Распоряжение Губернатора Астраханской области от 28 апреля 2017 г. N 265-р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2018-2022 годы" (с изменениями и дополнениями) (утратило силу)

Информация об изменениях:

Наименование изменено. - Распоряжение Губернатора Астраханской области от 21 февраля 2018 г. N 114-р

См. предыдущую редакцию

Распоряжение Губернатора Астраханской области от 28 апреля 2017 г. N 265-р
"О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2018-2022 годы"

С изменениями и дополнениями от:

21 февраля 2018 г.

ГАРАНТ:

Текст документа приводится не полностью

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

Информация об изменениях:

Пункт 1 изменен. - Распоряжение Губернатора Астраханской области от 21 февраля 2018 г. N 114-р

См. предыдущую редакцию

1. Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2018-2022 годы.

ГАРАНТ:

Пункт 2 настоящего распоряжения вступает в силу с 1 января 2018 г.

2. Признать утратившим силу распоряжение Губернатора Астраханской области от 29.04.2016 N 268-р "О схеме и программе развития электроэнергетики Астраханской области на 2017-2021 годы".

3. Распоряжение вступает в силу со дня его подписания, за исключением пункта 2, вступающего в силу с 01.01.2018.

Губернатор Астраханской области

А.А. Жилкин

Информация об изменениях:

Схема и программа изменена. - Распоряжение Губернатора Астраханской области от 21 февраля 2018 г. N 114-р

См. предыдущую редакцию

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2018-2022 годы
(утв. распоряжением Губернатора Астраханской области от 28 апреля 2017 г. N 265-р)

С изменениями и дополнениями от:

21 февраля 2018 г.

1. Общие положения

Схема и программа развития электроэнергетики Астраханской области на 2018 - 2022 годы (далее - Программа) разработаны 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 2018-2022 годов.

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

Общая площадь региона составляет 52,9 тыс. кв. м.

По предварительной оценке численность постоянного населения Астраханской области на 1 января 2017 года составила 1019,3 тысячи человек, что на 0,3 тысячи человек больше, чем на 1 января 2016 года.

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.

В Российской Федерации соседями Астраханской области являются Волгоградская область и Калмыкия. Область включает 11 сельских районов, 442 села и поселка. Кроме областного центра в области 5 городов - Ахтубинск, Камызяк, Знаменск, Харабали и Нариманов.

Основным социально-экономическим достижением 2016 года стала реализация ряда важнейших программ и намеченных мероприятий, позволившая обеспечить рост значимых социально-экономических показателей.

Основной макроэкономический показатель - валовой региональный продукт (далее - ВРП) - по итогам 2016 года составил свыше 330 млрд рублей. По темпам роста регион опережает показатели валового внутреннего продукта России (далее - ВВП) (темп роста ВРП - свыше 102%; ВВП - 99,8%).

Инвестиционная активность хозяйствующих субъектов вот уже на протяжении ряда лет обеспечивает стабильность инвестиционного потока в экономику региона, превышающего стомиллиардный рубеж, - в 2016 году освоено порядка 117,0 млрд рублей. Подобная тенденция дает качественный задел для поддержания вектора устойчивого развития инвестиционной деятельности на территории региона в перспективе. Удельный вес инвестиций в ВРП составил 35,4%.

Финансовая ситуация на предприятиях создает предпосылки для дальнейшего развития. Прибыль прибыльных предприятий по итогам 2016 года оценивается на уровне 21134 млн руб. Наибольшие темпы роста прибыли прибыльных предприятий по итогам 2016 года отмечались в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды и в финансовой деятельности и составили 1,5 раза.

По итогам 2016 года доходы консолидированного бюджета Астраханской области сложились на уровне 38,9 млрд рублей.

Собственные налоговые и неналоговые доходы консолидированного бюджета мобилизованы в объеме 29,9 млн руб. Это на 4,6% меньше, чем в 2015 году. Снижение связано со снижением поступлений доходов от предприятий консолидированной группы налогоплательщиков.

Устойчивость экономики обеспечили два фактора: во-первых, это положительные темпы и инвестиционные проекты, реализованные в предыдущие годы; во-вторых, это адаптация предприятий основных отраслей к изменениям в экономике и возможность занять новые рыночные ниши.

В 2016 году были достигнуты значительные результаты в развитии промышленности. Несмотря на всеобщий спад мировой экономики, возникший на фоне снижения цен на нефть, в 2016 году сводный индекс промышленного производства по Астраханской области составил 109,8% по отношению к 2015 году. Регион сохранил тенденцию превышения индекса производства по сравнению с Российской Федерацией (101,1% по Российской Федерации).

По виду экономической деятельности "Добыча полезных ископаемых" индекс промышленного производства по итогам 2016 года составил 117,9%.

Прирост объемов производства по подвиду экономической деятельности "Добыча сырой нефти и природного газа, предоставление услуг в этих областях" составил 18,7%. Данные результаты достигнуты главным образом за счет ввода в эксплуатацию месторождения им. В. Филановского на шельфе Каспийского моря, а также продолжения реализации двух проектов по подключению дополнительных скважин к существующим мощностям и реконструкции промысловых объектов на ООО "Газпром добыча Астрахань".

Главным драйвером развития промышленности вот уже второй год подряд становится отрасль судостроения, в которой зафиксирован темп роста производства в размере 113,4% в 2016 году к уровню 2015 года. Региональные судостроители реализуют проекты по строительству судов и обновлению транспортного флота, в том числе круизного. Закладка круизного судна в 2016 году является началом восстановления российского круизного флота.

Обеспечена значительная положительная динамика в отраслях, которые традиционно не являлись источниками высокого роста. Рост промышленности смогли обеспечить проекты в отраслях текстильного производства, химической промышленности и производства обуви за счет модернизации производства. В частности, индекс промышленного производства по отраслям составил:

- по отрасли "производство кожи, изделий из кожи, производство обуви" - 121,8%. Увеличению объемов способствовал рост объемов производства обуви ООО ПКФ "Сардоникс" и ООО ПКФ "Дюна-АСТ";

- по отрасли "текстильное и швейное производство" - 113,7%;

- по отрасли "химическое производство" - 101,2%.

Значительных успехов удалось достичь в металлургической отрасли. Рост объемов производства в 2016 году здесь составил 126,5%. ООО "Балластные трубопроводы СВАП" продолжило производство продукции, используемой при строительстве нефтегазопроводов каспийских месторождений.

Энергетический комплекс Астраханской области также подстраивается под потребности экономики региона. Сейчас это сокращение издержек за счет модернизации, а в перспективе - запуск экологически безопасных возобновляемых источников энергии. Индекс промышленного производства по отрасли "производство и распределение электроэнергии, газа и воды" по итогам 2016 года составил 100,5%.

Пищевая отрасль не показала в 2016 году положительной динамики, однако ряд предприятий значительно увеличил объемы выпускаемой продукции за счет обновления производственной базы, технологий производства и выхода на новые рынки сбыта. Именно они сейчас являются предприятиями-локомотивами и вносят значительный вклад в экономику региона. В 2016 году этот список пополнил завод по производству томатной пасты в Харабалинском районе Астраханской области.

Свой вклад в результаты экономики внес и агропромышленный комплекс, демонстрирующий стабильные результаты на протяжении ряда лет. Объем производства валовой сельскохозяйственной продукции в 2016 году составил 39,4 млрд рублей, темп роста к уровню 2015 года - 101,3%.

Рост объемов производства отрасли растениеводства в 2016 году составил 100,5% к уровню 2015 года. В 2016 году произведено 1,46 млн тонн овоще-бахчевой продукции и картофеля, в том числе: овощей - 905,3 тыс. тонн, бахчевых - 242,7 тыс. тонн, картофеля - 315,3 тыс. тонн. Увеличились объемы производства томатов (128,4%) и свеклы столовой (150%) как за счет увеличения посевных площадей, так и за счет роста урожайности культур.

Значительный рост достигнут в аквакультуре - 113,5%. Объемы выращенной товарной рыбной продукции превысили показатели предыдущего года почти на 2,5 тыс. тонн и составили порядка 20 тыс. тонн.

Одним из базовых компонентов, обеспечивающих социально-экономическое развитие региона, является строительный комплекс. Объем работ, выполненных по виду деятельности "Строительство", за 2016 год составил 19,6 млрд рублей.

На протяжении ряда лет основным приоритетом в строительной сфере является стимулирование развития жилищного строительства, обеспечение граждан льготных категорий комфортным жильем и создание условий его доступности для всех категорий населения.

Несмотря на непростую экономическую ситуацию в 2016 году, в жилищном строительстве отмечена положительная динамика - на территории Астраханской области предприятиями всех форм собственности и индивидуальными застройщиками введено в эксплуатацию 593,7 тыс. кв. м или 103,2% к уровню 2015 года.

Одним из основных направлений повышения качества жизни населения Астраханской области является реализация программы газификации.

Газификация осуществляется в рамках совместной с ПАО "Газпром" инвестиционной программы развития газоснабжения и газификации Астраханской области до 2020 года.

В 2016 году введено в эксплуатацию 84,1 км газораспределительных сетей, в том числе газифицировано 6259 квартир и домовладений. Впервые газ подан в п. Кульпа Приволжского района.

Уровень газификации жилого фонда увеличился до 85,6% (на 0,6 п.п. в сравнении с 2015 годом), в том числе в сельской местности - до 75,4% (на 1,1 п.п.).

Все большее значение для экономики Астраханской области приобретает малый бизнес. По итогам 2016 года в структуре ВРП его доля превысила 40%. В целом за минувший год государственная финансовая поддержка оказана 300 субъектам малого и среднего предпринимательства Астраханской области на общую сумму более 370 млн руб.

Важным звеном в системе комплексной поддержки регионального бизнеса стало предоставление с сентября 2016 года соответствующих услуг на базе автономного учреждения Астраханской области "Многофункциональный центр предоставления государственных и муниципальных услуг" (далее - МФЦ). В 2016 году открыты бизнес-офис, бизнес-зона и 4 бизнес-окна в филиалах МФЦ по Ленинскому району, в Приволжском, Красноярском и Ахтубинском районах, а количество услуг, оказанных в рамках проекта "МФЦ для бизнеса", составило более 110 тыс.

Несмотря на ряд негативных общероссийских тенденций, необходимо отметить, что по итогам 2016 года большинство показателей, которые характеризуют динамику социального развития региона, сохранили положительную тенденцию.

Среднемесячная номинальная заработная плата в Астраханской области, по оценочным данным, сложилась в размере 26900 руб., что на 5,5% выше уровня 2015 года. Реальная заработная плата имеет устойчивый рост и в 2016 году составила 100,1%.

Денежные доходы на одного жителя в месяц в 2016 году, по оценочным данным, составят 24200,2 руб. (100,7% к уровню 2015 года).

Реальные денежные доходы по-прежнему снижаются и, по оценочным данным, составят 94,3% (в 2015 году - 93,8%). Основной долей расходов населения остаются расходы на покупку товаров (75,5%).

Розничный товарооборот в денежном выражении в 2016 году составил более 170777,3 тыс. руб., что в товарной массе на 7,8% меньше уровня 2015 года.

Оборот общественного питания по итогам 2016 года составил 8227,5 млн руб., что в сопоставимых ценах на 0,8% меньше, чем за 2015 год.

Региональный индекс потребительских цен имеет значение чуть ниже среднероссийского (Астраханская область - 106,26% к соответствующему периоду 2015 года (по Российской Федерации - 107,1%). С целью стабилизации ценовой ситуации Правительством Астраханской области в 2016 году реализован системный комплекс мероприятий.

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 (ПГУ - 110) (ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго");

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

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

- ТЭЦ-Северная (АО "ТЭЦ-Северная").

Общая установленная мощность тепловых электростанций Астраханской области на 01.01.2017 составляет:

- установленная электрическая мощность - 744 МВт;

- установленная тепловая мощность - 1159,2 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, шт.	Количество силовых трансформаторов, шт.	Установленная мощность, МВА
110 кВ	90	142	1794,2
35 кВ	46	62	367,5
6/10 кВ	ТП- 3625	3961	922,324
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	16449,8
КЛ	35 - 110	4,8
	0,4 - 10	1308,75

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" - 4206,3 млн кВт x час (98,7%);

- АО "ТЭЦ-Северная" - 54,4 млн кВт x час (1,3%);

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 (75,6% от общего объема потребления электрической энергии);

- АО "Межрегионэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Газпром добыча Астрахань" (20,5% от общего объема потребления электрической энергии);

- филиал "Южный" АО "Оборонэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребители: войсковые части Ахтубинского района (1,8% от общего объема потребления электрической энергии);

- ООО "Русэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребитель - ОАО "РЖД" (0,9% от общего объема потребления электрической энергии);

- ООО "Гарант энерго" - потребители: юридические лица (1,0% от общего объема потребления электрической энергии);

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

- ООО "МагнитЭнерго", потребителем которого является ЗАО "Тандер" (0,1% 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 2016 году зафиксирован 27.01.2016 в 9 час 00 мин при среднесуточной температуре наружного воздуха 14,0°С и составил 744 МВт.

Нагрузка станций в час максимума осенне-зимнего периода 2015-2016 года составила 637 МВт, в том числе:

Астраханская ТЭЦ-2 - 277 МВт;

Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110) - 121 МВт;

Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-1) - 117 МВт;

Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-2) - 116 МВт;

ТЭЦ-Северная - 6 МВт.

