Распоряжение Губернатора Астраханской области от 26 апреля 2018 г. N 282-р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2019-2023 годы" (с изменениями и дополнениями) (утратило силу)

Распоряжение Губернатора Астраханской области от 26 апреля 2018 г. N 282-р
"О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2019-2023 годы"

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":

1. Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2019-2023 годы.

ГАРАНТ:

Пункт 2 настоящего распоряжения вступает в силу с 1 января 2019 г.

2. Признать утратившими силу распоряжения Губернатора Астраханской области:

- от 28.04.2017 N 265-р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2018-2022 годы";

- от 21.02.2018 N 114-р "О внесении изменений в распоряжение Губернатора Астраханской области от 28.04.2017 N 265-р".

3. Распоряжение вступает в силу со дня его подписания, за исключением пункта 2, вступающего в силу с 01.01.2019.

Губернатор Астраханской области

А.А. Жилкин

УТВЕРЖДЕНА
распоряжением
Губернатора
Астраханской области
oт 26.04.20I8 N 282-р

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2019-2023 годы

1. Общие положения

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2019-2023 годы (далее - Программа) разработана в соответствии с:

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

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

- техническим заданием на разработку схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на период 2019-2023 годов.

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

Общая площадь региона составляет 49 тыс. кв. м.

Численность постоянного населения Астраханской области на 1 января 2018 года составила 1 017,1 тыс. человек.

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 2017 года стала реализация ряда важнейших программ и намеченных мероприятий, позволившая обеспечить рост значимых социально-экономических показателей.

Основной макроэкономический показатель - валовой региональный продукт - по итогам 2017 года составил свыше 400 млрд рублей. По темпам роста регион опережает показатели валового внутреннего продукта России (темп роста ВРП - более 110%; ВВП Российской Федерации - 102,0%).

Инвестиционная активность хозяйствующих субъектов вот уже на протяжении ряда лет обеспечивает стабильность инвестиционного потока в экономику региона, превышающего стомиллиардный рубеж, - в 2017 году освоено 125 млрд рублей. Подобная тенденция дает качественный задел для поддержания вектора устойчивого развития инвестиционной деятельности на территории региона. Удельный вес инвестиций в ВРП составил 30,5%.

Объемы инвестиций только в нефтегазовые проекты в 2017 году составили около 90 млрд рублей, что на четверть выше уровня 2016 года.

В большинстве отраслей реального сектора удалось добиться устойчивого роста объемов производства. Индекс промышленного производства составил 137,2% по отношению к 2016 году. По данному показателю за 2017 год Астраханская область находится на 2 месте в рейтинге субъектов Российской Федерации и 1 месте в рейтинге субъектов Южного федерального округа.

Регион сохранил тенденцию превышения индекса производства по сравнению с Российской Федерацией (101% по Российской Федерации).

Значительный рост зафиксирован по добыче полезных ископаемых, индекс промышленного производства в этой отрасли по итогам 2017 года составил 166,9%.

Одним из базовых компонентов, обеспечивающих социально-экономическое развитие региона, является строительный комплекс. Итоги 2017 года демонстрируют увеличение объема строительных работ до 31,2 млрд рублей (в сопоставимых ценах 116,9% к уровню 2016 года).

Региональный строительный комплекс Астраханской области объединяет более 250 строительных компаний, 76 проектно-изыскательских организаций различных форм собственности.

Активное участие в программе импортозамещения приняли астраханские аграрии и животноводы. Совокупные объемы производства астраханского агропромышленного комплекса составили порядка 42,4 млрд рублей, темп роста к уровню 2016 года - 108,6%, в том числе по растениеводству - 25,5 млрд рублей с индексом производства продукции растениеводства 114,2%, по животноводству - 16,8 млрд рублей с индексом производства продукции животноводства 100,7%.

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

В 2017 году построено 142,5 км газораспределительных сетей, газифицировано 5 035 квартир и домовладений. Впервые газ поступил в 6 населенных пунктов (1 - в Камызякском районе, 4 - в Приволжском районе, 1 - в Наримановском районе).

Уровень газификации жилого фонда увеличился до 86,2% (на 0,6 п.п. в сравнении с 2016 годом), в том числе в сельской местности - до 76,0% (на 0,6 п.п.).

Динамика социального развития региона характеризуется ростом среднемесячной номинальной заработной платы работников. По оценке Астраханьстата за 2017 год значение показателя составило 29 427,7 руб. (темп роста - 107% к уровню 2016 года), реальная заработная плата - 103,7% к уровню 2016 года.

В 2017 году в консолидированный бюджет поступило 36 851,9 млн руб. налоговых и неналоговых доходов, что на 6 913,0 млн руб. или на 23,1% больше, чем в 2016 году.

В 2017 году сложилась следующая ситуация по поступлению основных бюджетообразующих налогов в консолидированный бюджет Астраханской области: по налогу на доходы физических лиц - 12,6 млрд руб. (темп роста 106,0%), по налогу на прибыль организаций поступило 11,3 млрд руб. (темп роста к предыдущему году 186,3%), по налогу на имущество организаций - 5,1 млрд руб. (темп роста 131,9%).

Финансовый результат деятельности предприятий и организаций Астраханской области за 2017 год, по предварительным сведениям, составил 63 919,0 млн руб. с темпом роста более чем в 2,5 раза по сравнению с 2016 годом.

Положительная динамика показателя сложилась за счет увеличения прибыли предприятий отрасли "добыча полезных ископаемых", которая в структуре составляет свыше 90%. Основным предприятием, повлиявшим на данный показатель, стало ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть".

Малый бизнес является важной составляющей региональной экономики. Предпринимательство остается неотъемлемым элементом, определяющим темпы экономического роста и структуру валового регионального продукта.

К субъектам малого и среднего предпринимательства относится более 35% зарегистрированных юридических лиц и около 20% всех работников предприятий Астраханской области.

Розничный товарооборот в денежном выражении за 2017 год составил 171 161,2 млн руб., оставшись в товарной массе на уровне 2016 года.

Оборот розничной торговли на 96,6% формировался торгующими организациями и индивидуальными предпринимателями, осуществляющими деятельность в стационарной торговой сети (вне рынка), и на 3,4% - розничными рынками и ярмарками.

В 2017 году индекс потребительских цен в Астраханской области составил 103,1%, что ниже уровня по Российской Федерации (103,7%).

2. Анализ существующего состояния энергосистемы Астраханской области

2.1. Характеристика энергосистемы Астраханской области

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

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

На территории Астраханской области по состоянию на 01.01.2018 действуют три электрические станции, одна блок-станция и одна солнечная электростанция:

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

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

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

- ТЭЦ-Северная (АО "ТЭЦ-Северная");

- СЭС Заводская (ООО "Сан Проджектс").

Общая установленная мощность электростанций Астраханской области на 01.01.2018 составляет:

- установленная электрическая мощность - 759 МВт.

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

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 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	144	1794,2
35 кВ	43	57	353,9
6/10 кВ	ТП- 3679	4028	945,061
6/10	РП-79	75	40,068

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность по трассе, км
ВЛ	110	2379,5
	35	653,9
	0,4-10	16626,7
КЛ	35-110	11,14
	0,4-10	1326,42

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

Электрические сети Южного филиала ООО "Газпром энерго"

Класс напряжения подстанций	Количество подстанций, шт.	Количество силовых трансформаторов, шт.	Установленная мощность, МВА
110 кВ	4	9	461

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность, км
ВЛ	110 (в габаритах 220 кВ)	13,84
	110	11
Тип линии	Всего	24,84

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" - 4074,0 млн кВт*час (99,0%);

- АО "ТЭЦ-Северная" - 34,4 млн кВт*час (0,8%);

- ООО "Сан Проджектс" - 7,3 млн кВт*час (0,2%);

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 (66,7% от общего объема потребления электрической энергии);

АО "Межрегионэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Газпром добыча Астрахань" (19,2% от общего объема потребления электрической энергии);

ООО "Транснефтьэнерго", потребителем которого является АО "КТК-Р" в границах Астраханской области (2,7%);

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

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

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

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

ООО "МагнитЭнерго", потребителем которого является АО "Тандер" (0,1% 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 2017 году зафиксирован 10.02.2017 в 8 час. 00 мин. по московскому времени при среднесуточной температуре наружного воздуха -12,6°С и составил 748 МВт.

Нагрузка станций в час максимума осенне-зимнего периода 2016-2017 года составила 717 МВт, в том числе:

Астраханская ТЭЦ-2 - 367 МВт;

Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС) - 120 МВт;

Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-1) - 114 МВт;

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

АО "ТЭЦ-Северная" - 3 МВт.

Принято из Волгоградской энергосистемы 55 МВт.

Передано в другие энергосистемы всего 24 МВт, в том числе:

АкжайыкЭнерго - 2 МВт;

Атырауэнерго - 6 МВт;

Калмэнерго - 16 МВт.

Потребление:

ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - 548 МВт;

АО "Межрегионэнергосбыт" - 111 МВт;

ООО "Русэнергосбыт" - 5 МВт;

ООО "Транснефтьэнерго" - 9 МВт;

ООО "ГАРАНТ ЭНЕРГО" - 3 МВт;

ООО "Энергосистема" - 1 МВт;

ООО "Мосэнергосбыт" - 0 МВт;

ООО "Магнитэнерго" - 0 МВт;

с/н ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" - 55 МВт.

Потери единой национальной энергетической системы - 16 МВт.

2.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области за 2013-2017 годы

(МВт)
Показатель		2013	2014	2015	2016	2017
Электростанции	Установленная мощность всего	521	754	744	744	744
	Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380
	Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	117	117	117	121	121
	Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-1)		116	118	118	118
	Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-2)		117	117	117	117
	АО "ТЭЦ-Северная"	24	24	12	8	8
	Ограничения мощности всего	21	29	12	2	16
	Астраханская ТЭЦ-2	0	8	0	0	6
	Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	0	0	0	0	0
	Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-1)			0	0	4
	Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-2)			0	0	1
	АО "ТЭЦ-Северная"	21	21	12	2	5
	Располагаемая мощность всего	500	725	732	742	728
	Астраханская ТЭЦ-2	380	372	380	380	374
	Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	117	117	117	121	121
	Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-1)		116	118	118	114
	Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-2)		117	117	117	116
	АО "ТЭЦ-Северная"	3	3	0	6	3
	Нагрузка всего	494	619	722	637	717
	Астраханская ТЭЦ-2	375	267	381	277	367
	Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	116	121	118	121	120
	Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-1)		112	114	117	114
	Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-2)		116	109	116	113
	АО "ТЭЦ-Северная"	3	3	0	6	3
Потребление мощности	По территории энергосистемы, включая потери ЕНЭС (зимний максимум)	751	806	757	744	748
	рост, %	-6,8	7,3	-6,1	-1,7	0,5
Сальдо перетоков	По территории энергосистемы Астраханской области	257	187	35	107	31

2.4. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Астраханской области за 2013-2017 годы

(млн кВт*час)
Показатель	Применение показателя	2013	2014	2015	2016	2017
Выработка	Всего по энергосистеме Астраханской области	3462,6	4209,1	4336,7	4260,7	4115,8
	Астраханская ТЭЦ-2	1954,8	1723,4	1693,0	1588,1	1514,7
	Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	860,4	833,2	892,6	871,7	852,1
	Астраханская ПГУ-235	636,1	1647,4	1706,9	1746,5	1707,3
	СЭС Заводская					7,3
	АО "ТЭЦ-Северная"	11,3	5,1	44,2	54,4	34,4
Электро-потребление	По территории энергосистемы Астраханской области	4213,7	4376,5	4383,7	4396,4	4371,3
	рост, %	-2,49	3,86	0,16	0,29	-0,6

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

(МВт)
	2013	2014	2015	2016	2017
Зимний период	751	806	757	744	748
рост, %	-6,8	7,3	-6,1	-1,7	0,5
Летний период	607	646	691	699	713
рост, %	-9,0	6,4	6,7	1,1	2,0

