЦ-Северная"	8	8	8	8	8	8
Объекты ВИЭ	0	0	0	0	0	0
Нагрузка, всего	719	719	719	719	719	719
Астраханская ТЭЦ-2	323	323	323	323	323	323
Астраханская ГРЭС	118	118	118	118	118	118
Астраханская ПГУ-235	226	226	226	226	226	226
ГТУ-ТЭЦ в ЗАТО Знаменск	44	44	44	44	44	44
ТЭЦ-Северная	8	8	8	8	8	8
Объекты ВИЭ	0	0	0	0	0	0
Потребление мощности по территории энергосистемы Астраханской области	786	791	793	793	793	795
Прирост (%)	3,7	0,6	0,3	0,0	0,0	0,3
Сальдо перетоков	-67	-72	-74	-74	-74	-76

11. Предложения по развитию электроэнергетической системы Астраханской области

N п/п	Необходимые мероприятия по объектам электроэнергетики (с указанием технических характеристик)	Новое строительство/реконструкция/демонтаж	Необходимые сроки реализации	Ответственные исполнители (субъекты электроэнергетики)	Документы, обосновывающие необходимость включения	Обоснование необходимости реализации мероприятий и возможные риски в отсутствии их реализации
	Установка БСК на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Харабали (26 МВА)	Реконструкция	2016 (письмо регионального управления заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиала ФКП "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации" от 16.12.2015 N 3/9402)	МЭС Центра - ПАО "ФСК ЕЭС"	Мероприятие включено в утвержденную инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС" 2016 - 2020 годов на 2017 год	Мероприятие III этапа технических условий на технологическое присоединение N ТП-02.12.0035 энергопринимающих устройств (объекты межвидового полигона Южного военного округа) регионального управления заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиала ФКП "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации" к электрическим сетям ОАО "Оборонэнерго". Договор на технологическое присоединение от 11.12.2012 N 396-212. Риски: в период летнего максимума потребления при отключении ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704) или ВЛ 110 кВ Бузанская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419) в схеме ремонта АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали имеет место снижение напряжения ниже аварийно допустимого значения на ПС 110 кВ транзитов ПС 220 кВ Владимировка - ПС 220 кВ Харабали или ПС 220 кВ Харабали - ПС 110 кВ Бузанская

12. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 110 кВ и ниже на период до 2021 года

12.1. Планируемые вводы крупных потребителей

N п/п	Объект	Максимальная мощность, МВт	Год ввода	Источник информации	Точки присоединения
1	2	3	4	5	6
1	ПС 110 кВ А-НПС-5А (заявитель - ЗАО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р")	19,5	2016	Договор технологического присоединения от 21.04.2010 N 22-2010-22/ТП-М1	ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Нефтепровод, ответвление от ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели-2
2	Объекты межвидового полигона Южного военного округа (заявитель - региональное управление заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиала ФКП "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации")	9,36	2016	Договор технологического присоединения от 11.12.2012 N 396-2012	РУ-0,4 кВ БКТП 10/0,4 кВ (от ПС 110 кВ Ашулук и проектируемой ПС 110 кВ ММПС)
3	Аэродром "Приволжский" (заявитель - региональное управление заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиала ФКП "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации")	16	2016	Договор технологического присоединения от 01.07.2014 N 18-2014	РУ-10 кВ ПС 110 кВ Аэродромная (проектируемая)
4	Тепличный комплекс (заявитель - ООО "Новые вершины - Лиман")	5	2016	Договор технологического присоединения от 14.07.2008 N 22-2008-47/ТП-М1	ЗРУ-10 кВ ПС 220 кВ Лиман
5	Торгово-развлекательный комплекс "Астрапарк" (заявитель - ООО "Интеграл")	7,8	2016	Договор технологического присоединения от 26.05.2014 N 23101-2008-13-00147533-1	РУ-10 кВ ПС 110 кВ Южная
6	Завод по переработке сельскохозяйственной продукции (заявитель - ООО "Агропромышленный комплекс Астраханский")	6	2016	Договор технологического присоединения от 30.10.2015 N 30-1-15-00240547	Опора N 231 ВЛ 35 кВ Заволжская (от ПС 110 кВ Хошеутово)