Принято из Волгоградской энергосистемы 148 МВт.

Передано в другие энергосистемы всего 41 МВт, в том числе:

АкжайыкЭнерго - 2 МВт;

Атырауэнерго - 6 МВт;

Калмэнерго - 33 МВт.

Потребление:

ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - 563 МВт;

АО "Межрегионэнергосбыт" - 103 МВт;

ООО "Русэнергосбыт" - 5 МВт;

АО "Оборонэнергосбыт" - 11 МВт;

ООО "Гарант Энерго" - 6 МВт;

ООО "Мосгорэнерго" - 0 МВт;

ООО "Магнитэнерго" - 0 МВт;

собственные нужды ООО "Лукойл-Астраханьэнерго" - 46 МВт.

Потери Единой национальной энергетической системы (ФСК, МСК)-10 МВт.

2.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области за 2012-2016 годы (МВт)

Показатель		2012	2013	2014	2015	2016
Электростанции	Установленная мощность всего	521	521	754	744	744
	Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380
	Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	117	117	117	117	121
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)			116	118	118
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)			117	117	117
	ТЭЦ-Северная	24	24	24	12	8
	Ограничения мощности всего	16	21	29	12	2
	Астраханская ТЭЦ-2	0	0	8	0	0
	Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	0	0	0	0	0
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)				0	0
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)				0	0
	ТЭЦ-Северная	16	21	21	12	2
	Располагаемая мощность всего	505	500	725	732	742
	Астраханская ТЭЦ-2	380	380	372	380	380
	Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	117	117	117	117	121
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)			116	118	118
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)			117	117	117
	ТЭЦ-Северная	8	3	3	0	6
	Нагрузка всего	390	494	619	722	637
	Астраханская ТЭЦ-2	265	375	267	381	277
	Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	117	116	121	118	121
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)			112	114	117
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)			116	109	116
	ТЭЦ-Северная	8	3	3	0	6
Потребление мощности	По территории энергосистемы, включая потери ЕНЭС (зимний максимум)	806	751	806	757	744
	рост, %	8,8	-6,8	7,3	-6,1	-1,7
Сальдо переток	По территории энергосистемы Астраханской области	416	257	187	35	107

2.4. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Астраханской области за 2012-2016 годы (млн кВт x час)

Показатель	Применение показателя	2012	2013	2014	2015	2016
Выработка	Всего по энергосистеме Астраханской области	3023,2	3462,6	4209,1	4336,7	4260,7
	Астраханская ТЭЦ-2	2142,8	1954,8	1723,4	1693,0	1588,1
	Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	858,3	860,4	833,2	892,6	871,7
	Астраханская ПГУ-235		636,1	1647,4	1706,9	1746,5
	ТЭЦ-Северная	22,2	11,3	5,1	44,2	54,4
Электропотребление	По территории энергосистемы Астраханской области	4321,6	4213,7	4376,5	4383,7	4396,4
	рост, %	0,84	-2,49	3,86	0,16	0,29

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

	2012	2013	2014	2015	2016
Зимний период	806	751	806	757	744
рост, %	8,8	-6,8	7,3	-6,1	-1,7
Летний период	667	607	646	691	699
рост, %	-0,9	-9,0	6,4	6,7	1,1

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

Показатель	2012	2013	2014	2015	2016
Электропотребление, млн кВт x час	827,233	785,827	766,490	797,467	816,737
рост, %	0,09	-5,01	-2,5	4,04	2,42
Собственный максимум потребляемой мощности, МВт	116	116	113	114	111
рост, %	-0,85	0,0	2,6	0,88	-2,63

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

N N п/п	Наименование предприятия	Вид деятельности	Факт
			2012	2013	2014	2015	2016
11.	ЗАО "Каспийский Трубопроводный Консорциум - Р"	Транспортирование по трубопроводам нефти	46,9	47,5	50,8	51,1	57,1
22.	МУП г. Астрахани "Астрводоканал"	Распределение воды	56,6	52,8	52,6	50,6	52,3
33.	ООО "Газпром бурение"	Разведочное бурение	4,8	6,6	5,7	7,7	4,6
44.	МКП г. Астрахани "Горсвет"	Предоставление прочих услуг	18,3	17,7	19,6	18,8	19,3
55.	АО "Астраханское Судостроительное Производственное Объединение"	Строительство судов	13	6,3	1,6	1,3	1,0
66.	ОАО "ССЗ "Красные Баррикады"	Строительство судов	9,3	10,0	8,2	6,1	6,0
77.	АО "Желдорреммаш"	Предоставление услуг по ремонту, техническому обслуживанию и переделке железнодорожных локомотивов, трамвайных и прочих моторных вагонов	12,1	11,8	11,4	8,0	0,1

2.8. Структура потребления электроэнергии энергосистемы Астраханской области в 2016 году

2.9. Потребление электрической энергии основными группами потребителей Астраханской области (млн кВт x час)

Наименование	2012	2013	2014	2015	2016
Промышленное производство	196,8	182,6	253,5	173,8	167,7
в том числе:
Добыча сырой нефти и природного газа; предоставление услуг в этих областях	35,6	35,2	37,3	38,4	40,1
Добыча прочих полезных ископаемых	19,4	17,5	19,2	18,6	14,9
Производство пищевых продуктов, включая напитки	30,9	26,5	26,6	26,7	29,1
Текстильное производство	1,2	1,2	1,2	1,3	1,1
Производство одежды; выделка и крашение меха	2,0	1,8	2,0	1,6	1,8
Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели	2,1	1,1	1,8	1,2	1,3
Химическое производство	1,2	0,7	0,7	0,7	0,7
Производство резиновых и пластмассовых изделий	9,7	9,8	10,3	9,7	10,4
Производство машин и оборудования	1,9	2,5	2,6	1,7	2,2
Производство судов, летательных и космических аппаратов и прочих транспортных средств	65,8	58,8	54,5	50,4	43,8
Строительство	62,6	69,7	60,3	46,4	51,4
Транспорт и связь	119,9	120,3	116,2	119,1	129,2
Сельское хозяйство	107,2	90,9	101,1	101,6	94,2
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	863,6	741,7	881,6	888,5	886,6

2.10. Структура генерирующего оборудования электростанций по состоянию на 01.01.2017

Наименование электростанций	Собственник	Установленная электрическая мощность, МВт	Тепловая мощность, Гкал/час
Астраханская ТЭЦ-2	ООО "Лукойл-Астраханьэнерго"	380	910
Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)		121	66
Астраханская ПГУ-235		235	131,8
ТЭЦ-Северная	АО "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, МВт	Год ввода	Срок службы, лет
					норма	факт
1	Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)
1.1		Турбины
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	6
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	6
		К-23	23	2011	40	6
1.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	6
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	6
		ТТК-25-2У3-П	25	2011	25	6
1.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2011	25	6
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2011	25	6
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2011	25	6
2	Астраханская ТЭЦ-2
2.1		Турбины
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	32
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	32
		Т-110/120-130-5	110	1988	25*	29
		Т-110/120-130-5	110	1991	25*	26
2.2		Генераторы
		ТВФ-120-2УЗ	120	1985	25	32
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1985	30	32
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1988	30	29
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1991	30	26
2.3		Трансформаторы
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25	32
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25	32
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1988	25	29
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1991	25	26
3	Астраханская ПГУ- 235
3.1		Турбины
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	4
		LM6000 PF DF Sprint	48,0	2013	12	4
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	4
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	4
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	4
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	4
3.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	4
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	4
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	4
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	4
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	4
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	4
3.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	4
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	4
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	4
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	4
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	4
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	4

2.10.2. Состав генерирующего оборудования АО "ТЭЦ-Северная"

Тип котлоагрегата	Стационарный номер	Производительность, т/ч	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Структура сжигаемого топлива	Давление максимальное, кгс/см2	Температура максимальная, оС	% износа
RIMMAX 8000	1	6,878	Завод по производству теплоэнергетического оборудования ООО "Теплостройпроект-С"	2012	Газ /дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	2	6,878		2012	Газ /дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	3	6,878		2012	Газ /дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	4	6,878		2012	Газ /дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	5	6,878		2012	Газ /дизельное топливо	6	115	20
RIMMAX 8000	6	6,878		2012	Газ /дизельное топливо	6	115	20

Газопоршневые установки

Тип	Стационарный номер	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение, В	Номинальная электрическая 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

АО "ТЭЦ-Северная"

Показатели работы	2012	2013	2014	2015	2016
Выработка электрической энергии, млн кВт x час	23,252	11,34	5,123	44,2	54,4
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал	92,967	98,033	107,417	103,141	98,746

ООО "Лукойл-Астраханьэнерго"

Выработка электрической энергии, млн кВт x час	ООО "Лукойл-Астраханьэнерго" всего	Астраханская ТЭЦ-2	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	Астраханская ПГУ-235
2012	3001,058	2142,767	858,290	0
2013	3451,266	1954,8	860,4	636,1
2014	4204,009	1723,386	833,204	1647,419
2015	4292,5	1693,0	892,6	1706,9
2016	4206,3	1588,1	871,7	1746,5

Прогноз выработки электроэнергии

млн кВт x час
Выработка электрической энергии по годам	Общество	Астраханская ТЭЦ-2	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	Астраханская ПГУ-235
2017	4209,347	1679,357	876,879	1653,111
2018	4197,984	1771,729	869,764	1556,491
2019	4294,040	1771,729	889,686	1632,625
2020	4266,632	1771,729	866,794	1628,109
2021	4284,055	1771,729	837,036	1675,290
2022	4318,806	1771,729	889,686	1657,391

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	86,4
	- напряжением 110 кВ	3	80,6
	- напряжением 6 кВ	2	5,8