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

Показатель	2013	2014	2015	2016	2017
Электропотребление, млн кВт*час	785,827	766,490	797,467	816,737	841,116
рост, %	-5,01	-2,5	4,04	2,42	3,0
Собственный максимум потребляемой мощности, МВт	116	113	114	111	125
рост, %	0,0	2,6	0,88	-2,63	12,6

2.7. Потребление электроэнергии прочих крупных потребителей энергосистемы Астраханской области

(млн кВт*час)
N	Наименование предприятия	Вид деятельности	Факт
			2013	2014	2015	2016	2017
1.	МУП г. Астрахани "Астрводоканал"	Распределение воды	52,8	52,6	50,6	52,3	49,4
2.	ООО "Газпром бурение"	Разведочное бурение	6,6	5,7	7,7	4,6	2,7
3.	МКП г. Астрахани "Горсвет"	Предоставление прочих услуг	17,7	19,6	18,8	19,3	20,1
4.	ОАО ССЗ "Красные Баррикады"	Строительство судов	10,0	8,2	6,1	6,0	5,7

2.8. Структура потребления электроэнергии энергосистемы Астраханской области в 2017 году

ГАРАНТ:

Текст Структуры не приводится

2.9. Потребление электрической энергии основными группами потребителей Астраханской области

(млн кВт*час)
Наименование	2013	2014	2015	2016	2017
Промышленное производство	182,6	253,5	173,8	167,7	153,6
в том числе:
Добыча сырой нефти и природного газа; предоставление услуг в этих областях	35,2	37,3	38,4	40,1	35,6
Добыча прочих полезных ископаемых	17,5	19,2	18,6	14,9	10,7
Производство пищевых продуктов, включая напитки	26,5	26,6	26,7	29,1	36,5
Текстильное производство	1,2	1,2	1,3	1,1	1,2
Производство одежды; выделка и крашение меха	1,8	2,0	1,6	1,8	0,4
Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви	5,4	8,3	5,6	7,2	8,3
Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели	1,1	1,8	1,2	1,3	1,3
Химическое производство	0,7	0,7	0,7	0,7	0,4
Производство резиновых и пластмассовых изделий	9,8	10,3	9,7	10,4	11,5
Производство готовых металлических изделий	2,6	2,6	2,6	2,5	2,5
Производство машин и оборудования	2,5	2,6	1,7	2,2	2,1
Производство судов, летательных и космических аппаратов и прочих транспортных средств	58,8	54,5	50,4	43,8	25,6
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	112,5	139,9	109,3	111,8	150,4
Строительство	69,7	60,3	46,4	51,4	45,4
Транспорт и связь	120,3	116,2	119,1	129,2	69,7
Сельское хозяйство	90,9	101,1	101,6	94,2	115,9
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	741,7	881,6	888,5	886,6	924,1

2.10. Структура генерирующего оборудования электростанций по состоянию на 01.01.2018

Наименование электростанций	Собственник	Установленная электрическая мощность, МВт	Тепловая мощность, Гкал/час
Астраханская ТЭЦ-2	ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго"	380	910
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)		121	66
Астраханская ПГУ-235		235	131,8
СЭС Заводская	ООО "Сан Проджектс"	15	-
ТЭЦ-Северная	АО "ТЭЦ-Северная"	8	51,4
Итого:		759	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 ПГУ-110 (ГРЭС)
1.1		Турбины
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	7
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	7
		К-23	23	2011	40	7
1.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	7
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	7
		ТТК-25-2У3-П	25	2011	25	7
1.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2011	25	7
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2011	25	7
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2011	25	7
2	Астраханская ТЭЦ-2
2.1		Турбины
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	33
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	33
		Т-110/120-130-5	110	1988	25*	30
		Т-110/120-130-5	110	1991	25*	27
2.2		Генераторы
		ТВФ-120-2УЗ	120	1985	25*	33
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1985	30*	33
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1988	30*	30
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1991	30	27
2.3		Трансформаторы
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25*	33
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25*	33
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1988	25*	30
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1991	25*	27
3	Астраханская ПГУ- 235
3.1		Турбины
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	5
		LM6000 PF DF Sprint	48,0	2013	12	5
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	5
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	5
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	5
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	5
3.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	5
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	5
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	5
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	5
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	5
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	5
3.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	5
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	5
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	5
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	5
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	5
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	5

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

2.10.2. Состав генерирующего оборудования АО "ТЭЦ-Северная"

Тип котлоагрегата	Стационарный номер	Производительность, т/ч	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Структура сжигаемого топлива	Давление максимальное,	Температура максимальная, оС	% износа
RIMMAX 8000	1	6,878	Завод по производству теплоэнергетического оборудования ООО "Теплостройпроект-С"	2012	Газ/дизельное топливо	6	115	25
RIMMAX 8000	2	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	25
RIMMAX 8000	3	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	25
RIMMAX 8000	4	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	25
RIMMAX 8000	5	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	25
RIMMAX 8000	6	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	25

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

2.10.3. Состав генерирующего оборудования ООО "Сан Проджектс"

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

2.11. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

АО "ТЭЦ-Северная"

Показатели работы	2013	2014	2015	2016	2017
Выработка электрической энергии, млн кВт*час	11,34	5,123	44,2	54,4	34,4
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал	98,033	107,417	103,141	98,746	96,8

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

Выработка электрической энергии, млн кВт*час	ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" всего	Астраханская ТЭЦ-2	Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	Астраханская ПГУ-235
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
2017	4074,1	1514,7	852,1	1707,3

Прогноз выработки электроэнергии

млн кВт*час
Выработка электрической энергии по годам	Общество	Астраханская ТЭЦ-2	Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	Астраханская ПГУ-235
2018	4112,186	1679,357	869,764	1563,065
2019	4201,667	1679,357	889,686	1632,625
2020	4174,260	1679,357	866,794	1628,109
2021	4007,600	1566,232	766,078	1675,290
2022	4042,351	1566,232	818,7276	1657,391
2023	3924,022	1566,232	793,1143	1564,676

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	1929,1
в том числе:	- напряжением 500 кВ	3	501
	- напряжением 220 кВ	14	1254
	- напряжением 110 кВ	13	174,1
- 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 - Чёрный Яр N 1	220	59,83	54
2	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Астрахань	220	238,01	54
3	ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань	220	55,00	66
4	ВЛ 220 кВ Астрахань - Рассвет	220	0,83	54
5	ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная I, II цепь	220	54,55	58
6	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1	220	56,41	90
7	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2	220	55,34	62
8	ВЛ 220 кВ Владимировка - Газовая	220	223,18	48
9	ВЛ 220 кВ Астрахань - Газовая	220	64,20	86
10	ВЛ 220 кВ Астрахань - Лиман	220	136,99	40
11	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Нефтепровод	220	184,61	78
12	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235-Астрахань	220	28,61	0
13	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235-Рассвет	220	28,87	0
14	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Харабали	220	91,54	86
15	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Рассвет	220	53,14	58
16	ВЛ 220 кВ Харабали - Владимировка	220	121,49	88
17	ВЛ 220 кВ Южная-Чёрный Яр N 2	220	14,81	80
18	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр-Большой Царын-1 I, II цепь	220	37,78	64
19	ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (ВЛ N 441)	110	38,77	75
20	ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ (N 443)	110	27,67	54
21	ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ N 756)	110	15,38	62
22	ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук (ВЛ N 757)	110	38,93	74

Подстанции

N п/п	Наименование подстанции	Напряжение, кВ	Установленная мощность, МВА	% износа
1	Астрахань	500/220/10	503,5	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

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

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	34,11
2.	N 456 (ТЭЦ-2 - Газовая)	1986	1	50,900		9,330	41,570	33,05
			2	11,300		4,200	7,100
3.	N 457 (Газовая-ГПП-1)	1986	1	1,810		0,560	1,250	32,96
4.	N 133,134 участок ЦРП-Яксатово	2003	2	21,700		10,250	11,450	54,93
	ВЛ 110 кВ
1	N 455 (ТЭЦ-2-Кири-Кили) с отпайкой ВЧ-отбор	1985	1	15,600		3,220	12,380	34,11
			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	34,11
			2	18,610		4,590	14,020
3	N 417 (Аксарайская-Ахтубинская)	1978	1	10,750		0,670	10,080	45,17
			2	0,190		0,130	0,060
4	N 418 (Сеитовка-Аксарайская)	1978	1	10,770		1,800	8,970	45,35
			2	6,400		1,880	4,520
5	N 419 (Сеитовка-Бузанская)	1979	1	15,440		2,900	12,540	43,17
			2	6,210		1,960	4,250
6	N 420 (Бузанская-Урусовка)	1969	1	18,250		3,550	14,700	77,48
			2	0,450		0,450	0,000
7	Отпайка Растопуловка от ВЛ N 420	1998	1	15,230		1,680	13,550	23,93
8	Растопуловка (Растопуловка-Бузанская)	1985	1	10,000		1,530	8,470	28,12
			2	5,265		0,250	5,015
9	N 437 (Бузанская-Володаровка)	1975	1	44,960		1,510	43,450	52,47
			2	2,230		0,900	1,330
10	Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ N 437	1975	1	13,960		2,570	11,390	47,56
			2	0,240		0,240	0,000
11	N 436 (Первомайская-Володаровка) с отпайкой Кири-Кили	1966	1	31,530		2,840	28,690	49,79
			2	3,600		0,830	2,770
12	Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ N 436	1966	1	14,640		2,470	12,170	92,86
			2	0,240		0,240	0,000
13	N 461(Кири-Кили-Водозабор) с отпайкой ВОС	1983	1	8,848		0,540	8,308	30,79
			2	6,950		1,900	5,050
14	N 462(Кири-Кили-Водозабор) с отпайкой ВОС	1983	1	8,807		0,910	7,897	30,87
			2	6,737		2,140	4,597
15	N 458 (Кири-Кили-Тяговая-2)	1983	1	0,367		0,367	0,000	31,88
			2	11,993		3,523	8,470
16	N 459 (Кири-Кили-Тяговая-2)	1983	1	0,180		0,000	0,180	31,88
			2	12,190		4,300	7,890
17	N 409 (Удачное-Сасыколи)	1970	1	25,860		0,870	24,990	66,86
			2	16,350		1,590	14,760
18	N 410 (Сасыколи-Харабали)	1975	1	29,680		1,140	28,540	47,37
			2	16,350		1,590	14,760
19	N 411 (Харабали-Тамбовка)	1979	1	22,460		0,340	22,120	43,17
			2	7,760		1,100	6,660
20	N 412 (Тамбовка-Вольное)	1975	1	24,340		0,000	24,340	52,47
			2	12,690		2,240	10,450
21	N 413 (Вольное-Хошеутово)	1985	1	20,810		0,000	20,810	34,11
			2	7,050		1,800	5,250
22	N 414 (Хошеутово-Ахтубинская)	1973	1	23,990		1,330	22,660	59,09
			2	2,120		0,670	1,450
23	N 470 (Харабали-Ашулук)	1978	1	58,300		2,800	55,500	45,17
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	100
29	N 125, 126 (Баррикадная-Оранжерейная)	1960, 1965	2	58,200		9,145	49,055	100
30	N 135 (Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС) -Первомайская)	1983	1	2,560		1,213	1,347	31,28
31	N 121 с отпайками (Рассвет-Стройиндустрия-АЗРО)	1961	1	21,840		3,718	18,122	100
31.1	ВЛ 110 кВ N 121 с отпайкой на ПС Аэродромная	2017	1	2,920		1,1	1,82	0
31.2	КЛ 110 кВ N 121 с отпайкой на ПС Аэродромная	2017		2,960				0
32	Увары 1,2 (Камызяк-Увары)	1988	2	12,050		3,250	8,800	39,53
33	Отпайка Промстройматериалы	1988	2	1,200		0,686	0,514	30,79
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	100
			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	71,34
			2	13,800		3,665	10,135
38	N 137, 138 (Озерная-Камышово-Баррикадная)	1984	1	59,340		1,530	57,810	35,24
39	Зензели 1, 2 (Лиман-Зензели)	1990	1	49,080		3,780	45,300	29,18
40	Судостроительная 1,2 с отпайкой (ЦРП-Судостроительная-Южная)	1986	2	12,110		4,560	7,550	33,81
41	Городская 1, 2 (ТЭЦ-2-Городская)	1988	2	2,700		2,400	0,300	26,58
42	N 131, 132 (Астраханская ПГУ-110 (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	41,2
44	N 171, 172 (ТЭЦ-2-ЦРП)	1984	2	1,687		1,054	0,633	35,24
45	N 123, 124, 170, 173, 466 (Рассвет-Бузанская-ТЭЦ-2-ЦРП-Астраханская ПГУ-35)	1970	2	58,360		12,736	45,624	71,34
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	27,69
47	КВЛ 110 кВ N 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-ЦРП) АПГУ-35-опора 1	2013	1	0,451				27,69
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	27,69
49	КВЛ 110 кВ N 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Бузанская) АПГУ-35-опора 1	2013	1	0,491				27,69
50	Заводская 1, 2 с отпайками Рассвет-Заводская-Джакуевка-Вододелитель)	1988	2	21,870		3,394	18,476	34,01
51	N 122 с отпайками (Рассвет-Лесная- Стройиндустрия-АЗРО)	1992	1	20,050		3,310	16,740	26,10
51.1	ВЛ 110 кВ N 122 отпайка на ПС Аэродромная	2017	1	2,900		1,02	1,88	0
51.2	КЛ 110 кВ N 122 отпайка на ПС Аэродромная	2017		2,950				0
52	Раздор-Чапаево-Новинская (Камызяк-Новинская-Чапаевская)	1989	1	13,970		1,257	12,713	31,79
			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	39,42
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	22,99
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	43,98
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	60,0
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	100
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	13,17		5,700	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	27,99
			2	30,880			30,880
70	N 750 (Кочевая-Батаевка)	1981	1	23,630			23,630	40,07
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	30,63
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	46,99
76	N 409 заход на ПС Удачное	1988	1	6,500			6,500	30,71
77	N 708 (Пироговка-Удачное)	1972	1	22,290			22,290	66,48
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	39,53
80	N 320 (Райгород-Солодники)	1994	1	24,200			24,200	26,53
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	71,07
83	Отпайка к ПС Вязовка от ВЛ N 721	2009	1	1,831		0,181	1,65	71,07
84	Отпайка к ПС Ступино от ВЛ N 721	1976	1	5,800			5,800	52,23
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	64,64
87	Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 723	1974	1	4,720			4,720	64,64
88	Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 781	1979	1	4,700			4,700	58,21
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	33,81
93	N 780 (Черный Яр-Горная)	1980	2	1,800			1,800	54,67
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	58,5
96	N 725 (Цаган-Аман-Енотаевка)	1970	1	49,870			49,870	71,34
97	N 727 (Енотаевка-Косика)	1976	1	42,950			42,950	49,58
98	N 728 (Косика-Ленино)	1976	1	16,740			16,740	43,01
99	N 729 (Ленино-Сероглазовка)	1981	1	17,070			17,070	62,23
100	N 730 (Сероглазовка-Нефтепровод)	1981	1	21,200			21,200	62,23
101	N 731 (Нефтепровод-Береговая)	1971	1	17,030			17,030	45,0
102	Отпайка от ВЛ N 728 к ПС Солнечная	1988	1	0,240			0,240	30,63
103	Отпайка 110 кВ на ПС Горбаневка от ВЛ N 701	1978	1	3,040			3,040	100
104	N 782 (Степная-Дальняя)	1980	1	25,300			25,300	44,83
105	N 104 КЛ-110 кВ	2011	1	1,909		1,009	0,900	22,64
106	N 102	2011	1	0,432				32,69
107	N 103а	2011	1	0,79				32,69
108	N 104	2011	1	0,432				32,69
109	КВЛ 110 кВ N 463 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Кири-Кили N 1)	2013	1	1,048				27,69
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				27,69
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	26,94
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	26,94
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	26,94
115	ВЛ-110 кВ Астраханская ТЭЦ-2-Юбилейная	2017	1	5,55		4,642	0,908	0
116	КЛ-110 кВ Астраханская ТЭЦ-2-Юбилейная	2017		0,432				0
	ВЛ-35 кВ
117	Кировская 1,2 с отпайкой (Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС) - Кировская-ЖБК)	1963	2	2,51		2,405	0,105	100
118	Бирюковка (Евпраксино-Бирюковка	1981	1	15,36		0,307	15,053	39,53
119	НС-4 с отпайкой (Евпраксино-НС-4-Яблонька)	1974	1	15,9		0,620	15,28	55,19
120	Стекловолокно 1,2 с отпайкой (Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС) -Стекловолокно-Прогресс)	1963	2	3,17		2,591	0,579	100
121	Бударино (Лиман-Бударино)	1982	1	21,21		0,34	20,87	36,56
122	Травино (Увары-Травино)	1972	1	7,900		0,600	7,300	39,53
123	Тутинка (Увары-Тутинка)	1990	1	11,300		1,080	10,220	37,99
124	НС-5 (Раздор-НС-5)	1978	1	10,140		0,360	9,780	45
125	Калиновка (Коммунар-Травино)	1970	1	18,400		3,100	15,300	66,48
126	Началово 2 (ЦРП-Началово)	1958	1	6,21			6,21	58,5
			2	7,52		0,850	6,670
127	Отпайка Интернациональная от Нефтебазы 1,2	1957	2	1,210		1,210		36,45
128	Киреты (Камышово-Киреты)	1982	1	18,070		0,160	17,910	38,74
129	Лесная (Трусовская-Лесная)	1957	1	6,210		3,720	2,490	100
			2	4,260		2,560	1,700
130	Караванная (Яндыки-Караванная)	1982	1	26,020		2,580	23,440	37,99
131	Линейная (Баррикадная-Прикаспийская)	1971	1	38,090		1,090	37,00	76,97
132	Николаевка 2 (Баррикадная - Николаевка)	1985	1	34,850		0,150	34,700	34,62
133	Черноземельский тракт (Лиман-Черноземельский тракт) с отпайкой на ПС Караванная	1979	1	35,910		0,718	35,192	43,49
134	Началово 1 (Кировская-Началово)	1958	1	6,590	1,920	0,870	3,800	100
			2	0,830		0,096	0,734
135	Центральная 1, 2 с отпайками (Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС) - Трикотажная-Царевская)	1989	2	7,620		1,814	5,806	67,24
136	Отпайка на ПС Трикотажная (Городская-Центральная-Царевская)	1989	2	0,480		0,480		67,24
137	Царевская 1,2 с отпайкой (Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС) - ЦРП-Царевская)	1989	2	5,940		4,000	1,940	67,24
138	Отпайка на ПС ЦРП (Городская-Центральная-Царевская)	1989	2	2,225		0,580	1,645	67,24
139	Тишково (Евпраксино-Тишково)	1970	1	43,700		1,460	42,240	67,24
140	Марфино (Володаровка-Марфино)	1975	1	25,300		1,360	23,940	52,47
141	Мултаново (Марфино-Мултаново)	1975	1	10,300		0,440	9,860	52,47
142	Тумак (Володаровка-Тумак)	1974	1	22,600		0,290	22,310	55,45
143	Зеленга (Тумак-Зеленга)	1974	1	15,530		0,870	14,660	55,45
144	Отпайка Новинка от ВЛ Тумак	1989	1	0,710			0,710	45,39
145	Присельская (Сасыколи-Присельская)	1975	1	19,650		0,320	19,330	52,7
146	Послеспадовая (Сасыколи-Послеспадовая)	1985	1	0,340			0,340	34,21
			2	4,930		1,220	3,710
147	Гремучая (Тамбовка-Гремучая)	1979	2	17,900		4,100	13,800	43,17
148	ХВТ (Сасыколи-ХВТ)	1978	1	19,070		0,930	18,140	45,17
			2	4,930		1,220	3,710
149	Михайловка (Сасыколи-Михайловка)	1983	1	25,300		0,350	24,950	31,88
150	Бассоль (Владимировка-Бассоль)	1965	1	4,540	4,540			100
151	Горбаневка (Капустин Яр-Горбаневка)	1965	1	9,800	9,800			100
152	Садовая (Горбаневка-Садовая)	1979	1	19,800			19,800	44,32
153	Грачевская (Ватажная-Грачевская)	1980	1	6,400			6,400	45
154	Песчаная (Грачевская-Песчаная)	1980	1	19,120			19,120	41,64
155	Пришибинская	1979	1	12,270			12,270	44,83
156	Ильинка-1,2	2005	2	4,000		0,800	3,200	20
157	Спуск 35 кВ на ПС 35/6 кВ Временная	2008	1	0,090				46,25

Подстанции

N	Наименование подстанций	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение трансформаторов, кВ	Количество трансформаторов	Мощность силовых трансформаторов, МВА	% износа
1	ЦРП	1971	110/35/10	2	2х25,0	62,89
2	Восточная	1974	110/6	2	15,0+16,0	62,54
3	Южная	1983	110/10-6	2	2x25,0	53,1
4	Трикотажная	1974	110/35/6	2	2x40,0	64,92
5	Городская	1988	110/10-6	2	2x25,0	52,7
6	Судостроительная	1976	110/6	2	2x25,0	64,21
7	Первомайская	1983	110/35/6	2	2x16,0	51,14
8	Северная	1993	110/10-6	2	2x40,0	53,15
9	Кири-Кили	1985	110/10	2	2x16,0	51,64
10	Лесная	1965	110/35/6	2	15,0+25,0	71,2
11	Стройиндустрия	1969	110/35/10	2	2x16,0	70,8
12	Окрасочная	1974	110/6	2	2x10,0	68,74
13	Резиновая	1978	110/10-6	2	2x40,0	64,25
14	Лесная-Новая	1987	110/35/6	1	40,0	56,18
15	Вододелитель	1972	110/6	2	2x10,0	48,63
16	Джакуевка	1988	110/10	1	6,3	41,76
17	Промстройматериалы	1988	110/10	2	2x16,0	43,03
18	Икряное	1981	110/10	2	2x10,0	44,9
19	Маячное	1969	110/10	1	6,3	66,14
20	Труд-Фронт	1968	110/35/ 10	1	5,6	67,28
			110/10	1	6,3
21	Оранжерейная	1965	110/10	2	6,3+10,0	72,74
22	Мумра	1983	110/35/10	1	6,3	58,93
23	Житное	1993	110/10	1	6,3	36,24
24	Озерная	1998	110/10	2	2x6,3	69,93
25	Яндыки	1965	110/35 10	2	7,5+6,3	100
26	Оля	1967	110/10	2	2x6,3	100
27	Камышово	1989	110/35/10	1	6,3	100
28	Зензели	1990	110/35/10	2	2x6,3	25,75
29	Фунтово	1974	110/10	2	2x16,0	40,03
30	Евпраксино	1971	110/35/10	2	2x6,3	65,66
31	Водозабор	1989	110/6	2	2x2,5	62,67
32	ВОС	1989	110/6	2	2x6,3	66,5
33	Растопуловка	1996	110/10	1	16,0	43,72
34	Николо-Комаровка	1968	110/35/ 10	1	6,3	63,84
			110/10	1	6,3
35	Чапаевская	1973	110/35/6	1	6,3	57,66
36	Табола	1978	110/10	2	6,3+10,0	57,89
37	Чаганская	1985	110/10	2	2x6,3	45,53
38	Раздор	1981	110/35/10	2	2x10,0	45,87
39	Камызяк	1986	110/10	1	6,3	37,95
40	Увары	1987	110/10	1	16,0	44,38
41	Новинская	1986	110/10	2	2x6,3	51,57
42	Тузуклей	1992	110/35/10	1	10,0	43,81
43	Коммунар	1970	110/6	1	10,0	61,38
44	Красный Яр	1977	110/35/10	2	2x10,0	69,73
45	Дружба	1978	110/10	1	6,3	62,15
46	Урусовка	1973	110/10	1	6,3	53,31
47	Сеитовка	1979	110/10	2	2x6,3	57,75
48	Ахтубинская	1984	110/35/10	2	2x16,0	62,39
49	Аксарайская	1984	110/10	2	2x16,0	55,59
50	Володаровка	1968	110/35/10	2	2х16,0	54,34
51	Сасыколи	1976	110/35/10	1	16	62,34
52	Тамбовка	1980	110/35/10	1	10	58,79
53	Вольное	1976	110/10	2	2x6,3	54,22
54	Ашулук	1984	110/10	1	6,3	57,88
55	Хошеутово	1986	110/35/10	1	10,0	52,63
56	Удачное	1989	110/10	1	10,0	56,98
57	Кочевая	1983	110/6	1	10,0	54,59
58	Водозабор-1	1983	110/6	1	6,3	57,46
59	Ахтуба	1983	110/6	1	10,0	47,79
60	Рождественка	1969	110/10	2	2x6,3	62,45
61	Батаевка	1986	110/10	1	6,3	57,63
62	Джелга	1980	110/6	2	2x6,3	58,87
63	Пироговка	1972	110/10	2	6,3+10,0	60,8
64	Покровка	1974	110/6	2	2x10,0	54,35
65	Пологое Займище	1973	110/6	2	2x6,3	56,23
66	Советская	1983	110/35/10	2	2x6,3	69,86
67	Горбаневка-2	1983	110/35/10	2	10,0+6,3	48,03
68	Капустин Яр	1958	110/35/10	2	2x25,0	64,9
69	Старица	1963	110/10	1	2,5	76,28
70	Вязовка	1972	110/10	1	2,5	74,01
71	Степная	1980	110/6	1	6,3	75,5
72	Дальняя	1983	110/35/6	1	10,0	65,77
73	Ступино	1968	110/6	1	6,3	52,42
74	Соленое Займище	1988	110/10	1	6,3	60,66
75	Старица 2	1991	110/10	1	6,3	71,44
76	Солодники	1969	110/10	1	10,0	62,52
77	Черный Яр-2	1979	110/10	2	2x6,3	72,78
78	Горная	1981	110/6	1	16,0	56,93
79	Ушаковка	1971	110/6	2	2x10,0	82,03
80	Ватажная	1979	110/35/6	1	16,0	77,36
81	Ленино	1979	110/10	1	2,5	53,63
82	Ветлянка	1972	110/6	1	6,3	62,98
83	Косика	1972	110/10	1	10,0	53,44
84	Солнечная	1988	110/6	1	10,0	54,81
85	Береговая	1976	110/10	2	2,5+6,3	56,83
86	Енотаевка	1973	110/10	2	2x10,0	52,04
87	Никольская	1966	110/35/10	1	6,3	56,15
			110/10	1	6,3
88	Сероглазовка	1982	110/10	1	6,3	50,96
89	Царевская	2007	110/10/6	2	2x40,0	32,94
90	Юбилейная	2010	110/10	2	2х40,0	30,25
91	Кировская	1973	35/6	2	2х10,0	25,05
92	Стекловолокно	1967	35/6	2	2х15,0	54,74
93	Прогресс	1987	35/6	2	2х16,0	57,43
94	Кубанская	1980	35/6	1	2,5	49,99
95	ЖБК	1972	35/6	2	10,0+6,3	29,83
96	Котельная	1991	35/10	1	4,0	56,59
97	Царевская-2	1973	35/6	1	4,0	57,04
98	Временная	2008	35/6	1	10,0	31,85
99	Трусовская	1957	35/6	2	12,5+20,0	25,02
100	Октябрьская	1964	35/6	3	3х6,3	61,78
101	Интернациональная	1974	35/6	2	5,6+4,0	60,83
102	Нефтебаза	1977	35/6	2	2х6,3	66,17
103	Линейная	1970	35/10	1	4,0	74,61
104	Николаевка	1986	35/10	1	4,0	79,77
105	Прикаспийская	1980	110/35/10	1	6,3	79,49
106	Травино	1999	35/10	2	4,0+6,3	59,83
107	НС-5	1974	35/6	1	2,5	79,15
108	Калиновка	1971	35/10	1	4,0	75,49
109	Караванное	1987	35/10	2	2х4,0	72,07
110	Михайловка	1989	35/10	1	4,0	77,33
111	Бударино	1992	35/10	1	4,0	74,41
112	Бараний Бугор	1974	35/6	1	2,5	78,97
113	Бирюковка	1974	35/10	2	4,0+2,5	72,85
114	Началово	1962	35/6	1	6,3	56,78
			110/35/6	1	7,5
115	Киреты	1985	35/6	1	1,6	60,2
116	Тумак	1973	35/10	2	4,0+2,5	65,48
117	Марфино	1983	35/10	2	2,5+4,0	62,3
118	Мултаново	1978	35/10	1	4,0	65,88
119	Зеленга	1986	35/10	1	4,0	61,95
120	Тишково	1970	35/10	2	4,0+1,6	68,39
121	Новинка	1990	35/10	1	4,0	63,82
122	Яблонька	1973	35/6	1	4,0	61,90
123	Послеспадовая	1978	35/6	1	2,5	73,11
124	Гремучая	1981	35/6	1	2,5	77,31
125	Присельская	1978	35/10-6	2	2х6,3	79,46
126	ХВТ	1978	35/10-6	1	6,3	76,89
127	Михайловка-1	1987	35/6	1	4,0	74,81
128	Заволжская	1978	35/10	1	6,3	79,92
129	Грачевская	1980	35/6	1	10	77,49
130	Песчаная	1980	35/6	1	4,0	82,24
131	Горбаневка	1958	35/10	1	3,2	100
132	Садовая	1979	35/10	1	4,0	100
133	Черноземельский тракт	1983	Трансформатор демонтирован			100

Износ основных производственных фондов составляет:

- по подстанционному оборудованию - 87%,

в том числе:

- ПС 110 кВ - 82,96%;

- ПС 35 кВ - 94,5%;

- ТП 6-10 кВ - 81,2%;

- по ВЛ 110 кВ - 83,2%;

- по ВЛ 35 кВ - 85,4%.

- по КЛ-110 кВ - 22,0%;

- по КЛ-35 кВ - 42,3%.

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

Линии электропередачи

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

Подстанции

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

3.4. В энергосистеме имеются также подстанции и электрические сети 110 кВ и выше других владельцев (потребительские). Приведём структуры электросетевых комплексов 110 кВ и выше, оказывающих влияние на электроэнергетические режимы Астраханской энергосистемы.

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

Подстанции

N п/п	Наименование подстанции	Напряжение, кВ	Установленная мощность, МВА
1	Тяговая-1	220/27,5/10	80
2	Тяговая-2	110/27,5/10	50

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

Линии электропередачи

N	Наименование ЛЭП	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение, кВ	Протяженность, км
1	ВЛ 110 кВ Нефтепровод - А-НПС-5А	2016	110	95,07
2	Отпайка на ПС 110 кВ А-НПС-5А от ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели	2017	110	45,08

Подстанции

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

4. Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области

Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области с другими энергосистемами:

с энергосистемой Волгоградской области:

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1;

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2;

- ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр N 1;

- ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2;

- ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ N 297), 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. Основная нагрузка приходится на производство пара для технологических нужд газоперерабатывающего завода, отопление и горячее водоснабжение. Источником теплоснабжения являются три котельные - Пусковая, Узловая, Расширение, работающие на природном газе. Суммарная установленная тепловая мощность котельных составляет 811 Гкал/час.

Отпуск тепловой энергии потребителям осуществляется от разных источников. Отпуск тепловой энергии в паре и горячей воде для нужд 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 2017 год

N п/п	Наименование источника	Отпуск тепловой энергии в 2017 году, тыс. Гкал	Параметры пара/ вид топлива,
1.	Пусковая котельная
1.1.	Паровые котлы котельной "Пусковая"	1454,035	36-39 (380-420 0С) 4,5-5,06 (160-200 0С)
1.2.	Паровые котлы котельной "Расширение"	268,465	36-39 (380-420 0С) 4,5-6,0 (160-200 0С)
	Котельная "Узловая" пар не отпускает

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

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

На балансе ООО "Астраханские тепловые сети" находятся водяные тепловые сети общей протяженностью 502,3 км (251,16 км трассы) в однотрубном исчислении условным диаметром от 32 до 1000 мм, из них надземного исполнения - 339,9 км (169,94 км трассы), канального - 117,3 км (58,64 км трассы), бесканального - 45,2 км (22,59 км трассы). Сети построены в период с 1960 по 2011 год. Нуждаются в замене 403,1 км (201,56 км трассы), из них ветхих - 249,1 км (124,56 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 Астрахани работают локально. 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, 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 2013-2017 годы

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"	2013	2014	2015	2016	2017
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	1949	2101	1966	1964	2042
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-205	152	-135	-2	78
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	-6,4	-0,1	+34
Астраханская ТЭЦ-2
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	1423	1518	1426	1515	1692
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-157	95	-92	+89	+77
Среднегодовые темпы прироста, %		0	-6,1	+6,2	+11,7
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	0	0	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	0	0	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-235
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	61	231	229	230	230
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	61	170	-2	+1	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	-0,9	+0,4	0
Котельная "Центральная"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	175	22	4	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-77	-153	-18	-4	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	-81,8	0	0
Малые котельные
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	308	331	307	219	120
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-14	+23	-24	-88	-99
Среднегодовые темпы прироста, %	0	+7,5	-7,3	-28,7	-45,2
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)
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 2013-2017 годы

Показатели	2013	2014	2015	2016	2017
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	11481,42	11511,54	11293,09	11532,25	13015,75
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-465,38	30,12	-218,45	239,16	1483,5
Среднегодовые темпы прироста, %	-3,9	0,26	-1,9	2,07	11,39

5.4. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных генерирующих компаний Астраханской области за 2017 год по ООО "Астраханские тепловые сети"

NN п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1917,410	газ
1	Астраханская ТЭЦ-2	1688,210	газ
2	Астраханская ПГУ-235	229,200	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго", МУП г. Астрахани "Коммунэнерго":		119,754	газ
3	Покровская	16,546	газ
4	N 2	3,662	газ
5	N 3	1,155	мазут
6	N 5	0,614	дизель
7	N 6	17,561	газ
8	N 9	4,501	газ
9	N 10	22,850	газ
10	N 12	3,696	газ
11	N 15	8,176	газ
12	N 16	11,469	газ
13	N 21	3,921	газ
14	N 22	3,609	газ
15	N 51	14,577	газ
16	N 52	5,659	газ
17	Т-15	1,858	газ
Итого		2037,164

5.5. Отпуск тепловой энергии теплоисточниками г. Астрахани

(тыс. Гкал)
Наименование	2013	2014	2015	2016	2017
Отпуск тепловой энергии электростанциями:
Астраханская ТЭЦ-2	1423	1518	1426	1515	1692
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	0	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-235	61	231	229	230	230
Котельные ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"	465,9	352,5	311,0	219	120
Всего	1949,9	2101,5	1966,0	1964,0	2042,0

5.6. Динамика потребления тепловой энергии в 2013-2017 годах (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго")

Показатели	2013	2014	2015	2016	2017
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка
котельными	319664	347544	312671	317152	310241
- полезный отпуск
котельными	291361	303044	297202	285567	267075
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,322	0,417	0,383	0,384	0,381
- газ (млн куб.м)	44,219	48,092	43,231	43,810	42,872
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):	291361	303044	297202	285567	267075
промышленность	23186	25171	22730	24650	20551
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	223245	226921	227343	214927	202671
коммунально-бытовой сектор	44930	50952	47129	45990	43853

5.7. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от котельных МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" за 2017 год

N п/п	Наименование энергоисточника		Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал		Параметры пара, вид топлива
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в т.ч.:		288,904
1	котельная N Т-1	127,946		горячая вода, природный газ
2	котельная N Т-2	31,963		горячая вода, природный газ
3	котельная N Т-3	5,637		горячая вода, природный газ
4	котельная N Т-4	21,311		горячая вода, природный газ
5	котельная N Т-6	49,164		горячая вода, природный газ
6	котельная N Т-8	6,53		горячая вода, природный газ
7	котельная N Т-9	4,155		горячая вода, природный газ
8	котельная N Т-10	3,607		горячая вода, природный газ
9	котельная N Т-11	1,638		горячая вода, природный газ
10	котельная N Т-12	0,551		горячая вода, природный газ
11	котельная N Т-13	0,185		горячая вода, природный газ
12	котельная N Т-14	0,548		горячая вода, природный газ
13	котельная N Т-15	1,858		горячая вода, природный газ
14	котельная N Т-17	2,142		горячая вода, природный газ
15	котельная N Т-18	0,105		горячая вода, природный газ
16	котельная N Т-19	0,334		горячая вода, природный газ
17	котельная N Т-20	1,161		горячая вода, природный газ
18	котельная N Т-21	3,069		горячая вода, природный газ
19	котельная N Т-22	0,218		горячая вода, природный газ
20	котельная N Т-23	5,817		горячая вода, природный газ
21	котельная N Т-24	0,426		горячая вода, природный газ
22	котельная N Т-25	0,625		горячая вода, природный газ
23	котельная N Т-26	1,155		горячая вода, мазут топочный
24	котельная N Т-41	1,733		горячая вода, мазут топочный
25	котельная N Т-43	0,986		горячая вода, мазут топочный
26	котельная N Т-44	16,04		горячая вода, природный газ

5.8. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" за 2017 год

NN п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1922,226
1	Астраханская ТЭЦ-2	1692,124	газ
2	Астраханская ПГУ-235	230,102	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:		120,261	газ
3	Центральная	0	газ
4	Покровская	16,546	газ
5	N 2	3,662	газ
6	N 3	1,155	мазут
7	N 5	0,614	дизель
8	N 6	17,561	газ
9	N 7	0,700	газ
10	N 9	4,501	газ
11	N 10	22,850	газ
12	N 12	3,696	газ
13	N 13	0,265	электроэнергия
14	N 15	8,176	газ
15	N 16	11,469	газ
16	N 21	3,921	газ
17	N 22	3,609	газ
18	N 28	1,130	газ
19	N 47	0,170	газ
20	N 51	14,577	газ
21	N 52	5,659	газ
Итого		2042,487

5.9. Динамика потребления тепловой энергии по муниципальным образованиям за 2013-2017 годы

Наименование	2013	2014	2015	2016	2017
МО "ЗАТО Знаменск Астраханской области"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	166,7	162,7	156,2	162,8	155,65
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	40,791	42,384	43,750	44,559	45,281
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	49,986	47,609	41,217	28,949	16,765
Источники тепловой энергии, всего	20	20	20	20	16
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	20	20	20	20	16
энергокомпаний	-
муниципальные	19	19	19	19	14
прочие источники	1	1	1	1	2
МО "Приволжский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	16,27	10,63	17,52	11,27	11,28
Источники тепловой энергии, всего	42	43	43	36	34
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	43	43	43	43	34
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	42	43	43	43	34
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Лиманский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	35,27	34,64	31,20	13,0	12,8
Источники тепловой энергии, всего	28	31	31	2	2
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	28	31	31	2	2
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	3	31	31	2	2
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Красноярский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	30,54	30,54	29,83	29,77	29,83
Источники тепловой энергии, всего	34	33	33	34	34
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	1	1	1	1	1
котельные, всего, в том числе:	34	33	33	33	33
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	34	33	33	33	33
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Наримановский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	46,04	129,36	40,81	38,34	41,60
Источники тепловой энергии, всего	3	16	1	1	1
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	3	16	1	1	1
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	3	16	1	1	1
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Камызякский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	43,68	36,26	37,18	37,72	37,57
Источники тепловой энергии, всего	9	9	8	12	12
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	9	9	8	12	12
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	9	9	8	12	12
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Харабалинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	49,91	51,78	35,49	41,45	40,90
Источники тепловой энергии, всего	49,91	51,78	35,49	41,45	40,90
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	49,91	51,78	35,49	41,45	33
энергокомпаний	-	-
муниципальные	49,91	51,78	35,49	41,45	33
прочие источники	-	-	-	-
МО "Ахтубинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	165,96	157,29	147,27	123,42	156,61
Источники тепловой энергии, всего	12	12	11	11	12
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	12	12	11	11	15
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	12	12	11	11	15
прочие источники	-	-	-
МО "Енотаевский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	28,68	29,35	31,98	25,78	26,81
Источники тепловой энергии, всего	14	14	16	17	17
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	14	14	16	17	17
энергокомпаний
муниципальные	14	14	15	16	16
прочие источники
МО "Володарский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	30,40	23,90	23,85	21,90	18,04
Источники тепловой энергии, всего	27	33	33	33	33
ТЭЦ, всего, в т.ч.:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	26	33	33	33	33
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	26	33	33	33	33
прочие источники	-	-	-	-	-

5.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2017 год

N	Наименование потребителя, место расположения	Вид деятельности	Годовой объем тепло-потребления, тыс. Гкал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Пара-метры пара	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	2	3	4	5	6	7
1	Государственное автономное учреждение Астраханской области "Спорткомплекс "Звездный", г. Астрахань, ул. Н. Островского, 147	культура	20 276,40	ТЭЦ-2	-	5,41
2	Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Астраханский государственный медицинский университет" Министерства здравоохранения Российской Федерации, г. Астрахань, ул. Бакинская, 121	медицина/федеральный бюджет	12 248,33	ТЭЦ-2	-	4,73
3	Государственное бюджетное учреждение здравоохранения Астраханской области "Областная детская клиническая больница им. Н.Н. Силищевой", г. Астрахань, ул. Медиков, 6	медицина/ бюджет Астраханской области	13227,06	ТЭЦ-2	-	5,57
4	Общество с ограниченной ответственностью "НОА", г. Астрахань, ул. Куйбышева, 69	производство	17 628,49	ТЭЦ-2	-	4,78
5	Открытое акционерное общество "АстраханьПассажирТранс", г. Астрахань, ул. Энергетическая, 2	производство	3 254,44	Котельная "Центральная"	-	1,79
6	Открытое акционерное общество "Астраханский станкостроительный завод", г. Астрахань, ул. Латышева, 16а	производство	11 148,66	ТЭЦ-2	-	5,49
7	Государственное автономное учреждение культуры Астраханской области "Астраханский государственный театр Оперы и Балета", г. Астрахань, ул. А. Барбюса, 16, литер 1	культура/ бюджет Астраханской области	11 570,18	ТЭЦ-2	-	5,67

5.11. Потребление топлива электростанциями и котельными за 2017 год

Показатели	Всего	в том числе
		газ	уголь	нефте-топливо (мазут)	прочее топливо (котельно-печное)
ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго"
Всего годовой расход топлива, тыс. т.у.т.	1344,300	1343,771	-	0,382	0,147
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	1045,230	1045,194	-	0,033	0,003
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	276,362	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	299,070	298,578	-	0,348	0,144
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии	146,424	-	-	-	-
в том числе:
Астраханская ТЭЦ-2
Топливо всего, тыс. т.у.т.	678,801	678,760	-	0,042	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	433,989	433,956	-	0,033	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	325,292	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	244,812	244,804	-	0,008	-
Удельный расход тепловой энергии на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	144,677	-	-	-	-
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)
Топливо всего, тыс. т.у.т.	212,007	212,007	-	-	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	212,007	212,007	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	258,931	-	-	-	-
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.	433,558	443,003	-	-	0,003
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	399,234	408,567	-	-	0,003
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	245,053	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	34,324	34,324	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	149,167	-	-	-	-
Котельная "Центральная"
Топливо, тыс. т.у.т.	0,002	0,002	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	166,603	-	-	-	-
Малые котельные
Топливо, тыс. т.у.т.	19,933	19,450	-	0,339	0,144
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	165,748	-	-	-	-

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.	%
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
2017	280,212	100	-	-	-	-	-	-	280,212	100

5.13. Единый топливно-энергетический баланс Астраханской области

N п/п	Наименование показателей	Единица измерения	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Суммарный объём внутреннего производства
1	Добыча газа	млн куб. м	10860,6	10282,4	12083,7	10383,3	10784,6
2	Добыча газового конденсата	тыс. тонн	3742,6	3520,7	3463,1	3540,0	3677,6
3	Добыча нефти	тыс. тонн	22,54	41,1	1719,9	2309,7	5541,6
4	Выработка автомобильных бензинов	тыс. тонн	988,6	1002,6	938,9	1006,7	927,3
5	Выработка дизельного топлива	тыс. тонн	756,5	764,4	544	661,7	660,9
6	Выработка топочного мазута	тыс. тонн	351,4	329,6	332,2	347,0	328,4
7	Выработка сжиженного газа	тыс. тонн	300,1	296,9	291,4	304,70	310,5
8	Выработка товарного газа	млн куб. м	5784,8	5461,1	5530,5	5635,20	5869,7
9	Заготовка топливных дров	тыс. пл. куб. м	8,3	10,0	8,8	6,8	6,2
10	Электроэнергия	млн кВт час	3462,6	4209,1	4336,7	4260,6	4108,4
11	Тепловая энергия	тыс. Гкал	12528,09	12796,51	12388,1	12593,8	13015,8
Суммарный объём внутреннего потребления
1	Автомобильные бензины, всего	тыс. тонн	227,0	243,2	268,2	260,5	267,0
2	Дизельное топливо	тыс. тонн	76,7 165,5 (с учетом Астраханского отделения Приволжской железной дороги - филиала ОАО "РЖД")	77,8 167,9 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД")	80,2 156,8 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД")	90,1 167,9 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД")	89,9 165,0 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД")
3	Топочный мазут	тыс. тонн	13,1	13,9	13,0	12,9	12,8
4	Топливо печное	тыс. тонн	0,05	0	0	0	0
5	Керосин осветительный	тыс. тонн	0	0	0	0	0
6	Природный газ, всего, в том числе для бытовых нужд населения	млн куб. м	2011,9 401,6	2240,4 441,1	2215,1 412,2	2162,2 416,3	2187,1 416,2
7	Сжиженный газ, всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	38,1 2,97	54,8 3,1	45,6 2,8	40,9 2,7	40,6 2,4
8	Уголь, всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	13,1 (с учетом Астраханского отделения Приволжской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" - 6,3) 4,4	13,5 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6,4) 4,5	12,9 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6,4) 4,5	12,4 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6,4) 3,9	12,0 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 3,4
9	Дрова, всего, том числе для бытовых нужд населения	тыс. пл. куб. м	7,4 7,0	10,4 9,0	9,0 8,4	7,4 6,7	6,7 6,5
10	Авиационное топливо	тыс. тонн	6,2	6,1	5,3	4,9	6,8
11	Электроэнергия	млн кВт*час	4213,7	3954,8	4056,4	4066,7	4231,1
12	Тепловая энергия	тыс. Гкал	11481,42	12796,51	11293,1	11532,3	11780,5

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 110/10 кВ Красный Яр, ПС 110/10-6 кВ Царевская, ПС 35/6 кВ Началово, ПС 35/6 кВ Октябрьская, ПС 35/6 кВ Трусовская возможно только при условии увеличения их трансформаторной мощности по причине загрузки существующих трансформаторов, превышающей нормативные требования по результатам замеров в режимные дни, с учетом величины максимальной присоединяемой мощности вновь присоединяемых потребителей в соответствии с заключенными договорами об осуществлении технологического присоединения (приложение N 1 к Программе), а также отсутствия возможности перевода нагрузки на другие источники питания 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 2018-2024 годы.

Прогноз потребления электрической энергии и мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2018-2023 годы

Наименование показателя	Единицы измерения	2018	2019	2020	2021	2022	2023
Потребление электроэнергии	млн кВт*час	4441	4509	4578	4604	4626	4648
Среднегодовые темпы прироста	%	1,6	1,5	1,5	0,6	0,5	0,5
Максимальная мощность	МВт	783	794	803	806	808	811
Среднегодовые темпы прироста	%	4,7	1,4	1,1	0,4	0,2	0,4

8. Прогноз потребления тепловой энергии и топлива на период 2018-2023 годов

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

Наименование показателя	2018	2019	2020	2021	2022	2023
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка
котельными	313429	300622	300622	300622	300622	300622
- полезный отпуск
котельными	262103	276504	276504	276504	276504	276504
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,357	0,312	0,312	0,312	0,312	0,312
- газ (млн куб.м)	50,322	51,477	51,477	51,477	51,477	51,477
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии по основным потребителям (Гкал):	262103	276504	276504	276504	276504	276504
промышленность	17484	23932	23932	23932	23932	23932
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	198246	205147	205147	205147	205147	205147
коммунально-бытовой сектор	48014	47425	47425	47425	47425	47425

8.2. Прогноз потребления топлива электростанциями и котельными энергосистемы Астраханской области

Подразделение	Вид топлива	Единица измерения	2018	2019	2020	2021	2022	2023
АО "ТЭЦ-Северная"	газ	тыс. т.у.т.	63,253	63,253	63,253	63,253	63,253	63.253
Астраханская ТЭЦ-2	газ	млн м3	620,983	627,076	627,819	573,351	573,351	573,351
	мазут	тыс. тонн	0,033	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	газ	млн м3	187,959	190,565	185,575	179,348	179,348	179,348
Астраханская ПГУ-235	газ	млн м3	365,037	356,994	356,255	364,289	364,289	364,289
	дизель	тыс. тонн	0,040	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020
Котельные	газ	млн м3	17,333	12,707	9,797	9,797	9,797	9,797
	мазут	тыс. тонн	0,209	-	-	-	-	-
	дизель	тыс. тонн	0,056	-	-	-	-	-
Всего по ООО "ЛУКОЙЛ-Астрахань - энерго"	газ	млн м3	1191,313	1187,342	1179,446	1126,785	1126,785	1126,785
	мазут	тыс. тонн	0,241	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
	дизель	тыс. тонн	0,096	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020

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

ООО "ЛУКОЙЛ-Астрахань-энерго"	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2018	1,36151	99,98	0,00038	0,01			0,00009	0,01	1,36178	100
2019	1,38064	99,98	0,00004	0,01			0,00002	0,01	1,38071	100
2020	1,37146	99,98	0,00004	0,01			0,00002	0,01	1,37153	100
2021	1,31022	99,98	0,00004	0,01			0,00002	0,01	1,31029	100
2022	1,31022	99,98	0,00004	0,01			0,00002	0,01	1,31029	100
2023	1,31022	99,98	0,00004	0,01			0,00002	0,01	1,31029	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.	%
2018	0,72823	99,99	0,00004	0,01					0,72828	100
2019	0,72916	99,99	0,00004	0,01					0,72920	100
2020	0,73002	99,99	0,00004	0,01					0,73007	100
2021	0,66669	99,99	0,00004	0,01					0,66673	100
2022	0,66669	99,99	0,00004	0,01					0,66673	100
2023	0,66669	99,99	0,00004	0,01					0,66673	100

Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	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.	%
2018	0,21643	100							0,216	100
2019	0,22158	100							0,22158	100
2020	0,21578	100							0,21578	100
2021	0,20854	100							0,20854	100
2022	0,20854	100							0,20854	100
2023	0,20854	100							0,20854	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.	%
2018	0,398057	99,99					0,00002	0,01	0,39808	100
2019	0,41511	99,99					0,00002	0,01	0,41514	100
2020	0,41425	99,99					0,00002	0,01	0,41428	100
2021	0,42676	99,99					0,00002	0,01	0,42678	100
2022	0,42359	99,99					0,00002	0,01	0,42362	100
2023

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.	%
2018	0,00150	100							0,00150	100
2019	0,00150	100							0,00150	100
2020	0,00150	100							0,00150	100
2021	0,00150	100							0,00150	100
2022	0,00150	100							0,00150	100
2023	0,00150	100							0,00150	100

Малые котельные	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2018	0,01727	98,90	0,00012	0,73			0,00006	0,37	0,01747	100
2019	0,01327	100							0,01327	100
2020	0,00988	100							0,00988	100
2021	0,00988	100							0,00988	100
2022	0,00988	100							0,00988	100
2023	0,00988	100							0,00988	100

8.4. Прогноз потребления топлива Астраханским территориальным участком Приволжской дирекции по тепловодоснабжению филиала ОАО "РЖД"

(млн т.у.т.)
год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.
2019	9,690	-	0,004	-	0,002	-	0,0002	-	9,6965	-
2020	9,690	-	0,004	-	0,002	-	0,0002	-	9,6965	-
2021	9,690	-	0,004	-	0,002	-	0,0002	-	9,6965	-
2022	9,690	-	0,004	-	0,002	-	0,0002	-	9,6965	-
2023	9,690		0,004		0,002	-	0,0002	-	9,6955	-

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.	%
2019	287,302	100	-	-	-	-	-	-	287,302	100
2020	287,302	100	-	-	-	-	-	-	287,302	100
2021	287,302	100	-	-	-	-	-	-	287,302	100
2022	287,302	100	-	-	-	-	-	-	287,302	100
2023	287,302	100	-	-	-	-	-	-	287,302	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.	%
2019	51,477	99,40	0,312	0,60	-	-	-	-	51,789
2020	51,477	99,40	0,312	0,60	-	-	-	-	51,789
2021	51,477	99,40	0,312	0,60	-	-	-	-	51,789
2022	51,477	99,40	0,312	0,60	-	-	-	-	51,789
2023	51,477	99,40	0,312	0,60					51,789

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
2019	1505066,86	276504	103346	1884916,86
2020	1505066,86	276504	103346	1884916,86
2021	1505066,86	276504	103346	1884916,86
2022	1505066,86	276504	103346	1884916,86
2023	1505066,86	276504	103346	1884916,86
Итого	7525334,30	1382520	516730	9424584,30

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

N п/п	Наименование	2019	2020	2021	2022	2023
1	ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго"	2005,79	2005,77	2005,77	2005,77	2005,77
1.1	Астраханская ТЭЦ -2	1717,50	1736,73	1736,73	1736,73	1736,73
1.2	Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	-	-	-	-	-
1.3	Астраханская ПГУ-235	201,11	201,11	201,11	201,11	201,11
1.4	Котельные:	87,18	67,94	67,94	67,94	67,94
1.4.1	Котельная "Центральная"	9,02	9,02	9,02	9,02	9,02
1.4.2	Малые котельные	78,16	58,92	58,92	58,92	58,92
2	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	300,6	300,6	300,6	300,6	300,6
3	Южный филиал ООО "Газпром энерго"	1738,6	1738,6	1738,6	1738,6	1738,6
4	АО "ТЭЦ - Северная"	171,43	171,43	171,43	171,43	171,43
5	Астраханский участок Приволжской дирекции по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"	43,0	41,3	41,3	41,3	41,3
6	Муниципальные образования (всего)	789,9	789,9	789,9	789,9	789,9
	всего	5049,32	5047,60	5047,60	5047,60	5047,60

8.9. Прогноз развития теплового хозяйства Астраханской области.

Описание развития схемы теплоснабжения г. Астрахани до 2023 года

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

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" обеспечивает теплом 96% потребителей в левобережной части г. Астрахани и является лидером рынка электроэнергии Астраханской области.

На сегодняшний день ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" выведены из эксплуатации 6 мазутных котельных.

Выполнены работы по закрытию 6 котельных N 1,17,36,48,53 и городской центральной котельной с переводом тепловой нагрузки на Астраханскую ТЭЦ-2.

Инвестиционной программой ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" в 2018 году предусмотрены мероприятия по реконструкции 4 котельных N 5,12,16,28, по результатам которых будут выведены из эксплуатации еще 7 котельных - N 3, 6, 9, 10, 51, 52, "Покровская".

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

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

- "Макат - Северный Кавказ-Хошеутово-Вольное-Харабали" протяженностью 79,6 км;

- "Харабали - Ахтубинск 2 - Ахтубинск 1" протяженностью 180,8 км.

По программе синхронизации ПАО "Газпром" строительство магистрального газопровода-отвода Макат - Северный Кавказ - Хошеутово - Вольное - Харабали будет завершено в первом полугодии 2018 года.

К строительству межпоселкового газопровода ГРС Харабали-Харабали-Тамбовка-Ашулук ПАО "Газпром" планирует приступить в 2018 году.

Строительство объекта "Распределительные сети газоснабжения с. Тамбовка, п. Ашулук Харабалинского района" с 01.01.2018 включено в государственную программу "Развитие сельского хозяйства, пищевой и рыбной промышленности Астраханской области".

Правительством Астраханской области планируется до 2021 года профинансировать и завершить строительство распределительных сетей газоснабжения с. Вольного, п. Сероглазово, с. Селитренного Харабалинского района.

Также в рамках проведения синхронизации работ по строительству газопровода Астраханской областью в 2014 году разработана проектно-сметная документация по строительству внутрипоселковых распределительных сетей газоснабжения г. Харабали в два этапа - северная и южная часть. В настоящее время определяются источники финансирования.

Продолжаются работы по газификации Черноярского района Астраханской области. Данные работы также позволят уйти от мазутных котельных, обеспечивающих в настоящее время теплоснабжением население и социальную сферу.

В 2018 году планируется строительство блочно-модульной котельной для отопления и горячего водоснабжения ГБУЗ АО "Черноярская центральная больница", расположенной по адресу: Астраханская область, Черноярский район, с. Черный Яр, ул. М. Жукова, 51.

Планируется газифицировать 8 населенных пунктов с. Зубовка, с. Старица, с. Поды, с. Ступино, с. Вязовка - с. Кальновка, с. Каменный Яр, с. Солодники, с. Ушаковка Черноярского района. Администрацией муниципального образования "Черноярский район" подготовлены сметные расчеты на проектно-изыскательские работы. В настоящее время определяются источники финансирования.

В 2018 году планируется завершение работ по объекту "Распределительные сети газоснабжения с. Алексеевка, п. Зеленый Остров Володарского района". Планируемый ввод объекта в эксплуатацию - III квартал 2018 года.

В 2018-2019 годах планируется строительство отопительной котельной "КоМБАТ-В-10,0 МВт" вместо морально и физически устаревшей центральной котельной. Планируемый срок окончания строительства - 2019 год.

В Енотаевском районе Астраханской области в 2018-2019 годах планируется строительство 3 котельных для отопления социальной сферы с. Восток, с. Енотаевка, с. Ленино Енотаевского района с внебюджетным источником финансирования.

Схемы теплоснабжения разрабатывают 23 муниципальных образования. В настоящее время утверждены 22 схемы теплоснабжения населенных пунктов. Схема теплоснабжения г. Астрахани до 2031 года утверждена приказом Министерства энергетики Российской Федерации.

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

N п/п	Наименование мероприятий	2018	2019	2020	2021	2022	2023
1	Модернизация тепловой сети с закрытием котельных "Покровская", N 6, 10
1.1.	Котельная "Покровская"	+
1.2.	Котельные N 6, 10		+
2	Реконструкция котельной N 5	+
3	Реконструкция котельной N 28 с установкой блочной котельной	+
4	Реконструкция котельной N 12 по ул. Безжонова с монтажом блочной котельной, реконструкция тепловой сети от котельной N 12 к потребителям котельных N 9, 51, 52 и их закрытие		+
5	Реконструкция котельной N 16 с установкой блочной котельной и закрытием котельной N 3		+

8.11. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на 2019-2023 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	Диализный центр	2018	0,097	по ПСД	ИП	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
	Итого:		0,097

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

9.1. Планируемые вводы электрических станций на 2018-2023 годы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России

N п/п	Наименование объекта	Вводимая мощность, МВт	Год ввода	Обоснование включения
1.	СЭС "Володаровка" (ООО "Энергоэффект ДБ")	15	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Договор об осуществлении технологического присоединения (далее - договор ТП) к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 03.06.2014 N 23110-14-00161107-5
2.	СЭС "Промстройматериалы" (ООО "Сан Проджектс 2")	15	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Договор ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 15.11.2016 N 30-1-16-00279269
3.	СЭС "Енотаевка" (ООО "Энергоэффект ДБ")	15	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Договор ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 15.11.2016 N 30-1-16-00282081
4.	ВЭС "Аксарайская" (ООО "ОлИнТрэйд")	15*	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Заявка на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 20.12.2017 N 33-31-00-0000-17-17440913. Проект технических условий на технологическое присоединение (далее - ТУ на ТП) энергетических установок ООО "ОлИнТрэйд" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", направленный филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ в филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" письмом от 26.02.2018 N Р11-б1-III-19-254 в редакции АО "СО ЕЭС"
5.	СЭС "Нива" (СЭС Александровская)** (ООО "Грин Энерджи Рус")	15	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Договор ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 04.09.2017 N 30-1-17-00314259
6.	СЭС "Михайловская" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Договор ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 10.07.2017 N 30-5-16-00294933
7.	СЭС "Элиста Северная" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Договор ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 16.11.2017 N 30-1-17-00314337
8.	Фунтовская СЭС (ООО "Грин Энерджи Рус")	60	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. ТУ на ТП энергетических установок ООО "Грин Энерджи Рус" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга 19.03.2018
9.	Ахтубинская СЭС (ООО "Грин Энерджи Рус")	60	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. ТУ на ТП энергетических установок ООО "Грин Энерджи Рус" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга 19.03.2018
10.	Лиманская СЭС (ООО "Грин Энерджи Рус")	30	2019	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Грин Энерджи Рус" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.01.2018
11.	СЭС "Октябрьская" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Комплекс Индустрия" к электрическим сетям МКП "Благоустроенный город" "Город Нариманов" от 01.10.2017
12.	Песчаная СЭС (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	2018	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "МРЦ Энергохолдинг" к электрическим сетям МКП "Благоустроенный город" "Город Нариманов" от 01.10.2017

* Согласно заявке и проекту ТУ на ТП установленная мощность ВЭС "Аксарайская" - 14 МВт.

**СЭС "Нива" введена в эксплуатацию 28.02.2018.

9.2. Планируемые выводы из эксплуатации генерирующего оборудования в Астраханской энергосистеме

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на период 2018-2023 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 2018-2023 годы

(млн кВт*час)
Наименование	2018	2019	2020	2021	2022	2023
Потребность (потребление электрической энергии)	4441	4509	4578	4604	4626	4648
Покрытие (производство электрической энергии)	4281	4301	4297	4890	4924	4934
в том числе:
Теплоэлектростанции (ТЭС)	4239	3812	3754	4347	4381	4391
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ)	42	489	543	543	543	543
Сальдо перетоков электрической энергии	160	208	281	-286	-298	-286

10.2. Структура перспективного баланса мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2018-2023 годы

(МВт)
Наименование	2018	2019	2020	2021	2022	2023
Потребность (собственный максимум)	783	794	803	806	808	811
Покрытие (установленная мощность)	1014	1044	1044	1044	1044	1044
в том числе:
ТЭС	744	744	744	744	744	744
ВИЭ	270	300	300	300	300	300

10.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2018-2023 годы

(МВт)
Астраханская энергосистема	2018	2019	2020	2021	2022	2023
Установленная мощность, всего	1014	1044	1044	1044	1044	1044
Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380	380
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	121	121	121	121	121	121
Астраханская ПГУ-235	235	235	235	235	235	235
ТЭЦ-Северная	8	8	8	8	8	8
СЭС	255	285	285	285	285	285
ВЭС	15	15	15	15	15	15
Ввод мощности, всего	255	285	285	285	285	285
СЭС	240	270	270	270	270	270
ВЭС	15	15	15	15	15	15
Вывод мощности (демонтаж/перемаркировка), всего	0	0	0	0	0	0
Ограничения мощности, всего	275	305	305	305	305	305
Астраханская ТЭЦ-2
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)
Астраханская ПГУ-235
ТЭЦ-Северная	5	5	5	5	5	5
СЭС	255	285	285	285	285	285
ВЭС	15	15	15	15	15	15
Располагаемая мощность, всего	739	739	739	739	739	739
Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380	380
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	121	121	121	121	121	121
Астраханская ПГУ-235	235	235	235	235	235	235
ТЭЦ-Северная	3	3	3	3	3	3
СЭС	0	0	0	0	0	0
ВЭС	0	0	0	0	0	0
Нагрузка, всего	683	683	683	683	683	683
Астраханская ТЭЦ-2	333	333	333	333	333	333
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)	119	119	119	119	119	119
Астраханская ПГУ-235	228	228	228	228	228	228
ТЭЦ-Северная	3	3	3	3	3	3
СЭС	0	0	0	0	0	0
ВЭС	0	0	0	0	0	0
Потребление мощности по территории энергосистемы Астраханской области	783	794	803	806	808	811
Прирост (%)	4,7	1,4	1,1	0,4	0,2	0,4
Сальдо перетоков	100	111	120	123	125	128

11. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 220 кВ и выше на период до 2023 года

11.1. Планируемые вводы крупных потребителей

N п/п	Объект/ собственник	Максимальная мощность, МВт	Год ввода	Источник информации	Точки присоединения
1	2	3	4	5	6
1.	ПС 220 кВ Лотос/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг")	80	2020	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Договор ТП к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 22.11.2017 N 22-2017-46/ТП-М1	Опоры ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань в местах контактного соединения заходов на ПС 220 кВ Лотос с ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань с образованием ЛЭП 220 кВ Астрахань - Лотос и ЛЭП 220 кВ Нефтепровод - Лотос

11.2. Предложения по развитию электрической сети 220 кВ и выше

N п/п	Наименование объекта и мероприятия/ собственник	Характеристики (класс напряжения/ мощность/ протяженность, кВ/МВА/км)	Срок реализации	Обоснование необходимости строительства (возможные риски)	Обоснование включения
1.	Строительство ПС 220 кВ Лотос с заходами ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань/ ПАО "ФСК ЕЭС"	220 кВ/ 2х80 МВА/ 2х0,5 км	2020	Обеспечение ТП энергопринимающих устройств ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Договор ТП к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 22.11.2017 N 22-2017-46/ТП-М1
2.	Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с установкой АТ 220/110 кВ мощностью 2х125 МВА и увеличением трансформаторной мощности до 313 МВА (2х125 МВА + 2х31,5 МВА) и установкой БСК мощностью 26 Мвар/ ПАО "ФСК ЕЭС"	2х125 МВА/ 2х31,5 МВА/ 26 Мвар	2024	Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС"	Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 годы. Инвестиционная программа (далее - ИП) ПАО "ФСК ЕЭС", утверждённая приказом Минэнерго России от 27.12.2017 N 31@

12. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 110 кВ и ниже на период до 2023 года

12.1. Планируемые вводы крупных потребителей

N п/п	Объект/ собственник	Максимальная мощность, МВт	Год ввода	Источник информации	Точки присоединения
1	2	3	4	5	6
1.	Аэродром "Приволжский"/ региональное управление заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиал ФКП "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации"	16	2018	Договор ТП к электрическим сетям АО "Оборонэнерго" от 01.07.2014 N 18-2014	РУ-10 кВ ПС 110 кВ Аэродромная (проектируемая)
2.	Торгово - развлекательный комплекс "АСТРАПАРК"/ ООО "Интеграл"	7,8	2018	Договор ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 26.05.2014 N 23101-2008-13-00147533-1	РУ-10 кВ ПС 110 кВ Южная
3.	КРУН-10 кВ ПАО "ОЭЗ "Лотос"/ ПАО "Особая экономическая зона "Лотос"	10	2018	Договор ТП к электрическим сетям МКП "Благоустроенный город" МО "Город Нариманов" от 31.01.2017 N 2	Два линейных портала ЛЭП 10 кВ Заводская - КРУН-10 кВ в КРУН-10 кВ заявителя

12.2. Предложения по развитию электрической сети напряжением 35-110 кВ

Наименование объекта и мероприятия/ собственник	Характеристика объекта (МВА, км)	Год ввода	Обоснование выполнения мероприятий
1	2	3	4
Реконструкция ПС 110/6 кВ Восточная с заменой трансформаторов*/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	2х16,0 МВА	2023-2024	Неудовлетворительное техническое состояние. Акт технического освидетельствования оборудования 110 кВ ПС 110/6 кВ "Восточная" от 25.01.2018. На ПС установлены трансформаторы 110/6 кВ мощностью 15 МВА и 16 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 12,9 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 (2,21 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 15 МВА и 16 МВА на трансформаторы 2х16 МВА
Реконструкция ПС 35/6 кВ Началово с заменой трансформаторов/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	2х16,0 МВА	2021	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 (12,0 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 6,3 МВА и 7,5 МВА на трансформаторы 2х16 МВА
Реконструкция ПС 35/6 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	2х10,0 МВА	2021	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 2х6,3 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 9,8 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 (1,24 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшихся в работе трансформаторов (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2х6,3 МВА на трансформаторы 2х10 МВА
Реконструкция ПС 110/10 кВ Кири-Кили с заменой трансформаторов*/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	2х40,0 МВА	2020	На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 2х16 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 19,5 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 (8,74 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2х16 МВА на трансформаторы 2х40 МВА
Строительство ПС 110/10 кВ Центральная с ЛЭП-110 кВ/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	2х40,0 МВА, 8,5 км	2023	Загрузка трансформаторов ПС 110/10-6 кВ Царевская мощностью 2х40 МВА по результатам контрольных замеров (за предшествующий пятилетний период) составила 32,3 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 81% от номинальной мощности обмотки высшего напряжения и 145,5% от номинальной мощности обмотки 6 кВ, составляющей 20 МВА (загрузка по обмотке 10 кВ - 3,2 МВА, а по 6 кВ - 29,1 МВА), что превышает как длительно допустимые, так и аварийно допустимые значения. С учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (18,21 МВт) в случае отключения одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе трансформатора будет превышать допустимые значения как по обмотке высшего напряжения, так и по обмотке низшего напряжения (6 кВ). Ввиду отсутствия возможности полного резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания отключение одного из трансформаторов может привести к необходимости ограничения электроснабжения потребителей на длительное время. Для возможности подключения новых потребителей, а также частичной разгрузки существующей ПС 110 кВ Царевская предлагается выполнить строительство новой ПС 110/10 кВ Центральная с установкой двух силовых трансформаторов мощностью по 40 МВА каждый. Существующая ПС 110 кВ Царевская обеспечивает питанием потребителей г. Астрахани, и сооружение новой ПС 110 кВ Центральная обусловлено тем, что в связи с плотной городской застройкой существует проблема с расширением ПС 110 кВ Царевская (недостаточно места под установку Т-3 мощностью 40 МВА), а также недостаточно коридоров для прокладки большого количества новых ЛЭП 6-10 кВ
Реконструкция ПС 110/10 кВ Красный Яр с заменой трансформаторов/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	2х16 МВА	2020	На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 2х10 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 (2,92 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2х10 МВА на трансформаторы 2х16 МВА
Реконструкция ПС 35/6 кВ Трусовская с заменой трансформаторов/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	2х25 МВА	2022	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 1х12,5 МВА и 1х20 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров составила 16,4 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 (3,68 МВт) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 12,5 МВА и 20 МВА на трансформаторы 2х25 МВА
Реконструкция ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701)/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	29,67 км	2019	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 701 от 01.09.2017
Реконструкция ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702) / филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	19,03 км	2022	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 702 от 10.04.2017
Постановка под напряжение 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 кВ Аэродромная/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"	11,73 км	2018	Утвержденные ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" энергопринимающих устройств филиала "Южный" АО "Оборонэнерго" от 12.08.2013 с изменениями от 08.09.2016 N 1 и от 14.12.2017 N 2. Договор на ТП от 30.07.2014 N 33105-13-00145205-1
Ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ Аэродромная филиала "Южный" АО "Оборонэнерго"	2х25,0 МВА	2018	Утвержденные ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" энергопринимающих устройств филиала "Южный" АО "Оборонэнерго" от 12.08.2013 с изменениями от 08.09.2016 N 1 и от 14.12.2017 N 2. Договор на ТП от 30.07.2014 N 33105-13-00145205-1

* В рамках данных мероприятий предполагается развитие сетей в части цифровизации (соответствует концепции цифровизации сетей на 2018 - 2030 годы, разработанной в ПАО "Россети").

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

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

N п/п	Наименование объекта	Вводимая мощность, МВт	Схема выдачи (ЛЭП, ПС)	Обоснование
1.	СЭС "Володаровка" (ООО "Энергоэффект ДБ")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Резиновая	ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 04.02.2014, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 05.02.2014, с изменениями от 21.06.2017 N 1, от 02.03.2018 N 2 и договором ТП от 03.06.2014 N 23105-14-00161013-5
2.	СЭС "Промстройматериалы" (ООО "Сан Проджектс 2")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Промстройматериалы	ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 15.09.2016, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 17.08.2016, с изменениями от 17.05.2017 N 1, от 02.11.2017 N 2 и договором ТП от 15.11.2016 N 30-1-16-00279269
3.	СЭС "Енотаевка" (ООО "Энергоэффект ДБ")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Енотаевка	ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 10.10.2016, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 13.10.2016, с изменениями от 26.10.2017 N 1 и договором ТП от 15.11.2016 N 30-1-16-00282081
4.	ВЭС "Аксарайская" (ООО "ОлИнТрэйд")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Пироговка	Заявка на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 20.12.2017 N 33-31-00-0000-17-17440913. Проект ТУ на ТП энергетических установок ООО "ОлИнТрэйд" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", направленный филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ в филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" письмом от 26.02.2018 N Р11-б1-III-19-254 в редакции АО "СО ЕЭС"
5.	СЭС "Нива" (СЭС "Александровская") (ООО "Грин Энерджи Рус")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Фунтово	ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 27.04.2017, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 04.05.2017, с изменениями от 17.11.2017 N 1, от 20.12.2017 N 2, от 09.02.2018 N 3 и договором ТП от 04.09.2017 N 30-1-17-00314259
6.	СЭС "Михайловская" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	Двумя ЛЭП 6 кВ от ПС 110 кВ Вододелитель	ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 10.10.2016, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 20.09.2016, с договором ТП от 10.07.2017 N 30-5-16-00294933
7.	СЭС "Элиста Северная" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	Двумя ЛЭП 6 кВ от ПС 110 кВ Окрасочная	ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", утверждённые 27.04.2017, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 04.05.2017, с договором ТП от 16.11.2017 N 30-1-17-00314337
8.	Фунтовская СЭС (ООО "Грин Энерджи Рус")	60	Одной отпайкой от ВЛ 110 кВ ЦРП - Камызяк с отпайками (ВЛ 110 кВ 151)	ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга 19.03.2018
9.	Ахтубинская СЭС (ООО "Грин Энерджи Рус")	60	Одной отпайкой от ВЛ 110 кВ Рождественка-Пироговка (ВЛ 110 кВ 707)	ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга", согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга 19.03.2018
10.	Лиманская СЭС (ООО "Грин Энерджи Рус")	30	Одной ВЛ 110 кВ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Лиман	ТУ на ТП к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС", утверждённые 19.01.2018, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга 25.12.2017
11.	СЭС "Октябрьская" (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Заводская	ТУ на ТП к электрическим сетям МКП "Благоустроенный город" МО "Город Нариманов", утверждённые 01.10.2017, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 25.10.2017
12.	Песчаная СЭС (ООО "Эко Энерджи Рус")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Заводская	ТУ на ТП к электрическим сетям МКП "Благоустроенный город" МО "Город Нариманов", утверждённые 01.10.2017, согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ 25.10.2017

Плановые значения показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ПАО "МРСК Юга", осуществляющего на территории Астраханской области регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2018-2022 годов*

Наименование показателя	Значение показателя
	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (), час.	7,9029	7,7844	7,6676	7,5526	7,4393
Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки (), шт.	2,7490	2,5318	2,3318	2,1476	1,9779
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения ()	1,0302	1,0147	1	1	1

* согласно распоряжению службы по тарифам Астраханской области от 28 декабря 2017 г. N 210

12.4. Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 35-110 кВ на период 2018-2023 годов

2018 г.

2019

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2018-2023 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

29,67

112

19,03

8,5

96

68,93

258

35 кВ

52

50

102

Схема энергосистемы Астраханской области с учетом перспективного развития до 2023 года приведена в приложении N 4 к Программе.

Карта-схема развития электрических сетей Астраханской области на 2018 год приведена в приложении N 5 к Программе.

Карта-схема развития электрических сетей Астраханской области на пятилетнюю перспективу (до 2023 года) приведена в приложении N 6 к Программе.

13. Расчёты электроэнергетических режимов

В ходе разработки Программы выполнены расчеты перспективных электрических режимов на период 2019-2023 годов.

Схемы потокораспределения электрической сети на 2019 и 2023 годы (нормальный режим на летний и зимний максимум потребления) приведены в приложении N 2 к Программе.

Схемы потокораспределения электрической сети на 2019 и 2023 годы (ремонтно-аварийные режимы) приведены в приложении N 3 к Программе.

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

14. Баланс реактивной мощности

Баланс реактивной мощности Астраханской энергосистемы на максимум 2019 и 2023 годов

Наименование	2019		2023
	Зима максимум	Лето максимум	Зима максимум	Лето максимум
Потребность
Нагрузка потребителей	277	326	281	333
Потери	104	93	105	98
Выдача в другие энергосистемы	151	141	151	136
ШР ПС 500 кВ Астрахань	0	0	0	0
Итого потребность	532	560	537	567
Генерация
Генерация станций	136	177	142	184
Генерация БСК и ИРМ	27	27	27	27
Генерация ЛЭП	369	356	368	356
Получение из других энергосистем	0	0	0	0
Итого покрытие	532	560	537	567

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

Покрытие потребности энергосистемы Астраханской области в реактивной мощности в зимний максимум нагрузки 2019 года обеспечивается за счет генераторов электростанций на 25%, за счет генерации ЛЭП - на 70% и за счет генерации компенсирующих устройств (далее - КУ) - на 5%.

В летний максимум нагрузки 2019 года баланс реактивной мощности в энергосистеме Астраханской области обеспечивается за счет генераторов электростанций на 31%, за счет генерации ЛЭП - на 64% и за счет генерации КУ - на 5%.

В 2023 году в период зимнего максимума нагрузки баланс реактивной мощности Астраханской энергосистемы обеспечивается за счет генераторов электростанций на 26%, за счет генерации ЛЭП - на 69% и за счет генерации КУ - на 5%.

В летний максимум нагрузки 2023 года баланс реактивной мощности в энергосистемы Астраханской области обеспечивается за счет генераторов электростанций на 32%, за счет генерации ЛЭП - на 63% и за счет генерации КУ - на 5%.

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

15. Предложения по развитию дополнительных генерирующих мощностей и электрических сетей в Астраханской области

15.1. 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 2018-2024 годы.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Следует читать как "подразделе 9.1 раздела 9"

15.1.1. 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. ТУ на ТП 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, 15.05.2017). Заключен договор об осуществлении технологического присоединения от 21.08.2009 N ГК/2-ТП. Планируемый срок ввода электростанции, по информации заявителя (письмо АО "ГК-4" в филиал АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ от 26.10.2017 N ГК-353), - октябрь 2019 года.

15.1.2. ЗАО "Ветрогенерирующая Компания" (ЗАО "ВГК") намерено осуществить строительство двух ветровых электростанций установленной мощностью 24 МВт каждая: Наримановская ВЭС - в 2020 году и ВЭС порт Оля - в 2021 году (письмо ЗАО "ВГК" в АО "СО ЕЭС" от 24.10.2017 N 01-17/06-23).

15.1.3. 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. ТУ на ТП 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.

15.2. Ввиду перспективного развития генерации в Астраханской области со значительным увеличением генерирующих мощностей, необходимости повышения надежности работы энергосистемы в отношении особо опасного производства по добыче и переработке природного газа ООО "Газпром добыча Астрахань", а также с учетом набирающего темпы экономического развития региона требуется проработка вопроса строительства линий связи энергосистемы Астраханской области с энергосистемой Северного Кавказа на напряжении 330 кВ или 500 кВ.

15.3. Компаниями ООО "Грин Энерджи 3000" и ООО "УК "Ветроэнергетика" прорабатывается вопрос размещения в Астраханской области объектов ветрогенерации (около 240 МВт и 160 МВт соответственно). В случае подбора земельных участков, соответствующих требованиям размещения ветровых электростанций, компаниями будут направлены соответствующие заявки в сетевые организации и филиал АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ.

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		12,9	2,1	2,21	-0,28
2	ПС 110/10 кВ Кири-Кили	110/10	32	16	16		19,5	-2,7	8,74	-12,1
3	ПС 110/10 кВ Красный Яр	110/10	20	10	10		11,2	-0,7	2,92	-3,84
4	ПС 110/10-6 кВ Царевская	110/10-6	80,0	40,0	40,0		32,3	9,7	18,21	-9,9
5	ПС 35/6 кВ Октябрьская	35/6 кВ	18,6	6,3	6,3		9,8	-3,2	1,24	-4,53
6	ПС 35/6 кВ Началово	35/6	13,8	6,3	7,5		8,5	-1,89	12,0	-14,79
7	ПС 35/6 кВ Трусовская	35/6	32,5	12,5	20		16,4	-3,27	3,68	-7,22

Приложение N 2
к Программе

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2019 года. Нормальная схема. Лист 1

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2019 года. Нормальная схема. Лист 2 (продолжение)

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2019 года. Нормальная схема. Лист 1

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2019 года. Нормальная схема. Лист 2 (продолжение)

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2023 года. Нормальная схема. Лист 1

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2023 года. Нормальная схема. Лист 2 (продолжение)

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2023 года. Нормальная схема. Лист 1

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2023 года. Нормальная схема. Лист 2(продолжение)

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Приложение N 3
к Программе

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2019 года. Аварийное отключение АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2019 года. Аварийное отключение АТ-4 на ПС 220 кВ Владимировка. По режиму включена ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ N 297). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2019 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. По режиму включён БСК-110 кВ на ПС 220 кВ Харабали. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бузанская-Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2019 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. По режиму включён БСК-110 кВ на ПС 220 кВ Харабали. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2023 года Аварийное отключение АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2023 года. Аварийное отключение АТ-4 на ПС 220 кВ Владимировка. По режиму включена ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ N 297). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2023 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. По режиму включён БСК-110 кВ на ПС 220 кВ Харабали. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бузанская-Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Схема
потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2023 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали. По режиму включён БСК-110 кВ на ПС 220 кВ Харабали. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Приложение N 4
к Программе

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится

Приложение N 5
к Программе

Карта-схема
развития электрических сетей 110 кВ и выше Астраханской области на 2018 год

ГАРАНТ:

Текст Карты-схемы не приводится

Параметры строящихся в 2018 году объектов указаны в пункте 9.1.

Приложение N 6
к Программе

Карта-схема
развития электрических сетей 110 кВ и выше Астраханской области на пятилетнюю перспективу (до 2023 года)

ГАРАНТ:

Текст Карты-схемы не приводится

Параметры и года ввода строящихся и реконструируемых объектов указаны в пунктах 9.1, 11.1, 11.2 и 12.2.