12.2. Предложения по развитию сети 35 - 110 кВ

Наименование объекта	Характеристика объекта (МВА, км)	Год ввода	Обоснование выполнения мероприятий
1	2	3	4
Реконструкция ПС 110/6 кВ Восточная с заменой трансформаторов	225,0 МВА	2021	На ПС установлены трансформаторы 110/6 кВ мощностью 15 МВА и 16 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 14,4 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (2,35 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
Реконструкция ПС 35/6 кВ Началово с заменой трансформаторов	216,0 МВА	2020 - 2021	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 6,3 МВА и 7,5 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 7,6 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (9,4 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
Реконструкция ПС 35/6 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов	210,0 МВА	2021	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 36,3 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 11,1 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (2,73 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшихся в работе трансформаторов и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
Реконструкция ПС 110/10 кВ Кирикили с заменой трансформаторов	240,0 МВА	2019 - 2020	На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 216 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 19,7 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (5,34 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
Установка Т-3 на ПС 110/10-6 кВ Царевская	40,0 МВА	2022 - 2023*	На ПС установлены трансформаторы 110/10/6 кВ мощностью 240 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 34,4 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (27,7 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
Реконструкция ПС 110/10-6 кВ Южная с заменой трансформаторов	240,0 МВА	2022 - 2023*	На ПС установлены трансформаторы 110/10/6 кВ мощностью 225 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 15,0 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (13,21 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
ПС 110/10 кВ Красный Яр	216 МВА	2024 - 2025*	На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 210 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 11,2 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (4,31 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
ПС 110/35/10 кВ Советская	216 МВА	2026 - 2027*	На ПС установлены трансформаторы 110/35/10 кВ мощностью 26,3 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 7,3 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,01 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
ПС 110/10 кВ Вязовка	16,3 МВА	2026 - 2027*	На ПС установлен трансформатор 110/10 кВ мощностью 2,5 МВА. Максимальная загрузка трансформатора по результатам контрольных замеров составила 2,6 МВА. Для повышения надежности электроснабжения существующих и подключения новых потребителей (в соответствии с заключенными договорами - 0,44 МВт) необходима замена трансформатора мощностью 2,5 МВА на 6,3 МВА
ПС 110/10 кВ Черный Яр-2	216 МВА	2022 - 2023*	На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 26,3 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 8,9 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (1,29 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
ПС 35/10 кВ Тишково	14 МВА	2025 - 2026*	На ПС установлены трансформаторы 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА и 4 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 2,5 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,16 МВт) отключение трансформатора мощностью 4 МВА может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора мощностью 1,6 МВА и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Для повышения надежности электроснабжения существующих и подключения новых потребителей необходима замена трансформатора 1,6 МВА на 4 МВА
ПС 35/6 кВ Трусовская	225 МВА	2022 - 2024*	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 12,5 МВА и 20 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 18,8 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (4,48 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей
Строительство ПС 110/10-10 кВ Аэропортовская с ЛЭП-110 кВ	240,0 МВА, 27,0 км	2022 - 2024*	Технические условия от 15.06.2011 N 1 на технологическое присоединение к энергоустановкам ТЭЦ-2 ООО "Лукойл - Астраханьэнерго в целях перевода нагрузок с ПС 110 кВ Судостроительная и подключения новых потребителей (загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Судостроительная по итогам замеров режимного дня превышает нормативные требования, установлено 225 МВА, максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 27,5 МВА)
Реконструкция ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище (N 701)	26,6 км	2018 - 2019	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования от 30.09.2011
Реконструкция ВЛ 110 кВ Покровка - Пологое Займище (N 702)	19,03 км	2021	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования от 30.09.2011
Строительство ЛЭП 110 кВ от ВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайкой на ПС Стройиндустрия (N 121) и от ВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками (N 122) для электроснабжения проектируемой ПС 110/10 кВ Аэродромная	12,2 км	2016	Договор технологического присоединения (от 30.07.2014 N 33105-13-00145205-1)

* Сроки реконструкции будут уточнены по итогам принятия тарифно-балансовых решений.

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

Оценка плановых значений показателей надежности и качества оказываемых услуг филиала ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электроэнергии	0,15	0,1478	0,1478	0,1478	0,1478	0,1478
Показатель уровня качества обслуживания потребителей услуг территориальных сетевых организаций	1,0102	1,0102	1,0102	1,0102	1,0102	1,0102

12.3. Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ на период 2016 - 2021 годов

Астраханская энергосистема

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2016 - 2021 гг.

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

110 кВ

12,2

18,1

8,5

40

40

19,03

50

57,83

130

35 кВ

16

36

52

Схема энергосистемы Астраханской области с учетом перспективного развития до 2021 г. приведена в приложении N 4 к Программе.

13. Расчёты электроэнергетических режимов

В ходе разработки Программы выполнены расчеты перспективных электрических режимов на период 2017 - 2021 годов.

Схемы потокораспределения электрической сети на 2017 - 2021 годы (нормальный режим на летний и зимний максимум потребления) приведены в приложении N 2 к Программе.

Схемы потокораспределения электрической сети на 2017 и 2021 годы (ремонтно-аварийные режимы) приведены в приложении N 3 к Программе.

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

14. Предложения по развитию дополнительных генерирующих мощностей в Астраханской области

С целью увеличения установленной электрической мощности энергосистемы области и повышения надежности электроснабжения потребителей имеются намерения о строительстве следующих объектов генерации, помимо перечисленных в пункте 9.1 раздела 9, не вошедших в проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы.

14.1. ООО "Астраханская ТЭС" для ПАО "Газпром" намерено осуществить строительство Астраханской ПГУ-ТЭЦ на территории ООО "Газпром добыча Астрахань" установленной мощностью 140,19 МВт. Схема выдачи мощности Астраханской ПГУ-ТЭЦ согласована филиалом ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Юга. Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" согласованы филиалом ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Юга и утверждены ПАО "ФСК ЕЭС". Планируемый срок ввода электростанции, по информации заявителя, - 2018 год. Работа электростанции планируется в режиме когенерации.