Линии электропередачи

N	Наименование ЛЭП	Напряжение, кВ	Протяженность, км	% износа
1	ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 1	220	59,83	54
2	ВЛ 220 кВ Черный 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 Черный 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-Черный Яр N 2	220	14,81	80
18	ВЛ 220 кВ Черный 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 220 кВ в габаритах 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	ЦРП	1971	110/35/10	2	2 x 25,0	62,39
2	Восточная	1974	110/6	2	15,0 + 16,0	62,04
3	Южная	1983	110/10-6	2	2 x 25,0	52,60
4	Трикотажная	1974	110/35/6	2	2 x 40,0	64,22
5	Городская	1988	110/10-6	2	2 x 25,0	52,20
6	Судостроительная	1976	110/6	2	2 x 25,0	63,71
7	Первомайская	1983	110/35/6	2	2 x 16,0	50,44
8	Северная	1993	110/10-6	2	2 x 40,0	52,65
9	Кири-Кили	1985	110/10	2	2 x 16,0	51,14
10	Лесная	1965	110/35/6	2	15,0 + 25,0	70,50
11	Стройиндустрия	1969	110/35/10	2	2 x 16,0	70,30
12	Окрасочная	1974	110/6	2	2 x 10,0	68,24
13	Резиновая	1978	110/10-6	2	2 x 40,0	63,75
14	Лесная-Новая	1987	110/35/6	1	40,0	55,68
15	Вододелитель	1972	110/6	2	2 x 10,0	48,13
16	Джакуевка	1988	110/10	1	6,3	41,26
17	Промстройматериалы	1988	110/10	2	2 x 16,0	42,53
18	Икряное	1981	110/10	2	2 x 10,0	44,20
19	Маячное	1969	110/10	1	6,3	65,44
20	Трудфронт	1968	110/35/ 10	1	5,6	66,78
			110/10	1	6,3
21	Оранжерейная	1965	110/10	2	6,3 + 10,0	72,24
22	Мумра	1983	110/35/10	1	6,3	58,33
23	Житное	1993	110/10	1	6,3	35,74
24	Озерная	1998	110/10	2	2 x 6,3	69,23
25	Яндыки	1965	110/35 10	2	7,5 + 6,3	100
26	Оля	1967	110/10	2	2 x 6,3	100
27	Камышово	1989	110/35/10	1	6,3	100
28	Зензели	1990	110/35/10	2	2 x 6,3	25,25
29	Фунтово	1974	110/10	2	2 x 16,0	39,53
30	Евпраксино	1971	110/35/10	2	2 x 6,3	65,16
31	Водозабор	1989	110/6	2	2 x 2,5	62,07
32	ВОС	1989	110/6	2	2 x 6,3	66,00
33	Растопуловка	1996	110/10	1	16,0	43,02
34	Николо-Комаровка	1968	110/35/ 10	1	6,3	63,34
			110/10	1	6,3
35	Чапаевская	1973	110/35/6	1	6,3	57,06
36	Табола	1978	110/10	2	6,3 + 10,0	57,39
37	Чаганская	1985	110/10	2	2 x 6,3	44,93
38	Раздор	1981	110/35/10	2	2 x 10,0	45,17
39	Камызяк	1986	110/10	1	6,3	37,35
40	Увары	1987	110/10	1	16,0	43,78
41	Новинская	1986	110/10	2	2 x 6,3	51,07
42	Тузуклей	1992	110/35/10	1	10,0	43,21
43	Коммунар	1970	110/6	1	10,0	60,78
44	Красный Яр	1977	110/35/10	2	2 x 10,0	69,23
45	Дружба	1978	110/10	1	6,3	61,65
46	Урусовка	1973	110/10	1	6,3	52,61
47	Сеитовка	1979	110/10	2	2 x 6,3	57,25
48	Ахтубинская	1984	110/35/10	2	2 x 16,0	61,69
49	Аксарайская	1984	110/10	2	2 x 16,0	54,89
50	Володаровка	1968	110/35/10	2	2 x 16,0	53,74
51	Сасыколи	1976	110/35/10	1	16	61,64
52	Тамбовка	1980	110/35/10	1	10	58,19
53	Вольное	1976	110/10	2	2 x 6,3	53,62
54	Ашулук	1984	110/10	1	6,3	57,18
55	Хошеутово	1986	110/35/10	1	10,0	52,03
56	Удачное	1989	110/10	1	10,0	56,48
57	Кочевая	1983	110/6	1	10,0	53,99
58	Водозабор-1	1983	110/6	1	6,3	56,96
59	Ахтуба	1983	110/6	1	10,0	47,09
60	Рождественка	1969	110/10	2	2 x 6,3	61,75
61	Батаевка	1986	110/10	1	6,3	57,13
62	Джелга	1980	110/6	2	2 x 6,3	58,37
63	Пироговка	1972	110/10	2	6,3 + 10,0	60,30
64	Покровка	1974	110/6	2	2 x 10,0	53,75
65	Пологое Займище	1973	110/6	2	2 x 6,3	55,63
66	Советская	1983	110/35/10	2	2 x 6,3	69,36
67	Горбаневка-2	1983	110/35/10	2	10,0 + 6,3	47,43
68	Капустин Яр	1958	110/35/10	2	2 x 25,0	64,40
69	Старица	1963	110/10	1	2,5	75,68
70	Вязовка	1972	110/10	1	2,5	73,31
71	Степная	1980	110/6	1	6,3	75,00
72	Дальняя	1983	110/35/6	1	10,0	65,17
73	Ступино	1968	110/6	1	6,3	51,92
74	Соленое Займище	1988	110/10	1	6,3	60,06
75	Старица 2	1991	110/10	1	6,3	70,94
76	Солодники	1969	110/10	1	10,0	62,50
77	Черный Яр-2	1979	110/10	2	2 x 6,3	72,18
78	Горная	1981	110/6	1	16,0	56,33
79	Ушаковка	1971	110/6	2	2 x 10,0	81,33
80	Ватажная	1979	110/35/6	1	16,0	76,86
81	Ленино	1979	110/10	1	2,5	52,98
82	Ветлянка	1972	110/6	1	6,3	62,28
83	Косика	1972	110/10	1	10,0	53,44
84	Солнечная	1988	110/6	1	10,0	54,31
85	Береговая	1976	110/10	2	2,5 + 6,3	56,23
86	Енотаевка	1973	110/10	2	2 x 10,0	51,44
87	Никольская	1966	110/35/10	1	6,3	55,65
			110/10	1	6,3
88	Сероглазовка	1982	110/10	1	6,3	50,46
89	Царевская	2007	110/10/6	2	2 x 40,0	32,44
90	Юбилейная	2010	110/10	2	2 x 40,0	29,75
91	Кировская	1973	35/6	2	2 x 10,0	25,00
92	Стекловолокно	1967	35/6	2	2 x 15,0	54,04
93	Прогресс	1987	35/6	2	2 x 16,0	56,93
94	Кубанская	1980	35/6	1	2,5	49,39
95	ЖБК	1972	35/6	2	10,0 + 6,3	29,13
96	Котельная	1991	35/10	1	4,0	55,99
97	Царевская-2	1973	35/6	1	4,0	56,54
98	Временная	2008	35/6	1	10,0	31,25
99	Трусовская	1957	35/6	2	12,5 + 20,0	24,52
100	Октябрьская	1964	35/6	3	3 x 6,3	61,28
101	Интернациональная	1974	35/6	2	5,6 + 4,0	60,33
102	Нефтебаза	1977	35/6	2	2 x 6,3	65,67
103	Линейная	1970	35/10	1	4,0	74,01
104	Николаевка	1986	35/10	1	4,0	79,07
105	Прикаспийская	1980	110/35/10	1	6,3	78,99
106	Травино	1999	35/10	2	4,0 + 6,3	59,23
107	НС-5	1974	35/6	1	2,5	78,45
108	Калиновка	1971	35/10	1	4,0	74,99
109	Караванное	1987	35/10	2	2 x 4,0	71,47
110	Михайловка	1989	35/10	1	4,0	76,63
111	Бударино	1992	35/10	1	4,0	73,91
112	Бараний Бугор	1974	35/6	1	2,5	78,37
113	Бирюковка	1974	35/10	2	4,0 + 2,5	72,15
114	Началово	1962	35/6	1	6,3	56,28
			110/35/6	1	7,5
115	Киреты	1985	35/6	1	1,6	59,60
116	Тумак	1973	35/10	2	4,0 + 2,5	64,78
117	Марфино	1983	35/10	2	2,5 + 4,0	61,80
118	Мултаново	1978	35/10	1	4,0	65,28
119	Зеленга	1986	35/10	1	4,0	61,25
120	Тишково	1970	35/10	2	4,0 + 1,6	67,89
121	Новинка	1990	35/10	1	4,0	63,22
122	Яблонька	1973	35/6	1	4,0	61,20
123	Послеспадовая	1978	35/6	1	2,5	72,61
124	Гремучая	1981	35/6	1	2,5	76,71
125	Присельская	1978	35/10-6	2	2 x 6,3	78,76
126	ХВТ	1978	35/10-6	1	6,3	76,39
127	Михайловка-1	1987	35/6	1	4,0	74,21
128	Заволжская	1978	35/10	1	6,3	79,22
129	Грачевская	1980	35/6	1	10	76,99
130	Песчаная	1980	35/6	1	4,0	81,64
131	Капитанская	1987	35/10	1	4,0	79,69
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 т.ч. на опорах			% износа
				по трассе в км	деревянных	металлических	Железобетонных
	ВЛ 110 кВ в габаритах 220 кВ
1	N 453 (ТЭЦ-2-ГПП-1)	1983	1	62,800		13,180	49,620	28,62
2	N 456 (ТЭЦ-2 - Газовая)	1986	1	50,900		9,330	41,570	27,88
			2	11,300		4,200	7,100
3	Отпайка ПХ от ВЛ N 456	1986	1	0,100		0,100	0,000	27,88
			2	3,700		0,600	3,100
4	N 457 (Газовая-ГПП-1)	1986	1	1,810		0,560	1,250	29,82
5	N 133,134 участок ЦРП - Яксатово	2003	2	21,700		10,250	11,450	82,88
	ЛЭП 110 кВ
1	N 455 (ТЭЦ-2-Кири-Кили) с отпайкой ВЧ-отбор	1985	1	15,600		3,220	12,380	29,62
			2	6,760		3,480	3,280
2	N 454 (Кири-Кили - Газовая) с отпайками ПХ, ВЧ-отбор	1985	1	38,590		5,370	33,220	28,62
			2	18,610		4,590	14,020
3	N 417 (Аксарайская - Ахтубинская)	1978	1	10,750		0,670	10,080	36,27
			2	0,190		0,130	0,060
4	N 418 (Сеитовка - Аксарайская)	1978	1	10,770		1,800	8,970	37,39
			2	6,400		1,880	4,520
5	N 419 (Сеитовка - Бузанская)	1979	1	15,440		2,900	12,540	35,89
			2	6,210		1,960	4,250
6	N 420 (Бузанская - Урусовка)	1969	1	18,250		3,550	14,700	58,64
			2	0,450		0,450	0,000
7	Отпайка Растопуловка от ВЛ N 420	1998	1	15,230		1,680	13,550	21,56
8	Растопуловка (Растопуловка - Бузанская)	1985	1	10,000		1,530	8,470	24,47
			2	5,265		0,250	5,015
9	N 437 (Бузанская - Володаровка)	1975	1	44,960		1,510	43,450	41,32
			2	2,230		0,900	1,330
10	Отпайки Красный Яр, Дружба от ВЛ N 437	1975	1	13,960		2,570	11,390	39,93
			2	0,240		0,240	0,000
11	N 436 (Первомайская - Володаровка) с отпайкой Кири-Кили	1966	1	31,530		2,840	28,690	40,47
			2	3,600		0,830	2,770
12	Отпайки Красный Яр, Дружба от ВЛ N 436	1966	1	14,640		2,470	12,170	69,29
			2	0,240		0,240	0,000
13	N 461 (Кири-Кили - Водозабор) с отпайкой ВОС	1983	1	8,848		0,540	8,308	28,32
			2	6,950		1,900	5,050
14	N 462 (Кири-Кили - Водозабор) с отпайкой ВОС	1983	1	8,807		0,910	7,897	28,37
			2	6,737		2,140	4,597
15	N 458 (Кири-Кили - Тяговая-2)	1983	1	0,367		0,367	0,000	27,07
			2	11,993		3,523	8,470
16	N 459 (Кири-Кили - Тяговая-2)	1983	1	0,180		0,000	0,180	27,07
			2	12,190		4,300	7,890
17	N 409 (Удачное - Сасыколи)	1970	1	25,860		0,870	24,990	51,29
			2	16,350		1,590	14,760
18	N 410 (Сасыколи - Харабали)	1975	1	29,680		1,140	28,540	37,79
			2	16,350		1,590	14,760
19	N 411 (Харабали - Тамбовка)	1979	1	22,460		0,340	22,120	36,89
			2	7,760		1,100	6,660
20	N 412 (Тамбовка - Вольное)	1975	1	24,340		0,000	24,340	42,33
			2	12,690		2,240	10,450
21	N 413 (Вольное - Хошеутово)	1985	1	20,810		0,000	20,810	30,62
			2	7,050		1,800	5,250
22	N 414 (Хошеутово - Ахтубинская)	1973	1	23,990		1,330	22,660	45,91
			2	2,120		0,670	1,450
23	N 470 (Харабали - Ашулук)	1978	1	58,300		2,800	55,500	36,27
24	Отпайка Котельная от ВЛ Первомайская (110/35 кВ)	1978	1	0,600			0,600	36,27
25	Заволжская (Хошеутово - Заволжская) 110/35 кВ	1992	2	20,330		1,330	19,000	25,01
26	Городок-1 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ	1998	2	5,500		1,500	4,000	22,56
27	Городок-2 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ	1998	2	5,500		1,500	4,000	22,56
28	N 127,128 с отпайками (Оранжерейная - Яндыки - Лиман - Оля)	1960, 1965	2	53,860		7,785	46,075	82,88
29	N 125, 126 (Баррикадная - Оранжерейная)	1960, 1965	2	58,200		9,145	49,055	82,88
30	N 135 (ГРЭС - Первомайская)	1983	1	2,560		1,213	1,347	27,66
31	N 121 с отпайками (Рассвет - Стройиндустрия - АЗРО)	1961	1	21,840		3,718	18,122	100
32	Увары 1,2 (Камызяк - Увары)	1988	2	12,050		3,250	8,800	32,36
33	Отпайка Промстройматериалы	1988	2	1,200		0,686	0,514	28,32
34	N 129 (Окрасочная - Лесная)	1988	1	9,160		3,898	5,262	41,62
35	N 130 (Окрасочная - Баррикадная)	1979	1	17,590		1,099	16,491	27,452
36	N 133, 134 с отпайками (ЦРП - Баррикадная - Табола - Камызяк - Чаганская - Маячное - Труд - Фронт - Мумра - Житное)	1965, 1960, 1978, 1978, 1978, 1975, 1975, 1975, 1994	1	32,840		7,580	25,260	82,88
			2	95,110		14,877	80,233
37	N 151,152 с отпайками (ЦРП - Камызяк - Раздор - Евпраксино - Тузуклей - Фунтово)	1970	1	103,850		15,160	88,690	54,39
			2	13,800		3,665	10,135
38	N 137, 138 (Озерная - Камышово - Баррикадная)	1984	1	59,340		1,530	57,810	29,40
39	Зензели 1, 2 (Лиман - Зензели)	1990	1	49,080		3,780	45,300	25,20
40	Судостроительная 1,2 с отпайкой (ЦРП - Судостроительная - Южная)	1986	2	12,110		4,560	7,550	30,41
41	Городская 1, 2 (ТЭЦ-2-Городская)	1988	2	2,700		2,400	0,300	22,02
42	N 131, 132 (ГРЭС-ЦРП - Трикотажная)	1963	2	6,900		4,310	2,590	100
43	N 136 (Лиман - Камышово)	1980	1	32,840		0,227	32,613	34,52
44	N 171, 172 (ТЭЦ-2-ЦРП)	1984	2	1,687		1,054	0,633	29,40
45	N 123,124,170,173,466 (Рассвет - Бузанская-ТЭЦ-2-ЦРП - Астраханская ПГУ-235)	1970	2	58,360		12,736	45,624	54,39
46	КВЛ 110 кВ N 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-ЦРП) опора 1 - опора 41	2013	1	7,343		4,048	3,295	9,75
47	КВЛ 110 кВ N 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-ЦРП) АПГУ-235 - опора 1	2013	1	0,451				9,75
48	КВЛ 110 кВ N 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская) опора 1-опора 41	2013	1	7,321		3,801	3,520	9,75
49	КВЛ 110 кВ N 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Бузанская) АПГУ-235 - опора 1	2013	1	0,491				9,75
50	Заводская 1, 2 с отпайками (Рассвет - Заводская - Джакуевка - Вододелитель)	1988	2	21,870		3,394	18,476	30,55
51	N 122 с отпайками (Рассвет - Лесная - Стройиндустрия-АЗРО)	1992	1	20,050		3,310	16,740	26,10
52	Раздор - Чапаево - Новинская (Камызяк - Новинская - Чапаевская)	1989	1	13,970		1,257	12,713	25,77
			2	25,350		5,090	20,260
53	N 101 (ТЭЦ-2 - Царевская) с отпайкой ПС Восточная	2008	1	6,880		4,148	2,732	22,93
54	N 102 (ПС Городская - ПС Юбилейная)	1992	2	1,645		1,645		24,23
55	N 103 (ПС Северная - ПС Юбилейная)	1992	1	0,300		0,300		24,23
			2	7,150		2,510	4,64
56	Восточная-1 с отпайкой Восточная (ПС Городская - ПС Царевская)	1989	2	6,27		2,382	3,888	28,68
57	N 104 (ПС Северная - ПС Царевская)	1989	2	6,70		2,510	4,190	24,23
58	Николаевка (110/35 кВ) (Октябрьская - Николаевка)	1997	1	17,890		1,460	16,430	21,91
59	Отпайка на ПС Прикаспийская от ВЛ Линейная	1969	1	24,470		2,050	22,420	56,29
60	Нефтебаза 1,2 (110/35 кВ) (Трусовская-Нефтебаза)	1979	2	14,490		4,170	10,320	36,45
61	Отпайка Октябрьская от ВЛ Нефтебаза 1,2 (110/35 кВ)	1957	2	1,200		0,685	0,515	100
62	N 119 с отпайками (Рассвет - Береговая - Вододелитель)	1971	1	41,800		3,321	38,479	46,53
63	N 742 (Капустин Яр - Советская)	1986	1	34,320			34,320	100
64	N 297 Колобовка - Капустин Яр	2010	1	9,53		1,53	8,0	97,31
65	N 741 (Владимировка - Советская)	1982	1	52,140			52,140	100
66	N 701 (Капустин Яр - Пологое Займище)	1958	1	26,600	26,60			100
67	N 702 (Пологое Займище - Покровка)	1958	1	18,870	18,87			100
68	N 703 (Владимировка - Покровка)	1958	1	9,100	9,10			100
69	N 740 (Владимировка - Баскунчак)	1991	1	12,570		5,420	7,150	24,38
			2	30,880			30,880
70	N 750 (Кочевая - Батаевка)	1981	1	23,630			23,630	32,74
71	N 704 (Владимировка - Джелга)	1963	1	9,170		5,420	3,750	100
72	N 755 (Джелга - Рождественка)	1988	1	16,420			16,420	27,20
73	N 705 (Джелга - Рождественка)	1963	1	22,220	16,69		5,530	100
74	Отпайка к ПС Батаевка от ВЛ N 705	1988	1	0,400			0,400	100
75	N 707 (Рождественка - Пироговка)	1971	1	43,100			43,100	37,53
76	N 409 Заход на ПС Удачное	1988	1	6,500			6,500	27,26
77	N 708 (Пироговка - Удачное)	1972	1	22,290			22,290	52,02
78	Отпайка к ПС Ахтуба от ВЛ N 704	1983	1	1,010			1,010	100
79	Отпайка к ПС Водозабор от ВЛ N 704, 750	1981	2	1,620			1,620	34,37
80	N 320 (Райгород - Солодники)	1994	1	24,200			24,200	24,37
81	N 320 Заход на ПС Ушаковка	1994	2	5,700			5,700	24,37
82	N 721 (Солодники - Старица)	2009	1	55,240		1,71	53,53	46,32
83	Отпайка к ПС Вязовка от ВЛ N 721	2009	1	1,831		0,181	1,65	46,32
84	Отпайка к ПС Ступино от ВЛ N 721	1976	1	5,800			5,800	41,16
85	N 722 (Старица - Черный Яр)	2003	1	22,400			22,400	100
86	N 723 (Черный Яр - Никольская)	1965	1	51,000			51,000	49,75
87	Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 723	1974	1	4,720			4,720	49,75
88	Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 781	1979	1	4,700			4,700	45,30
89	Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ N 723	1979	1	1,230			1,230	29,41
90	Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ N 781	1988	1	1,100			1,100	76,05
91	Отпайка к ПС Никольская от ВЛ N 781	1979	1	38,100			38,100	49,75
92	Отпайка к ПС Соленое Займище от ВЛ N 723, 781	1986	2	6,200			6,200	29,41
93	N 780 (Черный Яр - Горная)	1980	2	1,800			1,800	42,85
94	N 781 (Черный Яр - Дальняя)	1979	1	26,000			26,000	37,15
95	Отпайка к ПС Ветлянка от ВЛ N 724	1974	1	4,760			4,760	46,50
96	N 725 (Цаган-Аман - Енотаевка)	1970	1	49,870			49,870	55,39
97	N 727 (Енотаевка - Косика)	1976	1	42,950			42,950	45,32
98	N 728 (Косика - Ленино)	1976	1	16,740			16,740	34,78
99	N 729 (Ленино - Сероглазовка)	1981	1	17,070			17,070	48,09
100	N 730 (Сероглазовка - Нефтепровод)	1981	1	21,200			21,200	48,09
101	N 731 (Нефтепровод - Береговая)	1971	1	17,030			17,030	37,15
102	Отпайка от ВЛ N 728 к ПС Солнечная	1988	1	0,240			0,240	32,20
103	Отпайка 110 кВ на ПС Горбаневка от ВЛ N 701	1978	1	3,040			3,040	77,32
104	N 782 (Степная - Дальная)	1980	1	25,300			25,30	36,03
105	N 104	2011	1	1,909		1,009	0,900	22,64
	КЛ-110 кВ
106	N 102	2011	1	0,432				21,23
107	N 103а	2011	1	0,79				21,23
108	N 104	2011	1	0,432				21,23
109	КВЛ 110 кВ N 463 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Кири-Кили N 1)	2013	1	1,048				9,75
110	КВЛ 110 кВ N 463, 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили)	2013	2	0,033		0,066		9,75
111	КВЛ 110 кВ N 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 2)	2013	1	1,0581				9,75
112	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	12,92
113	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/сущ.-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	12,92
114	ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ- Советская (опора N 1/сущ. - опора N 10); (опора N 10 - портал ГТУ ТЭЦ)	2013	1	1,167		0,908	0,259	12,92
	ВЛ 35 кВ
115	ВЛ-35 кВ Кировская 1,2 с отпайками (ГРЭС- Кировская-ЖБК)	1963	2	2,51		2,405	0,105	100
116	Бирюковка (Евпраксино - Бирюковка)	1981	1	15,36		0,307	15,053	32,36
117	НС-4 с отпайками (Евпраксино-НС-4 - Яблонька)	1974	1	15,9		0,620	15,28	44,21
118	Стекловолокно 1,2 с отпайками (ГРЭС - Стекловолокно - Прогресс)	1963	2	3,17		2,591	0,579	100
119	Бударино (Лиман - Бударино)	1982	1	21,21		0,34	20,87	31,31
120	Травино (Увары - Травино)	1972	1	7,900		0,600	7,30	48,09
121	Тутинка (Увары - Тутинка)	1990	1	11,300		1,080	10,22	32,30
122	НС-5 (Раздор-НС-5)	1978	1	10,140		0,360	9,78	37,15
123	Калиновка (Коммунар - Травино)	1970	1	18,400		3,100	15,30	52,02
124	Началово 2 (ЦРП - Началово)	1958	1	6,21			6,21	45,50
		1958	2	7,52		0,850	6,670	45,50
125	Отпайка Интернациональная от Нефтебаза 1,2	1957	2	1,210		1,210		36,45
126	Киреты (Камышово - Киреты)	1982	1	18,070		0,160	17,91	32,82
127	Лесная (Трусовская - Лесная)	1957	1	6,210		3,720	2,490	100
		1957	2	4,260		2,560	1,700	100
128	Караванная (Яндыки - Караванная)	1982	1	26,020		2,580	23,44	31,30
129	Линейная (Баррикадная - Прикаспийская)	1971	1	38,090		1,090	37,00	57,29
130	Николаевка 2 (Баррикадная - Николаевка)	1985	1	34,850		0,150	34,70	29,96
131	Черноземельский тракт (Лиман - Черноземельский тракт) с отпайкой на ПС Караванная	1979	1	35,910		0,718	35,192	37,11
132	Началово 1 (Кировская - Началово)	1958	1	6,590	1,920	0,870	3,800	100
		1958	2	0,830		0,096	0,734	100
133	Центральная 1, 2 с отпайками (ГРЭС- Трикотажная - Царевская)	1989	2	7,620		1,814	5,806	39,62
134	Отпайка на ПС Трикотажная (Городская - Центральная - Царевская)	1989	2	0,480		0,480		51,55
135	Царевская 1,2 с отпайками (ГРЭС-ЦРП - Царевская)	1989	2	5,940		4,000	1,94	51,55
136	Отпайка на ПС ЦРП (Городская - Центральная - Царевская)	1989	2	2,225		0,580	1,645	51,55
137	Тишково (Евпраксино - Тишково)	1970	1	43,700		1,460	42,24	52,55
138	Марфино (Володаровка - Марфино)	1975	1	25,300		1,360	23,94	42,32
139	Мултаново (Марфино - Мултаново)	1975	1	10,300		0,440	9,86	41,32
140	Тумак (Володаровка - Тумак)	1974	1	22,600		0,290	22,31	44,39
141	Зеленга (Тумак - Зеленга)	1974	1	15,530		0,870	14,66	44,39
142	Отпайка Новинка от ВЛ Тумак	1989	1	0,710			0,71	45,39
143	Присельская (Сасыколи - Присельская)	1975	1	19,650		0,320	19,33	41,49
144	Послеспадовая (Сасыколи - Послеспадовая)	1985	1	0,340			0,34	29,68
		1985	2	4,930		1,220	3,71	29,68
145	Гремучая (Тамбовка - Гремучая)	1979	2	17,900		4,100	13,80	35,89
146	ХВТ (Сасыколи - ХВТ)	1978	1	19,070		0,930	18,14	37,27
		1978	2	4,930		1,220	3,71	37,27
147	Михайловка (Сасыколи - Михайловка)	1983	1	25,300		0,350	24,95	8,07
148	Бассоль (Владимировка - Бассоль)	1965	1	4,540	4,540			100
149	Горбаневка (Капустин Яр - Горбаневка)	1965	1	9,800	9,800			100
150	Садовая (Горбаневка - Садовая)	1979	1	19,800			19,80	36,68
151	Грачевская (Ватажная - Грачевская)	1980	1	6,400			6,40	37,15
152	Песчаная (Грачевская - Песчаная)	1980	1	19,120			19,12	34,83
153	Пришибинская	1979	1	12,270			12,27	37,03
154	Ильинка-1,2	2005	2	4,000		0,800	3,200	0
	КЛ-35 кВ
155	Спуск 35 кВ на ПС 35/6 кВ Временная	2008	1	0,090				36,25

Износ основных производственных фондов составляет:

- по подстанционному оборудованию - 87%,

в том числе: ПС 110 кВ - 82%; ПС 35 кВ - 93,7%; ТП 6-10 кВ - 80,7%;

- по ВЛ 110 кВ - 83%;

- по ВЛ 35 кВ - 84,2%;

- по КЛ-110 кВ - 21%;

- по КЛ-35 кВ - 41,3%.

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

4. Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области

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

|   Республика  |   |  Волгоградская  |

|    Калмыкия   |   |      область    |

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

                         |     |

        \-------------\        

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

|   Республика  |--| Энергосистема |

|   Казахстан   |   | 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 - Черный Яр N 1;

- ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2;

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

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

с энергосистемой Республики Калмыкия:

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

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

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

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

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

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

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

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

с энергосистемами Республики Казахстан:

- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ 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 три котельные - Пусковая, Узловая, Расширение, работающие на природном газе. Суммарная установленная тепловая мощность котельных составляет 811 Гкал/час.

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

Отпуск тепловой энергии для организаций Аксарайского промузла кроме ГПЗ осуществляется с коллекторов котельной "Узловая".

Структура
отпуска тепловой энергии (по параметрам пара) от котельных Южного филиала ООО "Газпром энерго" за 2016 год

N п/п	Наименование источника	Отпуск тепловой энергии в 2016 году, тыс. Гкал	Параметры пара/ вид топлива, кГс/см2
1.	Пусковая котельная
1.1.	Паровые котлы котельной "Пусковая"	1262,414	36-39 (380-420 0C) 4,5-5,06 (160-200 0C)
1.2.	Паровые котлы котельной "Расширение"	199,864	36-39 (380-420 0C) 4,5-6,0 (160-200 0C)
	Котельная "Узловая" пар не отпускает

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

Теплоснабжение осуществляется от трех крупных источников тепловой энергии - Астраханской ТЭЦ-2, Астраханской ПГУ-235, котельных "Покровская", "Центральная", малых отопительных котельных, находящихся на балансе ООО "Лукойл-Астраханьэнерго", и котельной Т-15, принадлежащей МУП г. Астрахани "Коммунэнерго".

На балансе ООО "Астраханские тепловые сети" находятся водяные тепловые сети общей протяженностью 462,9 км (211,2 км трассы) в однотрубном исчислении, условным диаметром от 32 до 1000 мм, из них надземного исполнения - 318,5 км (146,4 км трассы), канального - 93,0 км (43,0 км трассы), бесканального - 51,4 км (21,8 км трассы). Сети построены в период с 1960 по 2011 год. Нуждаются в замене 348 км (161,1 км трассы), из них ветхих - 288,1 км (133,4 км трассы).

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

Всего - 1552,69 Гкал/ч

В том числе мощность:

до 3 Гкал/ч - 8,09 Гкал/ч (котельные N 2, 3, 5, 21, 22, Т-15)

от 3 до 20 Гкал/ч - 52,48 Гкал/ч (котельные N 6, 9, 10, 12, 15, 16, 51, 52)

от 20 до 100 Гкал/ч - 75,32 Гкал/ч (котельная "Покровская")

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

Число теплоисточников:

Всего - 17

В том числе мощностью:

до 3 Гкал/ч - 6

от 3 до 20 Гкал/ч - 8

от 20 до 100 Гкал/ч - 1

свыше 100 Гкал/ч - 2

Отпуск тепловой энергии от теплоисточников осуществляется в горячей воде.

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

Существующие мощности котельных "Центральная", "Покровская", N 5, 9, 15, 16, 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, 51, 52 - закрытая;

- на теплоисточниках ТЭЦ-2, котельных "Покровская", N 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 2012-2016 годы

ООО "Лукойл-Астраханьэнерго"	2012	2013	2014	2015	2016
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	2154	1949	2101	1966	1964
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-31	-205	152	-135	-2
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	-6,4	-0,1
Астраханская ТЭЦ-2
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	1580	1423	1518	1426	1515
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	168	-157	95	-92	+89
Среднегодовые темпы прироста, %	0		0	-6,1	+6,2
Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	0	0	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-219	0	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	-1	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-235
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал		61	231	229	230
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал		61	170	-2	+1
Среднегодовые темпы прироста, %		0	0	-0,9	+0,4
Котельная "Центральная"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	252	175	22	4	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	21	-77	-153	-18	-4
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	-81,8	0
Малые котельные
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	322	308	331	307	219
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	4	-14	+23	-24	-88
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	+7,5	-7,3	-28,7
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	0,0	0	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-5,4	0	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	-1,0	0	0	0	0

Динамика потребления тепловой энергии по Астраханской области за 2012-2016 годы

Показатели	2012	2013	2014	2015	2016
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	11946,8	11481,42	11511,54	11293,09	11532,25
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-314,09	-465,38	30,12	-218,45	239,16
Среднегодовые темпы прироста, %	-2,6	-3,9	0,26	-1,9	2,07

5.4. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных генерирующих компаний Астраханской области за 2016 год по ООО "Астраханские тепловые сети"

N N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1745,257
1	Астраханская ТЭЦ-2	1514,932	газ
2	Астраханская ПГУ-235	230,325	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:		219,005	газ
3	Центральная	0,000181	газ
4	Городская	51,628	газ
5	Покровская	14,420	газ
6	N 1	28,143	газ
7	N 2	4,775	газ
8	N 3	1,207	мазут
9	N 5	0,707	дизель
10	N 6	18,217	газ
11	N 7	0,769	газ
12	N 9	4,996	газ
13	N 10	23,360	газ
14	N 12	4,072	газ
15	N 13	0,277	электроэнергия
16	N 15	8,786	газ
17	N 16	12,737	газ
18	N 17	0,000	газ
19	N 21	4,049	газ
20	N 22	3,669	газ
21	N 28	1,204	газ
22	N 36	1,125	мазут
23	N 47	0,166	газ
24	N 48	0,077	газ
25	N 51	14,776	газ
26	N 52	6,030	газ
27	N 53	13,813	газ
28	Т-15	1,848	газ
Итого		1966,110

5.5. Отпуск тепловой энергии теплоисточниками г. Астрахани

(тыс. Гкал)
Наименование	2012	2013	2014	2015	2016
Отпуск тепловой энергии электростанциями:
Астраханская ТЭЦ-2	1580	1423	1518	1426	1515
Астраханская ГРЭС	0	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-235	-	61	231	229	230
Котельные ООО "Лукойл-Астраханьэнерго"	574	465,9	352,5	311,0	219
Всего	2154	1949,9	2101,5	1966,0	1964,0

5.6. Динамика потребления тепловой энергии в 2012-2016 годах (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго")

Показатели	2012	2013	2014	2015	2016
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка
котельными	358970	319664	347544	312671	317152
- полезный отпуск
котельными	296801	291361	303044	297202	285567
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,416	0,322	0,417	0,383	0,384
- газ (млн куб. м)	49,241	44,219	48,092	43,231	43,810
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):	296801	291361	303044	297202	285567
промышленность	27509	23186	25171	22730	24650
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	218049	223245	226921	227343	214927
коммунально-бытовой сектор	51243	44930	50952	47129	45990

5.7. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от котельных МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" за 2016 год

N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в т.ч.:		295,812
1	котельная NТ-1	130,195	горячая вода, природный газ
2	котельная NТ-2	32,152	горячая вода, природный газ
3	котельная NТ-3	5,61	горячая вода, природный газ
4	котельная NТ-4	21,732	горячая вода, природный газ
5	котельная NТ-6	52,247	горячая вода, природный газ
6	котельная NТ-8	6,744	горячая вода, природный газ
7	котельная NТ-9	3,262	горячая вода, природный газ
8	котельная NТ-10	4,079	горячая вода, природный газ
9	котельная NТ-11	1,597	горячая вода, природный газ
10	котельная NТ-12	0,55	горячая вода, природный газ
11	котельная NТ-13	0,281	горячая вода, природный газ
12	котельная NТ-14	0,933	горячая вода, природный газ
13	котельная NТ-15	1,846	горячая вода, природный газ
14	котельная NТ-17	2,085	горячая вода, природный газ
15	котельная NТ-18	0,103	горячая вода, природный газ
16	котельная NТ-19	0,383	горячая вода, природный газ
17	котельная NТ-20	2,255	горячая вода, природный газ
18	котельная NТ-21	3,061	горячая вода, природный газ
19	котельная NТ-22	0,219	горячая вода, природный газ
20	котельная NТ-23	5,851	горячая вода, природный газ
21	котельная NТ-24	0,403	горячая вода, природный газ
22	котельная NТ-25	0,623	горячая вода, природный газ
23	котельная NТ-26	1,342	горячая вода, мазут топочный
24	котельная NТ-41	1,752	горячая вода, мазут топочный
25	котельная NТ-43	0,992	горячая вода, мазут топочный
26	котельная NТ-44	16,535	горячая вода, природный газ

5.8. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных ООО "Лукойл-Астраханьэнерго" за 2016 год

Nп/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1745,257
1	Астраханская ТЭЦ-2	1514,932	газ
2	Астраханская ПГУ-235	230,325	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:		219,005	газ
3	Центральная	0,000181	газ
4	Городская	51,628	газ
5	Покровская	14,420	газ
6	N 1	28,143	газ
7	N 2	4,775	газ
8	N 3	1,207	мазут
9	N 5	0,707	дизель
10	N 6	18,217	газ
11	N 7	0,769	газ
12	N 9	4,996	газ
13	N 10	23,360	газ
14	N 12	4,072	газ
15	N 13	0,277	электроэнергия
16	N 15	8,786	газ
17	N 16	12,737	газ
18	N 17	0,000	газ
19	N 21	4,049	газ
20	N 22	3,669	газ
21	N 28	1,204	газ
22	N 36	1,125	мазут
23	N 47	0,166	газ
24	N 48	0,077	газ
25	N 51	14,776	газ
26	N 52	6,030	газ
27	N 53	13,813	газ
Итого		1964,262

5.9. Динамика потребления тепловой энергии по муниципальным образованиям за 2012-2016 годы

Наименование	2012	2013	2014	2015	2016
МО "ЗАТО Знаменск Астраханской области"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	166,8	166,7	162,7	156,2	162,8
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	45,414	40,791	42,384	43,750	44,559
Источники тепловой энергии, всего	38	38	38	38	38
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	38	38	38	38	38
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	38	38	38	38	38
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Черноярский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	49,367	49,986	47,609	41,217	28,949
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
энергокомпаний	20	-
муниципальные	-	19	19	19	19
прочие источники	19	1	1	1	1
МО "Приволжский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	15,00	16,27	10,63	17,52	11,27
Источники тепловой энергии, всего	35	42	43	43	36
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	42	43	43	43	43
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	-	42	43	43	43
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Лиманский район"	-
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал		35,27	34,64	31,20	13,0
Источники тепловой энергии, всего	22,6	28	31	31	2
ТЭЦ, всего, в том числе:	28	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	-	28	31	31	2
энергокомпаний	28	-	-	-	-
муниципальные	-	3	31	31	2
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Красноярский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	30,88	30,54	30,54	29,83	29,77
Источники тепловой энергии, всего	34	34	33	33	34
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	1	1	1	1	1
котельные, всего, в том числе:	34	34	33	33	33
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	34	34	33	33	33
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Наримановский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	32,45	46,04	129,36	40,81	38,34
Источники тепловой энергии, всего	3	3	16	1	1
ТЭЦ, всего, в том числе:		-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	-	3	16	1	1
энергокомпаний	3	-	-	-	-
муниципальные	-	3	16	1	1
прочие источники	3	-	-	-	-
МО "Камызякский район"	-
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	35,74	43,68	36,26	37,18	37,72
Источники тепловой энергии, всего	35,74	9	9	8	12
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	9	9	9	8	12
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	9	9	9	8	12
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Харабалинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	54,68	49,91	51,78	35,49	41,45
Источники тепловой энергии, всего	54,68	49,91	51,78	35,49	41,45
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	54,68	49,91	51,78	35,49	41,45
энергокомпаний	-	-	-
муниципальные	54,68	49,91	51,78	35,49	41,45
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Ахтубинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	161,332	165,96	157,29	147,27	123,42
Источники тепловой энергии, всего	12	12	12	11	11
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	12	12	12	11	11
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	12	12	12	11	11
прочие источники	-	-	-	-
МО "Енотаевский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	26,38	28,68	29,35	31,98	25,78
Источники тепловой энергии, всего	15	14	14	16	17
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	15	14	14	16	17
энергокомпаний
муниципальные	15	14	14	15	16
прочие источники
МО "Володарский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	30,40	30,40	23,90	23,85	21,90
Источники тепловой энергии, всего	27	27	33	33	33
ТЭЦ, всего, в т.ч.:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	26	26	33	33	33
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	26	26	33	33	33
прочие источники	-	-	-	-	-

5.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2016 год

N	Наименование потребителя, место расположения	Вид деятельности	Годовой объем теплопотребления, тыс. Гкал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Параметры пара	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	2	3	4	5	6	7
1	Государственное автономное учреждение Астраханской области "Спорткомплекс "Звездный", г. Астрахань, ул. Н. Островского, 147	культура	20 276,40	ТЭЦ-2	-	5,41
2	Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Астраханский государственный медицинский университет", г. Астрахань, ул. Бакинская, 121	медицина /федеральный бюджет	12 201,19	ТЭЦ-2	-	4,72
3	Муниципальное унитарное предприятие г. Астрахани "Коммунэнерго"	ЖКХ	51 433,16	Котельная "Центральная"	-	21,37
4	Государственное бюджетное учреждение здравоохранения Астраханской области "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"	-	1,79
7	ОАО "Астраханский станкостроительный завод", г. Астрахань, ул. Латышева, 16а	производство	11 148,66	ТЭЦ-2	-	5,49
8	Государственное автономное учреждение культуры Астраханской области "Астраханский государственный театр Оперы и Балета", г. Астрахань, ул. А. Барбюса, 16, литер 1	культура/ бюджет Астраханской области	11 570,18	ТЭЦ-2	-	5,67
9	ОАО "Федеральная пассажирская компания", г. Астрахань, ул. 1-я Гаражная, 7	транспорт	8 158,20	ТЭЦ -2	-	3,52

5.11. Потребление топлива электростанциями и котельными за 2016 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.	1383,202	1382,175	-	0,862	0,165
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	1085,780	1085,748	-	0,023	0,009
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	276,921	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	297,423	296,427	-	0,839	0,156
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии	151,417	-	-	-	-
в том числе:
Астраханская ТЭЦ-2
Топливо всего, тыс. т.у.т.	686,266	686,240	-	0,026	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	460,159	460,137	-	0,023	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	325,414	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	226,107	226,103	-	0,003	-
Удельный расход на тепловую энергию на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	149,252	-	-	-	-
Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)
Топливо всего, тыс. т.у.т.	217,045	217,045	-	-	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	217,045	217,045	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	259,287	-	-	-	-
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.	443,011	443,003	-	-	0,009
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	408,575	408,567	-	-	0,009
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	244,7	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	34,436	34,436	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	149,5	-	-	-	-
Котельная "Центральная"
Топливо, тыс. т.у.т.	0,00003	0,00003	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	166,590	-	-	-	-
Малые котельные
Топливо, тыс. т.у.т.	36,881	38,889	-	0,836	0,156
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	168,40	-	-	-	-

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.	%
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
2016	280,565	100	-	-	-	-	-	-	280,565	100

5.13. Единый топливно-энергетический баланс Астраханской области

N п/п	Наименование показателей	Единица измерения	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Суммарный объем внутреннего производства
1	Добыча газа	млн куб. м	11834,6	10860,6	10282,4	12083,7	10383,3
2	Добыча газового конденсата	тыс. тонн	4092,5	3742,6	3520,7	3463,1	3540,0
3	Добыча нефти	тыс. тонн	22,06	22,54	41,1	1719,9	2309,7
4	Выработка автомобильных бензинов	тыс. тонн	895,9	988,6	1002,6	938,9	1006,7
5	Выработка дизельного топлива	тыс. тонн	784,1	756,5	764,4	544	661,7
6	Выработка топочного мазута	тыс. тонн	347,3	351,4	329,6	332,2	347,0
7	Выработка сжиженного газа	тыс. тонн	341,7	300,1	296,9	291,4	304,70
8	Выработка товарного газа	млн куб. м	6372,7	5784,8	5461,1	5530,5	5635,20
9	Заготовка топливных дров	тыс. пл. куб. м	13,6	8,3	10,0	8,8	6,8
10	Электроэнергия	млн кВт час	3023,2	3462,6	4209,1	4336,7	4260,6
11	Тепловая энергия	тыс. Гкал	13325,42	12528,09	12796,51	12388,1	12593,8
Суммарный объем внутреннего потребления
1	Автомобильные бензины, всего	тыс. тонн	265,2	227,0	243,2	268,2	260,5
2	Дизельное топливо	тыс. тонн	65,5	76,7	77,8	80,2	90,1
			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"	167,9 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"
3	Топочный мазут	тыс. тонн	21,2	13,1	13,9	13,0	12,9
4	Топливо печное	тыс. тонн	0,12	0,05	0	0	0
5	Керосин осветительный	тыс. тонн	0	0	0	0	0
6	Природный газ, всего, в том числе для бытовых нужд населения	млн куб. м	2035,4	2011,9	2240,4	2215,1	2162,2
			428,8	401,6	441,1	412,2	416,3
7	Сжиженный газ, всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	56,04	38,1	54,8	45,6	40,9
			2,99	2,97	3,1	2,8	2,7
8	Уголь, всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	9,8	13,1 (с учетом Астраханского отделения Приволжской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" 6,3)	13,5 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6,4)	12,9 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6,4)	12,4 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6,4)
			6,7	-4,4	4,5	4,5	3,9
9	Дрова, всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. пл. куб. м	13,2	7,4	10,4	9,0	7,4
			12,4	7,0	9,0	8,4	6,7
10	Авиационное топливо	тыс. тонн	5,8	6,2	6,1	5,3	4,9
11	Электроэнергия	млн кВт час	4321,4	4213,7	3954,8	4056,4	4066,7
12	Тепловая энергия	тыс. Гкал	11946,8	11481,42	12796,51	11293,1	11532,3

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 Кири-Кили, 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 110/10 Камызяк, ПС 35/10 кВ Тишково, ПС 35/6 кВ Началово, ПС 35/6 кВ Октябрьская, ПС 35/6 кВ Трусовская, ПС 35/6 кВ Кировская 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 в случае отключения (ремонта) одного из трансформаторов на вышеуказанных подстанциях.

6.2. Наличие ограничений, связанных с недостатком пропускной способности электрических сетей 35-110 кВ для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах

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

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

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

7. Основные направления развития электроэнергетики Астраханской области

За основу прогноза роста спроса на электроэнергию и мощность, основных вводов генерирующей мощности и электросетевых объектов 220 кВ приняты материалы проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017-2023 годы.

Прогноз
потребления электрической энергии и мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2017-2022 годы

Наименование показателя	Единицы измерения	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребление электроэнергии	млн кВт x час	4336	4341	4347	4383	4418	4474
Среднегодовые темпы прироста	%	-1,4	0,1	0,1	0,8	0,8	1,3
Максимальная мощность	МВт	798	799	800	804	813	823
Среднегодовые темпы прироста	%	7,3	0,1	0,1	0,5	1,1	1,2

8. Прогноз потребления тепловой энергии и топлива на период 2017-2022 годов

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

Наименование показателя	2017	2018	2019	2020	2021	2022
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка
котельными	308345	308345	308345	308345	308345	308345
- полезный отпуск:
котельными	290871	290871	290871	290871	290871	290871
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,278	0,278	0,278	0,278	0,278	0,278
- газ (млн куб. м)	43,892	43,892	43,892	43,892	43,892	43,892
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):	290871	290871	290871	290871	290871	290871
промышленность	26556	26556	26556	26556	26556	26556
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	216301	216301	216301	216301	216301	216301
коммунально-бытовой сектор	48014	48014	48014	48014	48014	48014

8.2. Прогноз потребления топлива электростанциями и котельными энергосистемы Астраханской области

Подразделение	Вид топлива	Единица измерения	2017	2018	2019	2020	2021	2022
АО "ТЭЦ-Северная"	газ	тыс. т.у.т.	63,253	63,253	63,253	63,253	63,253	63,253
Знаменская ПГУ-ТЭЦ	газ	тыс. м3	97800	97800	97800	97800	97800	97800
Астраханская ТЭЦ-2	газ	млн м3	617,762	661,264	661,264	661,264	661,264	661,264
	мазут	тыс. тонн	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	газ	млн м3	188,067	186,581	190,565	185,575	179,348	190,565
Астраханская ПГУ-235	газ	млн м3	364,062	343,126	359,294	358,523	367,008	363,613
	дизель	тыс. тонн	0,040	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020
Котельные	газ	млн м3	17,219	10,629	10,511	10,511	10,511	10,511
	мазут	тыс. тонн	0,246	-	-	-	-	-
	дизель	тыс. тонн	0,040	0,067	-	-	-	-
Всего по ООО "Лукойл-Астраханьэнерго"	газ	млн м3	1187,11	1201,60	1221,63	1215,87	1218,13	1225,95
	мазут	тыс. тонн	0,276	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
	дизель	тыс. тонн	0,080	0,087	0,020	0,020	0,020	0,020

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

ООО "Лукойл-Астраханьэнерго"	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2017	1,38037	99,96	0,00038	0,03			0,00011	0,01	1,38087	100
2018	1,39722	99,96	0,00004	0,03			0,00012	0,01	1,39739	100
2019	1,42051	99,96	0,00004	0,03			0,00002	0,01	1,42058	100
2020	1,41381	99,96	0,00004	0,03			0,00002	0,01	1,41388	100
2021	1,41644	99,96	0,00004	0,03			0,00002	0,01	1,41650	100
2022	1,42554	99,96	0,00004	0,03			0,00002	0,01	1,42560	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.	%
2017	0,71833	99,99	0,00004	0,01					0,71837	100
2018	0,76891	99,99	0,00004	0,01					0,76896	100
2019	0,76891	99,99	0,00004	0,01					0,76896	100
2020	0,76891	99,99	0,00004	0,01					0,76896	100
2021	0,76892	99,99	0,00004	0,01					0,76896	100
2022	0,76892	99,99	0,00004	0,01					0,76896	100

Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2017	0,21868	100							0,21868	100
2018	0,21695	100							0,21695	100
2019	0,22158	100							0,22158	100
2020	0,21578	100							0,21578	100
2021	0,20855	100							0,20855	100
2022	0,22159	100							0,22159	100

Астраханская ПГУ-235	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2017	0,42333	99,99					0,00005	0,01	0,42339	100
2018	0,39898	99,99					0,00002	0,01	0,39901	100
2019	0,41778	99,99					0,00002	0,01	0,41781	100
2020	0,41689	99,99					0,00002	0,01	0,41692	100
2021	0,42676	99,99					0,00002	0,01	0,42678	100
2022	0,42281	99,99					0,00002	0,01	0,42283	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.	%
2017	0,00150	100							0,00150	100
2018	0,00151	100							0,00151	100
2019	0,00151	100							0,00151	100
2020	0,00151	100							0,00151	100
2021	0,00152	100							0,00152	100
2022	0,00152	100							0,00152	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.	%
2017	0,01851	07,87	0,00034	1,82			0,00005	0,31	0,01892	100
2018	0,01084	07,87					0,00009	0,31	0,01094	100
2019	0,01070	97,87							0,01070	100
2020	0,1070	97,87							0,01070	100
2021	0,01070	100							0,01070	100
2022	0,01070	100							0,01070	100

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

год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.
2018	9,690	-	0,004	-	0,002	-	0,0002	-	9,6962	-
2019	9,690	-	0,004	-	0,002	-	0,0002	-	9,6962	-
2020	9,690	-	0,004	-	0,002	-	0,0002	-	9,6962	-
2021	9,690	-	0,004	-	0,002	-	0,0002	-	9,6962	-
2022	9,690	-	0,004	-	0,002	-	0,0002	-	9,6962	-

8.5. Прогноз потребления топлива Южным филиалом ООО "Газпром энерго" (млн т.у.т.)

год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2017	315,63	100	-	-	-	-	-	-	315,63	100
2018	315,63	100	-	-	-	-	-	-	315,63	100
2019	315,63	100	-	-	-	-	-	-	315,63	100
2020	315,63	100	-	-	-	-	-	-	315,63	100
2021	315,63	100	-	-	-	-	-	-	315,63	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.	%
2018	50,891	98,94	0,545	1,06	-	-	-	-	51,436
2019	50,891	98,94	0,545	1,06	-	-	-	-	51,436
2020	50,891	98,94	0,545	1,06	-	-	-	-	51,436
2021	50,891	98,94	0,545	1,06	-	-	-	-	51,436
2022	50,891	98,94	0,545	1,06	-	-	-	-	51,436

8.7. Прогноз потребления тепловой энергии. Прогноз теплопотребления по централизованной зоне теплоснабжения

Потребление тепловой энергии потребителями, Гкал
прогноз	ООО "Астраханские тепловые сети"	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	АО "ТЭЦ-Северная"	всего
2018	1512000,21	290871	108468	1911339,21
2019	1512000,21	290871	108468	1911339,21
2020	1512000,21	290871	108468	1911339,21
2021	1512000,21	290871	108468	1911339,21
2022	1512000,21	290871	108468	1911339,21
Итого	7560001,05	1454355	542340	9556696,05

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

N п/п	Наименование	2018	2019	2020	2021	2022
1	ООО "Лукойл-Астраханьэнерго"	2009,70	2009,70	2009,70	2009,70	2009,70
1.1	Астраханская ТЭЦ-2	1716,50	1716,50	1716,50	1716,50	1716,50
1.2	Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	-	-	-	-	-
1.3	Астраханская ПГУ-235	220,50	220,50	220,50	220,50	220,50
1.4	Котельные:	72,7	72,7	72,7	72,7	72,7
1.4.1	Котельная "Центральная"	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0
1.4.2	Малые котельные	63,7	63,7	63,7	63,7	63,7
2	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	309,89	309,89	309,89	309,89	309,89
3	Южный филиал ООО "Газпром энерго"	1804,50	1804,50	1804,50	1804,50	1804,50
4	АО "ТЭЦ - Северная"	108,5	108,5	108,5	108,5	108,5
5	Астраханский участок Приволжской дирекции по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"	94,8	93,0	93,0	93,0	93,0
6	Муниципальные образования (всего)	789,9	789,9	789,9	789,9	789,9
	Всего	5117,29	5115,49	5115,49	5115,49	5115,49

8.9. Прогноз развития теплового хозяйства Астраханской области. Описание развития схемы теплоснабжения г. Астрахани до 2022 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, АО "ТЭЦ-Северная".

Развитие теплового хозяйства Астраханской области в основном планируется за счет тепловых сетей г. Астрахани, где намечается массовое строительство жилья: как отдельных многоквартирных домов, так и микрорайонов. К застройке 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 строительства и 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 2016 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 01.01.2017 продолжена разработка и актуализация схемы теплоснабжения муниципальных образований.

Схемы теплоснабжения разрабатывают 24 муниципальных образования. В настоящее время утверждено 24 схемы теплоснабжения населенных пунктов с численностью населения до 500 тыс. человек. Схема теплоснабжения г. Астрахани разработана и утверждена в установленном порядке Министерством энергетики Российской Федерации.

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

N п/п	Наименование мероприятий	2017	2018	2019	2020	2021	2022
1	Реконструкция котельной N 5	+	+
2	Реконструкция котельной N 28	+	+
3	Реконструкция котельной N 12 с установкой блочной котельной (закрытие котельных N 9,51,52)	+	+
4	Реконструкция котельной N 16 с увеличением тепловой нагрузки (закрытие котельной N 3)	+	+
5	Модернизация тепловой сети с закрытием котельных "Покровская", N 6, 10	+	+	+
6	ПГУ-44 МВт ЗАТО Знаменск	26 Гкал /час	26 Гкал /час	26 Гкал /час	26 Гкал /час	26 Гкал /час	26 Гкал /час

8.11. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на 2018-2022 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 NТ-1	г. Астрахань	по ПСД
2	Жилые дома по ул. 3-й Керченской г. Астрахани	до 2020	1,474845	по ПСД	жилые дома	котельная NТ-1	г. Астрахань	по ПСД
3	Жилые дома по ул. Молдавской г. Астрахани	до 2020	1,274845	по ПСД	жилые дома	котельная NТ-1	г. Астрахань	по ПСД
4	Бывший профилакторий "Дельта", г. Астрахань, ул. Гомельская, 11	до 2020	0,5	по ПСД	ИП	котельная NТ-9	г. Астрахань	по ПСД
5	4-секционный жилой дом в мкрн Западный-2	до 2020	0,63874	по ПСД	жилые дома	котельная NТ-1	г. Астрахань	по ПСД
	Итого:		6,428

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

Информация об изменениях:

Раздел 9.1 изменен. - Распоряжение Губернатора Астраханской области от 21 февраля 2018 г. N 114-р

См. предыдущую редакцию

9.1. Планируемые вводы электрических станций в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2017-2023 годы

N п/п	Наименование объекта	Вводимая мощность, МВт	Год ввода		Дополнительные источники информации
			По СиПР ЕЭС России	По информации собственника
1.	Солнечная электростанция "Володаровка" (ООО "Энергоэффект ДБ")	15	2017	2018	Письмо ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 26.01.2017 N 02-Т/2017. Договор технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 03.06.2014 N 23105-14-00161013-5. Письмо ООО "Энергоэффект ДБ" от 10.11.2017 N 186-Т/2017
2.	Солнечная электростанция "Заводская" (ООО "Сан Проджектс")	15	2017	2017	Письмо ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 26.01.2017 N 02-Т/2017, письмо ООО "Сан Проджектс" от 31.01.2017 N 38. Договор технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 03.06.2014 N 23110-14-00161107-5
3.	Солнечная электростанция "Промстройматериалы" (ООО "Сан Проджектс 2")	15	2017	2017	Письмо ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 26.01.2017 N 02-Т/2017. Договор технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 15.11.2016 N 30-1-16-00279269
4.	Солнечная электростанция "Енотаевка" (ООО "Энергоэффект ДБ")	15	2017	2018	Письмо ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 26.01.2017 N 02-Т/2017. Договор технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 15.11.2016 N 30-1-16-00282081. Письмо ООО "Энергоэффект ДБ" от 10.11.2017 N 186-Т/2017
5.	Ветровая электростанция "Аксарайская" (ООО "ОлИнТрейд")	15	2017	2018	Письма ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 26.01.2017 N 02-Т/2017 и от 07.02.2017 N 07-Т/2017. Письмо ООО "ОлИнТрейд" от 11.12.2017 N 26-12-17
6.	Ветровая электростанция "Фунтово" (ООО " Комплекс Индустрия")	15	2017	2019	Письма ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 26.01.2017 N 02-Т/2017 и от 07.02.2017 N 07-Т/2017
7.	Солнечная электростанция "Нива". Код ГТП GVIE 0123	15	2017	2018	Письма ООО "Грин Энерджи Рус" от 01.12.2017 N 158, от 18.12.2017 N ГД-268. Договор от 04.09.2017 N 30-1-17-00314259
8.	"Фунтовская СЭС-2" 60 МВт (1-я очередь). Код ГТП GVIE 0110	15	2017	2018	Письма ООО "Грин Энерджи Рус" от 01.12.2017 N 158, от 18.12.2017 N ГД-268. Заявка на присоединение энергопринимающих устройств от 29.11.2017 вх. филиала ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" N АЭ/022/11168
9.	"Фунтовская СЭС-2" 60 МВт (2-я очередь). Код ГТП GVIE 0111	15	2017	2018
10.	"Фунтовская СЭС-2" 60 МВт (3-я очередь). Код ГТП GVIE 0118	15	2017	2018
11.	"Фунтовская СЭС-2" 60 МВт (4-я очередь). Код ГТП GVIE 0120	15	2017	2018
12.	"Ахтубинская СЭС" 60 МВт (1-я очередь). Код ГТП GVIE 0112	15	2017	2018	Письма ООО "Грин Энерджи Рус" от 01.12.2017 N 158, от 18.12.2017 N ГД-268. Заявка на присоединение энергопринимающих устройств от 29.11.2017 вх. филиала ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" N АЭ/022/11163
13.	"Ахтубинская СЭС" 60 МВт (2-я очередь). Код ГТП GVIE 0114	15	2017	2018
14.	"Ахтубинская СЭС" 60 МВт (3-я очередь). Код ГТП GVIE 0115	15	2017	2019
15.	"Ахтубинская СЭС" 60 МВт (4-я очередь). Код ГТП GVIE 0124	15	2017	2019
16.	Солнечная электростанция "Михайловская" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	2017	2018	Письма ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 26.01.2017 N 02-Т/2017 и от 07.02.2017 N 07-Т/2017. Письмо ООО "Эко Энерджи Рус" от 10.11.2017 N 160-11-Т
17.	Солнечная электростанция "Элиста Северная" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	-	2018	Письмо ООО "Эко Энерджи Рус" от 10.11.2017 N 160-11-Т
18.	"Песчаная СЭС" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	-	2018	Письмо ООО "Эко Энерджи Рус" от 10.11.2017 N 160-11-Т
19.	"Октябрьская СЭС" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	-	2018	Письмо ООО "Эко Энерджи Рус" от 10.11.2017 N 160-11-Т

9.2. Планируемые выводы из эксплуатации генерирующего оборудования в Астраханской энергосистеме

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на период 2017-2022 годов не планируется.

10. Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности

10.1. Структура перспективного баланса электроэнергии по территории энергосистемы Астраханской области на 2017-2022 годы (млн кВт x час)

Наименование	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребность (потребление электрической энергии)	4336	4341	4347	4383	4418	4474
Покрытие (производство электрической энергии)	4472	3993	3563	3483	3734	3825
в том числе:
Теплоэлектростанции (ТЭС)	4119	3552	3122	3042	3293	3384
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ)	353	441	441	441	441	441
Сальдо перетоков электрической энергии	-136	348	784	900	684	649

10.2. Структура перспективного баланса мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2017-2022 годы (МВт)

Наименование	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребность (собственный максимум)	798	799	800	804	813	823
Покрытие (установленная мощность)	984	984	984	984	984	984
в том числе:
ТЭС	744	744	744	744	744	744
ВИЭ	240	240	240	240	240	240

10.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2017-2022 годы (МВт)

Астраханская энергосистема	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Установленная мощность, всего	984	984	984	984	984	984
Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380	380
Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	121	121	121	121	121	121
Астраханская ПГУ-235	235	235	235	235	235	235
ТЭЦ-Северная	8	8	8	8	8	8
Объекты ВИЭ	240	240	240	240	240	240
Ввод мощности, всего	240	240	240	240	240	240
Объекты ВИЭ	240	240	240	240	240	240
Вывод мощности (демонтаж/перемаркировка), всего	0	0	0	0	0	0
Ограничения мощности, всего	240,023	240,023	240,023	240,023	240,023	240,023
Астраханская ПГУ-235	0,023	0,023	0,023	0,023	0,023	0,023
Объекты ВИЭ	240	240	240	240	240	240
Располагаемая мощность, всего	743,977	743,977	743,977	743,977	743,977	743,977
Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380	380
Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	121	121	121	121	121	121
Астраханская ПГУ-235	234,977	234,977	234,977	234,977	234,977	234,977
ТЭЦ-Северная	8	8	8	8	8	8
Объекты ВИЭ	0	0	0	0	0	0
Нагрузка, всего	669	669	669	669	669	669
Астраханская ТЭЦ-2	313	313	313	313	313	313
Астраханская ГРЭС (ПГУ - 110)	120	120	120	120	120	120
Астраханская ПГУ-235	228	228	228	228	228	228
ТЭЦ-Северная	8	8	8	8	8	8
Объекты ВИЭ	0	0	0	0	0	0
Потребление мощности по территории энергосистемы Астраханской области	798	799	800	804	813	823
Прирост (%)	7,3	0,1	0,1	0,5	1,1	1,2
Сальдо перетоков	-129	-130	-131	-135	-144	-154

11. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 220 кВ и выше на период до 2022 года

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2017-2023 годы, а также инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016-2020 годы, утвержденной Приказом Минэнерго России от 28.12.2016 N 1432, предложения по строительству (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства напряжением 220 кВ и выше Астраханской области на период до 2022 года отсутствуют.

12. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 110 кВ и ниже на период до 2022 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	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	2017	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 ПС 110 кВ ММПС)
2	Аэродром "Приволжский" (заявитель - региональное управление заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиала ФКП "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации")	16	2017	Договор технологического присоединения от 01.07.2014 N 18-2014	РУ-10 кВ ПС 110 кВ Аэродромная (проектируемая)
3	Тепличный комплекс (заявитель - ООО "Новые вершины - Лиман")	5	2017	Договор технологического присоединения от 14.07.2008 N 22-2008-47/ТП-М1	ЗРУ-10 кВ ПС 220 кВ Лиман
4	Торгово-развлекательный комплекс "Астрапарк" (заявитель - ООО "Интеграл")	7,8	2017	Договор технологического присоединения от 26.05.2014 N 23101-2008-13-00147533-1	РУ-10 кВ ПС 110 кВ Южная

12.2. Предложения по развитию электрической 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	2 x 25,0 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 (2,32 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 15 МВА и 16 МВА на трансформаторы 2 x 25 МВА. Утвержденная инвестиционная программа ПАО "МРСК Юга" на 2016-2022 годы (Приказ Минэнерго России от 22.12.2016 N 1387)
Реконструкция ПС 35/6 кВ Началово с заменой трансформаторов	2 x 16,0 МВА	2020	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 6,3 МВА и 7,5 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 8,5 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 (10,29 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 6,3 МВА и 7,5 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА. Утвержденная инвестиционная программа ПАО "МРСК Юга" на 2016-2022 годы (Приказ Минэнерго России от 22.12.2016 N 1387)
Реконструкция ПС 35/6 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов	2 x 10,0 МВА	2021	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 3 x 6,3 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 (2,26 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшихся в работе трансформаторов (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 3 x 6,3 МВА на трансформаторы 2 x 10 МВА. Утвержденная инвестиционная программа ПАО "МРСК Юга" на 2016-2022 годы (Приказ Минэнерго России от 22.12.2016 N 1387)
Реконструкция ПС 110/10 кВ Кири-Кили с заменой трансформаторов	2 x 40,0 МВА	2020 - 2021	На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 2 x 16 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 (8,41 МВт), отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 16 МВА на трансформаторы 2 x 40 МВА. Утвержденная инвестиционная программа ПАО "МРСК Юга" на 2016-2022 годы (Приказ Минэнерго России от 22.12.2016 N 1387)
Строительство ПС 110/10-6 кВ Центральная с ЛЭП-110 кВ	2 x 40,0 МВА, 2 x 6,5 км	2019 - 2022 <*>	Ввиду загрузки трансформаторов ПС 110/10-6 кВ Царевская мощностью 2 x 40 МВА по результатам контрольных замеров 34,4 МВА и отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (23,09 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Строительство новой ПС 110/10-6 кВ обосновывается отсутствием технической возможности выполнения мероприятий по установке Т-3 на ПС 110/10-6 кВ Царевская и невозможностью прокладки трасс кабельных ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Юбилейная
Реконструкция ПС 110/10-6 кВ Южная с заменой трансформаторов	2 x 40,0 МВА	2022 - 2023 <*>	На ПС установлены трансформаторы 110/10/6 кВ мощностью 2 x 25 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 (18,83 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 25 МВА на трансформаторы 2 x 40 МВА
Реконструкция ПС 110/10 кВ Красный Яр с заменой трансформаторов	2 x 16 МВА	2022 - 2023 <*>	На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 2 x 10 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 (4,26 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА
Реконструкция ПС 35/6 кВ Кировская с заменой трансформаторов	2 x 16,0 МВА	2023 - 2025 <*>	Ввиду загрузки трансформаторов ПС 35/6 кВ Кировская мощностью 2 x 10 МВА по результатам контрольных замеров 10,7 МВА и отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (5,39 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Советская с заменой трансформаторов	2 x 10 МВА	2026 - 2027 <*>	На ПС установлены трансформаторы 110/35/10 кВ мощностью 2 x 6,3 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 (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на трансформаторы 2 x 10 МВА
Реконструкция ПС 110/10 кВ Вязовка с заменой трансформатора	1 x 6,3 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 - 0,4 МВт), в связи с недопустимостью перегрузки трансформатора необходима замена трансформатора мощностью 2,5 МВА на 6,3 МВА
Реконструкция ПС 110/10 кВ Черный Яр-2 с заменой трансформаторов	2 x 10 МВА	2022 - 2023 <*>	На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 2 x 6,3 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 (1,53 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на трансформаторы 2 x 10 МВА
Реконструкция ПС 110/10 кВ Камызяк с установкой трансформатора	1 x 10,0 МВА	2022 - 2023 <*>	На ПС установлен один трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА. Максимальная загрузка трансформатора по результатам контрольных замеров составила 5,7 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, в связи с недопустимостью перегрузки трансформатора, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,91 МВт) необходима установка второго трансформатора мощностью 10,0 МВА
Реконструкция ПС 35/10 кВ Тишково с заменой трансформатора	1 x 4 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 (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Для повышения надежности электроснабжения существующих и подключения новых потребителей необходима замена трансформатора 1,6 МВА на 4 МВА
Реконструкция ПС 35/6 кВ Трусовская с заменой трансформаторов	2 x 25 МВА	2022	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 1 x 12,5 МВА и 1 x 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 (3,96 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 12,5 МВА и 20 МВА на трансформаторы 2 x 25 МВА. Утвержденная инвестиционная программа ПАО "МРСК Юга" на 2016 - 2022 годы (Приказ Минэнерго России от 22.12.2016 N 1387)
Реконструкция ПС 110/6 кВ Судостроительная с заменой трансформаторов	2 x 40,0 МВА	2022 - 2024 <*>	На ПС установлены трансформаторы 110/6 кВ мощностью 2 x 25,0 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Судостроительная по результатам контрольных замеров составила 27,5 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 (11,15 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки - 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 25 МВА на трансформаторы 2 x 40 МВА
Реконструкция ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701)	26,6 км	2018-2019	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования от 27.06.2016. Утвержденная инвестиционная программа ПАО "МРСК Юга" на 2016-2022 годы (Приказ Минэнерго России от 22.12.2016 N 1387)
Реконструкция ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702)	19,03 км	2021	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования от 29.09.2016. Утвержденная инвестиционная программа ПАО "МРСК Юга" на 2016-2022 годы (Приказ Минэнерго России от 22.12.2016 N 1387)
Реконструкция ВЛ 110 кВ Владимировка - Покровка (ВЛ 110 кВ 703)	9,1 км	2022 - 2024 <*>	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования от 30.09.2016
ПС 110 кВ Аэродромная	2 25,0 МВА	2017	Технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств филиала "Южный" ОАО "Оборонэнерго" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утвержденные 12.08.2013 (договор на технологическое присоединение от 30.07.2014 N 33105-13-00145205-1)
Строительство ЛЭП 110 кВ от ВЛ 110 кВ "Рассвет - Резиновая с отпайкой на ПС Стройиндустрия" (ВЛ 110 кВ 121) и от ВЛ 110 кВ "Рассвет - Лесная с отпайками" (ВЛ 110 кВ 122) для электроснабжения проектируемой ПС 110/10 кВ Аэродромная	11,73 км	2017	Технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств филиала "Южный" ОАО "Оборонэнерго" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утвержденные 12.08.2013 (договор на технологическое присоединение от 30.07.2014 N 33105-13-00145205-1). Утвержденная инвестиционная программа ПАО "МРСК Юга" на 2016-2022 годы (Приказ Минэнерго России от 22.12.2016 N 1387)

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

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

Примечание.

Источником финансирования на строительство и реконструкцию вышеуказанных объектов электросетевого хозяйства являются средства инвестиционных программ.

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.

Информация об изменениях:

Пункт 12.3 изменен. - Распоряжение Губернатора Астраханской области от 21 февраля 2018 г. N 114-р

См. предыдущую редакцию

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

N п/п	Наименование объекта	Вводимая мощность, МВт	Схема выдачи (ЛЭП, ПС)	Обоснование
1.	Солнечная электростанция "Володаровка" (ООО "Энергоэффект ДБ")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Резиновая	Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 04.02.2014, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 05.02.2014, с договором на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 03.06.2014 N 23105-14-00161013-5
2.	Солнечная электростанция "Заводская" (ООО "Сан Проджектс")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Володаровка	Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 04.02.2014, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 05.02.2014, с договором на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 03.06.2014 N 23110-14-00161107-5
3.	Солнечная электростанция "Промстройматериалы" (ООО "Сан Проджектс 2")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Промстройматериалы	Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 15.09.2016, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 17.08.2016, с договором на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 15.11.2016 N 30-1-16-00279269
4.	Солнечная электростанция "Енотаевка" (ООО "Энергоэффект ДБ")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Енотаевка	Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 10.10.2016, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 13.10.2016, с договором на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 15.11.2016 N 30-1-16-00282081
5.	Ветровая электростанция "Аксарайская" (ООО "ОлИнТрейд")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Аксарайская	Письмо ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 07.02.2017 N 07-Т/2017. Письмо ООО "ОлИнТрейд" от 11.12.2017 N 26-12-17
6.	Ветровая электростанция "Фунтово" (ООО "КомплексИндустрия")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Фунтово	Письмо ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 07.02.2017 N 07-Т/2017
7.	Солнечная электростанция "Нива". Код ГТП GVIE 0123	15	- вновь сооружаемая линейная ячейка 10 кВ на 1 секции 10 кВ ПС 110/10 кВ Фунтово с максимальной мощностью 7,5 МВт; - вновь сооружаемая линейная ячейка 10 кВ на 2 секции 10 кВ ПС 110/10 кВ Фунтово с максимальной мощностью 7,5 МВт	Письма от ООО "Грин Энерджи Рус" от 01.12.2017 N 158, от 18.12.2017 N ГД-268, от 25.12.2017 N 172. Договор от 04.09.2017 N 30-1-17-00314259
8.	"Фунтовская СЭС-2" 60 МВт (1-я очередь). Код ГТП GVIE 0110	15	- опора ВЛ 110 кВ отпайки ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ ЦРП - Камызяк с отпайками (ВЛ-110 151) с максимальной мощностью 25 МВт; - опора ВЛ 110 кВ отпайки ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ ЦРП - Раздор с отпайками (ВЛ-110 152) с максимальной мощностью 25 МВт	Письма от ООО "Грин Энерджи Рус" от 01.12.2017 N 158, от 18.12.2017 N ГД-268, от 25.12.2017 N 172. Заявка на присоединение энергопринимающих устройств от 29.11.2017 вх. филиала ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" N АЭ/022/11168
9.	"Фунтовская СЭС-2" 60 МВт (2-я очередь). Код ГТП GVIE 0111	15
10.	"Фунтовская СЭС-2" 60 МВт (3-я очередь). Код ГТП GVIE 0118	15
11.	"Фунтовская СЭС-2" 60 МВт (4-я очередь). Код ГТП GVIE 0120	15
12.	"Ахтубинская СЭС" 60 МВт (1-я очередь). Код ГТП GVIE 0112	15	- опора ВЛ-110 кВ Рождественка-Пироговка (ВЛ 110 кВ 707) в месте контактного соединения захода на СЭС Ахтубинская ВЛ 110 кВ 707 с образованием ЛЭП СЭС Ахтубинская-Рождественка с максимальной мощностью 25 МВт; - опора ВЛ-110 кВ Рождественка-Пироговка (ВЛ 110 кВ 707) в месте контактного соединения захода на СЭС Ахтубинская ВЛ 110 кВ 707 с образованием ЛЭП СЭС Ахтубинская-Пироговка с максимальной мощностью 25 МВт	Письма от ООО "Грин Энерджи Рус" от 01.12.2017 N 158, от 18.12.2017 N ГД-268, от 25.12.2017 N 172. Заявка на присоединение энергопринимающих устройств от 29.11.2017 вх. филиала ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" N АЭ/022/11163.
13.	"Ахтубинская СЭС" 60 МВт (2-я очередь). Код ГТП GVIE 0114	15
14.	"Ахтубинская СЭС" 60 МВт (3-я очередь). Код ГТП GVIE 0115	15
15.	"Ахтубинская СЭС" 60 МВт (4-я очередь). Код ГТП GVIE 0124	15
16.	Солнечная электростанция "Михайловская" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	Двумя ЛЭП 6 кВ от ПС 110 кВ Вододелитель	Письмо ГК "ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА" ООО "СОЛАР МЕНЕДЖМЕНТ" от 07.02.2017 N 07-Т/2017. Письмо ООО "Эко Энерджи Рус" от 10.11.2017 N 160-11-Т. Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 10.10.2016, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 20.09.2016, с договором на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 10.07.2017 N 30-1-16-00294933
17.	Солнечная электростанция "Элиста Северная" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	Двумя ЛЭП 6 кВ от ПС 110 кВ Окрасочная	Письмо ООО "Эко Энерджи Рус" от 10.11.2017 N 160-11-Т. Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 27.04.2017, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 04.05.2017
18.	"Песчаная СЭС" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Заводская	Письмо ООО "Эко Энерджи Рус" от 10.11.2017 N 160-11-Т. Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям МКП "Благоустроенный город" МО "Город Нариманов", утвержденные 01.10.2017, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 25.10.2017
19.	"Октябрьская СЭС" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Заводская	Письмо ООО "Эко Энерджи Рус" от 10.11.2017 N 160-11-Т. Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям МКП "Благоустроенный город" МО "Город Нариманов", утвержденные 01.10.2017, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 25.10.2017

12.4. Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 35-110 кВ на период 2017-2022 годов

2017 г.

2018

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2017 - 2022 гг.

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

110 кВ

11,73

50

16

10,6

40

19,03

90

13,0

80

70,36

260

35 кВ

32

20

50

102

Схема энергосистемы Астраханской области с учетом перспективного развития до 2022 года приведена в приложении N 4 к Программе.

13. Расчеты электроэнергетических режимов

В ходе разработки Программы выполнены расчеты перспективных электрических режимов на период 2018-2022 годов.

Схемы потокораспределения электрической сети на 2018 и 2022 годы (нормальный режим на летний и зимний максимум потребления) приведены в приложении N 2 к Программе.

Схемы потокораспределения электрической сети на 2018 и 2022 годы (ремонтно-аварийные режимы) приведены в приложении N 3 к Программе.

По результатам расчетов 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 вводы генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации в проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы.

14.1. АО "ГК-4" намерено осуществить строительство Знаменской ПГУ-ТЭЦ, расположенной в ЗАТО Знаменск Астраханской области, установленной мощностью 44 МВт. Схема выдачи мощности Знаменской ПГУ-ТЭЦ согласована АО "СО ЕЭС" 13.10.2019. Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" согласованы филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга 21.08.2009 и утверждены ПАО "МРСК Юга" (изменения от 17.01.2013, 17.01.2014, 22.09.2014). Заключен договор об осуществлении технологического присоединения от 21.08.2009 NГК/2-ТП. Планируемый срок ввода электростанции, по информации заявителя (письмо АО "ГК-4" в филиал АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ от 17.01.2017 NГК-013), - март 2018 года.

14.2. 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 АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга. Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" согласованы филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга и утверждены ПАО "ФСК ЕЭС". В настоящее время перерабатывается схема присоединения Астраханской ПГУ-ТЭЦ. Планируемый срок ввода первой очереди электростанции мощностью около 100 МВт, по информации заявителя (письмо ООО "Астраханская ТЭС" в АО "СО ЕЭС" от 28.10.2016 N 73), - ориентировочно в 2019 году.

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

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

Приложение N 1
к Программе

Центры питания

N п/п	Наименование центра питания	Класс напряжения, кВ	Суммарная установленная мощность трансформаторов Sуст., 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	Профицит /дефицит мощности с учетом заключенных договоров
				Т-1	Т-2	Т-3
			МВА				Sмакс, МВА	S загр., МВА	МВт	S загр., МВА
1	2	3	4				5	6	7	8
1	ПС 110/6 кВ Восточная	110/6	31	16	15		14,4	1,35	2,32	-1,15
2	ПС 110/10 кВ Кири-Кили	110/10	32	16	16		19,7	-2,9	8,41	-11,95
3	ПС 110/6 кВ Судостроительная	110/6	50	25	25		27,5	-1,25	11,15	-13,24
4	ПС 110/10 кВ Красный Яр	110/10	20	10	10		11,2	-0,7	4,26	-5,28
5	ПС 35/10 кВ Тишково	35/10	5,6	1,6	4		2,5	-0,82	0,16	-0,99
6	ПС 110/35/10 кВ Советская	110/35/10	12,6	6,3	6,3		7,3	-0,685	0,01	-0,69
7	ПС 35/6 кВ Началово	35/6	13,8	6,3	7,5		8,5	-1,89	10,29	-12,95
8	ПС 35/6 кВ Трусовская	35/6	32,5	12,5	20		18,8	-5,675	3,96	-9,93
9	ПС 110/10 кВ Вязовка	110/10	2,5	2,5	0		2,6	-0,1	0,4	-0,53
10	ПС 110/10 кВ Черный Яр-2	110/10	12,6	6,3	6,3		8,9	-2,285	1,53	-3,93
11	ПС 110/10-6 кВ Царевская	110/10-6	80,0	40,0	40,0		34,4	7,6	23,09	-17,22
12	ПС 110/10-6 кВ Южная	110/10-6	50,0	25,0	25,0		15,0	11,25	18,83	-8,99
13	ПС 35/6 кВ Кировская	35/6	20,0	10,0	10,0		10,7	-0,2	5,39	-5,59
14	ПС 35/6 кВ Октябрьская	35/6	18,6	6,3	6,3	6,3	11,1	2,13	2,26	-0,29
15	ПС 110/10 кВ Камызяк	110/10	6,3	0	6,3		5,7	0,6	0,91	-0,38

Приложение N 2
к Программе

ГАРАНТ:

Текст приложения не приводится

Приложение N 3
к Программе

ГАРАНТ:

Текст приложения не приводится

Приложение N 4
к Программе

ГАРАНТ:

Текст приложения не приводится