Строительство собственной электростанции ПАО "Газпром" позволит повысить надежность электроснабжения Астраханского газоперерабатывающего завода.

Особенностью строительства ТЭЦ Астраханского газоперерабатывающего завода является целенаправленность современной ТЭЦ на электроснабжение конкретного электрического приемника.

14.2. Строительство ветровых электростанций.

Согласно письму ООО "СоВиТек Рус" от 25.03.2014 N 28 в IV квартале 2019 года планируется строительство ветровых электростанций:

- ВЭС "Тинаки" - 200 МВт;

- ВЭС "Промысловка" - 150 МВт.

14.3. Строительство солнечных электростанций для реализации электроэнергии на розничном рынке.

Согласно письму ГК "Энергия солнца" от 26.03.2015 N 20-Т/2015 планируется строительство солнечных электростанций малой мощности:

- от ПС 110/10 кВ Фунтово - 4,8 МВт;

- от ПС 110/35/10 кВ Володаровка - 4,8 МВт;

- от ПС 110/6 кВ Окрасочная - 4,8 МВт;

- от ПС 110/6 кВ Вододелитель - менее 4,8 МВт;

- от ПС 110/10-6 кВ Резиновая - 4,8 МВт;

- от ПС 110/10 кВ Промстройматериалы - 4,8 МВт;

- от ПС 110/10 кВ Заводская - менее 4,8 МВт;

- от КТП 10/0,4 кВ Котельная - менее 1,2 МВт.

Мощность солнечных электростанций для реализации электроэнергии на розничном рынке может составить величину около 34,8 МВт.

По итогам конкурса инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ, в отношении которых продажа электроэнергии (мощности) планируется на розничном рынке, победителем является ООО "СЭС "Наримановская" мощностью 244 кВт. Реализация данного инвестиционного проекта планируется с 2016 года.

Приложение N 1
к Программе

Центры питания

N	Наименование центра питания	Класс напряжения, кВ	Суммарная установленная мощность трансформаторов в том числе с разбивкой по трансформаторам				Суммарная полная мощность ЦП по результатам контрольных замеров максимума нагрузки	Профицит/дефицит мощности по результатам контрольных замеров максимума нагрузки	Мощность по заключенным договорам	Фактический резерв мощности
				Т-1	Т-2	Т-3
			МВА				МВА	МВА	МВт	МВт
1	2	3	4				5	6	7	8
1	ПС 110/6 кВ Восточная	110/6	31	16	15		14,4	1,35	2,35	-2,56
2	ПС 110/10 кВ Кирикили	110/10	32	16	16		19,7	-2,9	5,34	-8,03
3	ПС 110/6 кВ Судостроительная	110/6	50	25	25		27,5	-1,25	11,15	-12,31
4	ПС 110/10 кВ Красный Яр	110/10	20	10	10		11,2	-0,7	4,31	-4,96
5	ПС 35/10 кВ Тишково	35/10	5,6	1,6	4		2,5	-0,82	0,16	-0,92
6	ПС 110/35/10 кВ Советская	110/35/10	12,6	6,3	6,3		7,3	-0,685	0,01	-0,65
7	ПС 35/6 кВ Началово	35/6	13,8	6,3	7,5		7,6	-0,985	9,4	-10,31
8	ПС 35/6 кВ Трусовская	35/6	32,5	12,5	20		18,8	-5,675	4,48	-9,76
9	ПС 110/10 кВ Вязовка	110/10	2,5	2,5	0		2,6	-0,1	0,44	-0,53
10	ПС 110/10 кВ Черный Яр-2	110/10	12,6	6,3	6,3		8,9	-2,285	1,29	-3,42
11	ПС 110/10-6 кВ Царевская	110/10-6	80,0	40,0	40,0		34,4	7,6	27,7	-20,64
12	ПС 110/10-6 кВ Южная	110/10-6	50,0	25,0	25,0		15,0	10,0	13,21	-2,75
13	ПС 35/6 кВ Октябрьская	35/6	18,9	6,3	6,3	6,3	11,1	2,13	2,73	-0,75

Приложение N 2
к Программе

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2017 года. Нормальная схема. Лист 1

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2017 года. Нормальная схема. Лист 2 (продолжение)

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2017 года. Нормальная схема. Лист 1

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2017 года. Нормальная схема. Лист 2 (продолжение)

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2021 года. Нормальная схема. Лист 1

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2021 года. Нормальная схема. Лист 2 (продолжение)

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2021 года. Нормальная схема. Лист 1

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2021 года. Нормальная схема. Лист 2 (продолжение)

Приложение N 3
к Программе

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2017 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. По режиму включён БСК-110 кВ на ПС 220 кВ Харабали. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бузанская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2017 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. По режиму включён БСК-110 кВ на ПС 220 кВ Харабали. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2021 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. По режиму включён БСК-110 кВ на ПС 220 кВ Харабали. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бузанская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2021 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. По режиму включён БСК-110 кВ на ПС 220 кВ Харабали. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается