Распоряжение Губернатора Астраханской области от 20 апреля 2020 г. N 226-р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2021-2025 годы" (с изменениями и дополнениями) (документ утратил силу)

Распоряжение Губернатора Астраханской области от 20 апреля 2020 г. N 226-р
"О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2021-2025 годы"

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

1. Утвердить прилагаемые схему и программу перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2021-2025 годы.

ГАРАНТ:

Пункт 2 настоящего распоряжения вступает в силу с 1 января 2021 г.

2. Признать утратившим силу распоряжение Губернатора Астраханской области от 30.04.2019 N 247-р "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2020-2024 годы".

3. Распоряжение вступает в силу со дня его подписания, за исключением пункта 2, вступающего в силу с 01.01.2021.

Губернатор Астраханской области

И.Ю. Бабушкин

УТВЕРЖДЕНЫ
распоряжением Губернатора
Астраханской области
от 20.04.2020 N 226-р

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2021-2025 годы

1. Общие положения

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Астраханской области на 2021-2025 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 2021-2025 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. км.

Численность постоянного населения Астраханской области на 1 января 2020 года составила 1 005,967 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 Республика Калмыкия. В Астраханской области действует 141 муниципальное образование, в том числе 2 городских округа (один из которых - закрытое административно-территориальное образование Знаменск Астраханской области), 11 муниципальных районов, 11 городских поселений, 117 сельских поселений.

Областным центром является город Астрахань, городами областного подчинения - Ахтубинск, Знаменск, Камызяк, Харабали и Нариманов.

В 2019 году Правительство Астраханской области реализовывало ряд важнейших программ и намеченных мероприятий, что позволило обеспечить рост социально-экономических показателей.

Основной макроэкономический показатель - валовой региональный продукт по итогам 2019 года оценивается на уровне 553,4 млрд руб. По темпам роста регион опережал показатели валового внутреннего продукта России (темп роста ВРП - 104,9%; ВВП Российской Федерации - 102,5%). По итогам 2019 года валовой региональный продукт оценивается на уровне 587,9 млрд руб. (101,0% к 2018 году).

В целях устойчивого социально-экономического развития Астраханской области Правительством Астраханской области на постоянной основе осуществляется привлечение инвестиций, а также оказание содействия нефтегазовым компаниям в реализации значимых инвестиционных проектов. Наиболее крупными инвестиционными проектами в нефтегазовой сфере, реализуемыми за счет внебюджетных источников, являются проекты комплексного освоения морских месторождений на Каспии (ПАО "ЛУКОЙЛ"), проекты расширения и модернизации объектов Астраханского газоперерабатывающего завода и газового промысла (ПАО "Газпром").

Основной рост добычи нефти в регионе обусловлен деятельностью ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть", занимающегося обустройством и разработкой морских нефтегазовых месторождений на шельфе Каспийского моря. В промышленной эксплуатации 2 месторождения - им. В. Филановского, им. Ю. Корчагина, в подготовке к освоению - месторождение им. В. Грайфера.

За 2019 год на месторождениях Северного Каспия добыто: нефти - 7,4 млн тонн (107,1% к уровню 2018 года) и 3,1 млрд куб. м газа (102,5% к аналогичному периоду 2018 года). В 2019 году достигнута проектная максимальная мощность добычи попутного нефтяного газа на месторождении им. В. Филановского.

В регионе активно развиваются отрасли обрабатывающей промышленности.

Астраханский тепловозоремонтный завод - единственное специализированное предприятие по ремонту маневровых тепловозов в ЮФО. Предприятие осуществляет ремонт тепловозов серии ТЭМ-2, а также производство запасных частей.

ООО ПКФ "Карон-Мет" является производителем запасных частей к дизелям типа Д50 и Д100, используемым на железнодорожном транспорте, а также на морском и речном флоте. Основной ассортимент продукции - втулки, вкладыши, поршни. Продукция поставляется не только во многие регионы России, но и на экспорт в Казахстан, Польшу и Эстонию.

АО "Технология магнитных материалов" - уникальное предприятие, производящее ферритовые изделия. В настоящее время предприятие обеспечивает марганец-цинковыми и никель-цинковыми ферритами предприятия, выпускающие гражданскую продукцию, а также около 150 предприятий, выпускающих продукцию для обеспечения обороноспособности страны, работающих в интересах Министерства обороны Российской Федерации, государственных корпораций "Роскосмос", "Росатом". Предприятие осваивает выпуск новых видов импортозамещающей продукции: радиопоглощающих ферритов и ферритовых изделий нестандартной формы для силовой электроники.

ООО АШФ "Дельта" является ведущим предприятием Астраханской области по производству верхней одежды. Номенклатура выпускаемой продукции включает куртки, пуховики, зимние комбинезоны для детей и взрослых. В месяц предприятие выпускает порядка 5000 изделий. Среди крупных заказчиков продукции фабрики - фирмы "Баон" и "Том-Тейлор". Высокое качество продукции позволяет выдерживать конкуренцию китайских товаров.

Компании "Дюна-АСТ" и "Сардоникс" являются крупнейшими российскими производителями резиновой обуви, которые из года в год наращивают ассортимент выпускаемой продукции, известной далеко за пределами Астраханской области. Производство резиновой обуви осуществляется с применением современных технологий двух- и трехкомпонентного литья из этиленвинилацетата и инновационного полимерного материала - вспененного каучука. Объем производства составляет около 4 млн пар обуви в год. Компанией "Дюна-АСТ" завершен проект "Автономное энергоообеспечение на базе микротурбинных станций", что позволило предприятию снизить себестоимость потребляемой электроэнергии и повысить конкурентоспособность выпускаемых изделий.

ООО "БТ СВАП" производит продукцию, используемую при строительстве нефтегазопроводов каспийских месторождений. В настоящее время предприятие производит трубы с защитно-утяжеляющим покрытием и секции свай для ледостойкой стационарной платформы и платформы жилого модуля месторождения им. В. Грайфера компании "ЛУКОЙЛ".

Основным предприятием, осуществляющим производство прочей неметаллической минеральной продукции, является "Астраханское стекловолокно" - ведущее российское предприятие по производству тонких стеклянных тканей электротехнического назначения, стеклонитей для кабельной промышленности, другой продукции на основе стекловолокна. Качество выпускаемой продукции высоко ценится заказчиками, что подтверждается обширной географией поставок.

В 2019 году предприятие завершило реализацию проекта модернизации технологического потока. Сумма инвестиций по данному проекту составила около 400 млн рублей. Приобретение новейшего высокопроизводительного оборудования позволило предприятию выйти на новый уровень развития, укрепить рыночные позиции как на российском рынке, так и в странах СНГ.

В Астраханской области осуществляют свою деятельность 10 крупных и средних предприятий, занимающихся строительством судов различного назначения, а также ведущих ремонт судов весом до 6 тыс. тонн с поднятием их в док или на стапель.

На сегодняшний день Астраханская область является лидером по производственным возможностям создания сложных объектов и технических средств для работы на морских нефтяных месторождениях и центром управления шельфовыми проектами освоения запасов Каспийского моря ведущими российскими корпорациями.

Основной специализацией региональных предприятий, помимо объектов обустройства шельфовых месторождений, являются сухогрузы, танкеры, суда пассажирского и вспомогательного флота, крановые суда.

На судостроительном заводе "Лотос" продолжается строительство круизного судна проекта PV300 по заказу Московского речного пароходства. Значимость данного события невозможно переоценить - суда данного класса не строились в нашей стране с 50-х годов прошлого века.

В 2019 году объем строительных работ составил 23,1 млрд руб. Строительная отрасль занимает одну из ключевых отраслей региональной экономики, обеспечивая вклад в ВРП на уровне 8%.

В 2019 году введено в эксплуатацию 33,9 км газораспределительных сетей. Впервые подан природный газ в 2 населенных пункта (с. Лебяжье и с. Сармантаевка Володарского района). Газифицировано свыше 3,3 тыс. квартир и домовладений.

Уровень газификации жилого фонда увеличился до 86,8% (на 0,2 пп в сравнении с 2018 годом), в том числе в сельской местности - до 77,2% (на 0,4 пп).

За 2019 год электростанциями Астраханской области выработано 4,11 млрд кВт час электроэнергии.

Крупнейшей генерирующей компанией региона является ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго". Крупнейшей электросетевой компанией Астраханской области является филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго".

За 2019 год ввод трансформаторной мощности составил 80,957 МВА (с учетом консолидации электросетевых активов), ввод ЛЭП - 236,076 км. Реализация данных мероприятий позволила повысить надежность электроснабжения потребителей Астраханской области.

В 2019 году продолжилось развитие возобновляемой энергетики. В 2019 году введены в эксплуатацию 4 солнечные электростанции общей установленной мощностью 120 МВт.

По итогам 2019 года сельхозтоваропроизводителями региона произведено валовой сельскохозяйственной продукции на сумму 46,3 млрд руб. (2018 - 42,0 млрд руб.) с темпом роста 101,8%.

Региональный агропромышленный комплекс продолжает сохранять лидерство среди субъектов страны по урожайности овощей открытого грунта и занимает в России 1 место по выращиванию томатов (709,8 тыс. тонн) и 2 место по выращиванию лука (263,9 тыс. тонн).

Объем производства растениеводческой продукции составил 2,078 млн тонн с ростом 105% к уровню 2018 года, в том числе:

- овощных культур - 1,36 млн тонн (105,6%) (томаты - 709,8 тыс. тонн, лук - 263,9 тыс. тонн);

- бахчевых - 322,5 тыс. тонн (102,8%);

- картофеля - 354,9 тыс. тонн (106,6%);

- зерновых культур - 40,9 тыс. тонн (115,3%).

В целях увеличения объемов переработки сельскохозяйственной продукции продолжается техническое перевооружение и модернизация перерабатывающих предприятий, а также ввод в эксплуатацию новых мощностей, что позволило по состоянию на 01.01.2020 нарастить объемы:

- переработанных овощей на 12% к уровню прошлого года, что составило 380 тыс. тонн (2018 - 325 тыс. тонн);

- плодоовощных консервов на 28% и составило 262,3 муб.;

- мяса и субпродуктов на 44% и составило 2 тыс. тонн;

- колбасных и мясных полуфабрикатов на уровне прошлого года около 2 тыс. тонн;

- рыбной продукции на 12% с объемом производства 27 тыс. тонн;

- риса на уровне прошлого года - 3,7 тыс. тонн.

На сегодняшний день аграриями Астраханской области достигнута самообеспеченность по мясу говядины на 100%, мясу баранины - 165%, яйцу - 146%.

По основным видам продукции животноводства регион обеспечен в полном объеме. Более того, в последние годы мы активно экспортируем мясо баранины и живых овец в Иран, Грузию, Казахстан, Азербайджан, Армению, Беларусь и ОАЭ. По экспорту мяса баранины регион входит в тройку лидеров среди субъектов Российской Федерации.

Основными направлениями деятельности рыбохозяйственного комплекса Астраханской области являются: воспроизводство рыбных запасов, товарное выращивание, промышленный вылов и переработка водных биологических ресурсов.

На сегодняшний день в отрасли рыболовства и рыбоводства свою деятельность осуществляют 226 организаций, в том числе 60 малых предприятий, 166 крупных и средних.

Объем выращенных объектов товарной аквакультуры по итогам 2019 года, по оперативным данным, составил около 20,0 тыс. тонн, из них 1,5 тыс. тонн осетровых видов, производство пищевой икры осетровых рыб - 14,5 тонн.

Значимым для области остается направление товарного выращивания осетровых видов рыб. В Астраханской области уже на протяжении более десяти лет действуют предприятия по выращиванию белуги, русского осетра, севрюги, стерляди, веслоноса, сформировавшие собственные репродуктивные маточные стада этих видов рыб. Данное направление аквакультуры в последние годы интенсивно развивается, о чем свидетельствует увеличение объема производства товарных осетровых в 4,5 раза за последние 6 лет (с 350 тонн в 2014 году до 1500 тонн в 2019 году). По итогам 2019 года объем икры рыб осетровых пород составил 14,5 тонн, что в два раза выше уровня 2014 года.

Астраханская рыбная продукция получила признание потребителей и поставляется в различные регионы России и зарубежья. Астраханские предприятия осуществляют полный цикл производства - от выращивания товарной рыбы до переработки и фасовки ее в современную упаковку с собственной товарной маркой. Ассортимент выпускаемой продукции включает вяленую, разделанную мороженую рыбу, икру рыб частиковых и осетровых пород, балычные изделия холодного копчения, рулеты и нарезки горячего копчения и рыбные консервы.

Розничный товарооборот в денежном выражении за 2019 год составил 180 305,2 млн рублей. В 2019 году оборот розничной торговли на 95,4% формировался торгующими организациями и индивидуальными предпринимателями, осуществляющими деятельность в стационарной торговой сети (вне рынка); доля розничных рынков и ярмарок составила 4,6% (в 2018 году соответственно 95,5 и 4,5%).

Среднемесячная заработная плата работников по полному кругу экономической деятельности в 2019 году составила 35 791,5 руб. (темп роста к 2018 году - 106,0%). Реальная заработная плата составила 101,8% к 2018 году.

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 01.02.2020 действуют три тепловые электрические станции, одна блок-станция и двенадцать солнечных электростанций:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Общая установленная электрическая мощность электростанций Астраханской области на 01.02.2020 составляет 1029 МВт.

Также с 2014 года на территории Астраханской области в непосредственной близости от города Нариманова действует Наримановская СЭС (ООО "Наримановская СЭС") установленной мощностью 250 кВт, выдающая электрическую энергию на розничный рынок.

Описание схемы электроснабжения Астраханской области

Наибольшую протяженность электрических сетей в Астраханской области имеют следующие организации:

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

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

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

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

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

Шунтирующие реакторы

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

Батареи статических конденсаторов

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

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

Класс напряжения подстанций	Количество подстанций, ед.	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
110 кВ	91	144	1844
35 кВ	43	59	348,6
6/10 кВ	ТП: 4089	4502	1100,33
6/10	РП: 49	83	46,848

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность по трассе, км
ВЛ	110	2379,516
	35	664,972
	0,4-10	16948,365
КЛ	35-110	11,129
	0,4-10	1382,7962

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

Электрические сети Южного филиала ООО "Газпром энерго"

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

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

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

Класс напряжения подстанций	Количество подстанций, ед.	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
110 кВ	2	3	75
35 кВ	14	24	77,9
6/10 кВ	348	498	205,163

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность, км
ВЛ	110	-
	35	109,713
	6/10	191,361

Электроэнергетика Астраханской области представлена организациями частной формы собственности с различной долей на рынке (в процентах от общей выработки за 2019 год):

организации, вырабатывающие электрическую энергию:

- ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" - 3807,4 млн кВт*час (92,7%);

- АО "ТЭЦ-Северная" - 25,9 млн кВт*час (0,6%);

- ООО "Сан Проджектс" - 20,7 млн кВт*час (0,5%);

- ООО "Грин Энерджи Рус" - 153,5 млн кВт*час (3,7%);

- ООО "Сан Проджектс 2" - 20,4 млн кВт*час (0,5%);

- ООО "Энергоэффект ДБ" - 41,1 млн кВт*час (1,0%);

- ООО "Эко Энерджи Рус" - 36,5 млн кВт*час (0,9%);

- ООО "Пятая проектная компания" - 0,4 млн кВт*час (0,01%);

- ООО "Шестая проектная компания" - 0,1 млн кВт*час (0,002%);

распределительные сетевые компании - транспортировщики:

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

- прочие - 3%;

энергосбытовые компании:

ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - гарантирующий поставщик, потребителями которого являются город Астрахань и муниципальные образования Астраханской области (64,2% от общего объема потребления электрической энергии);

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

ООО "Транснефтьэнерго", потребителем которого является АО "КТК-Р" в границах Астраханской области (4,0%);

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" (0,3% от общего объема потребления электрической энергии);

ООО "Трансэнергопром", потребителем которого является Астраханский тепловозоремонтный завод - филиал АО "Желдорреммаш" (0,2% 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 2019 году зафиксирован 04.02.2019 в 9 час. 00 мин. по московскому времени при среднесуточной температуре наружного воздуха -9,06°С и составил 691 МВт.

Нагрузка станций в час максимума составила 639 МВт,

в том числе:

ТЭС, всего - 623 МВт:

Астраханская ТЭЦ-2 - 289 МВт;

Астраханская ГРЭС (ПГУ-110) - 118 МВт;

АО "ТЭЦ-Северная" - 1 МВт;

Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-1) - 107 МВт;

Астраханская ПГУ-235 (ПГУ-2) - 108 МВт;

СЭС, всего - 16 МВт:

СЭС Заводская - 1 МВт;

СЭС Нива - 2 МВт;

СЭС Промстройматериалы - 1 МВт;

Енотаевская СЭС - 4 МВт;

Фунтовская СЭС - 3 МВт;

Ахтубинская СЭС - 5 МВт.

Принято из энергосистемы Волгоградской области - 92 МВт.

Передано в другие энергосистемы:

всего - 40 МВт, в том числе:

Казахстан - 8 МВт;

энергосистема Республики Калмыкия - 32 МВт;

потребление:

ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - 494 МВт;

АО "Межрегионэнергосбыт" - 103 МВт;

ООО "Транснефтьэнерго" - 23 МВт;

прочие потребители - 12 МВт;

с/н ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" - 48 МВт;

с/н СЭС - 0 МВт;

потери ЕНЭС (ФСК, МСК) - 11 МВт.

2.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области за 2015-2019 годы (МВт) на час прохождения максимума потребления мощности

Показатель		2015	2016	2017	2018	2019
		28.01 18-00	27.01 09-00	10.02 08-00	16.01 09-00	04.02 09-00
Электростанции	Установленная мощность всего	744,0	744,0	744,0	759,0	939,0
	ТЭС	744,0	744,0	744,0	744,0	744,0
	СЭС	0	0	0	15,0	195,0
	Ограничения мощности, всего	12,0	1,8	16,4	24,5	193,8
	ТЭС	12,0	1,8	16,4	11,1	14,9
	СЭС	0	0	0	13,4	178,9
	Располагаемая мощность, всего	734,4	742,2	728,8	734,7	746,9
	ТЭС	734,4	742,2	728,8	733,1	730,8
	СЭС	0	0	0	1,6	16,1
	Нагрузка, всего	722,1	637,7	716,7	579,0	639,0
	ТЭС	722,1	637,7	716,7	577,4	622,9
	СЭС	0	0	0	1,6	16,1
Потребление мощности	По территории энергосистемы, включая потери ЕНЭС (зимний максимум)	757	744	748	748	691
	рост, %	-6,1	-1,7	0,5	0	-7,6
Сальдо перетоков	По территории энергосистемы Астраханской области	34,9	106,3	31,3	169,0	52,0

2.4. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Астраханской области за 2015-2019 годы (млн кВт*час)

Показатель	Применение показателя	2015	2016	2017	2018	2019
Выработка	Всего по энергосистеме Астраханской области	4336,7	4260,7	4115,8	4066,8	4106,0
	Астраханская ТЭЦ-2	1693,0	1588,1	1514,7	1527,9	1425,7
	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	892,6	871,7	852,1	778,5	794,5
	Астраханская ПГУ-235	1706,9	1746,5	1707,3	1656,8	1587,3
	СЭС Заводская			7,3	21,6	20,7
	СЭС Нива				18,7	17,5
	СЭС Промстройматериалы				15,3	20,4
	СЭС Тинаки				12,1	20,4
	Енотаевская СЭС				5,1	20,7
	Фунтовская СЭС				0,1	67,6
	СЭС Ахтубинская					66,5
	СЭС Элиста Северная					19,3
	СЭС Михайловская					17,2
	СЭС Лиманская					1,8
	Октябрьская СЭС					0,4
	Песчаная СЭС					0,01
	АО "ТЭЦ-Северная"	44,2	54,4	34,4	30,7	25,9
Электро-потребление	По территории энергосистемы Астраханской области	4383,7	4396,4	4371,3	4424,4	4285,9
	рост, %	0,16	0,29	-0,57	1,21	-3,13

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

	2015	2016	2017	2018	2019
Зимний период	757	744	748	748	691
рост, %	-6,1	-1,7	0,5	0	-7,6
Летний период	691	699	713	707	673
рост, %	6,7	1,1	2,0	-0,8	-4,8

2.6. Потребление электроэнергии и мощности крупных потребителей энергосистемы Астраханской области

2.6.1. Астраханский газоперерабатывающий завод

Показатель	2015	2016	2017	2018	2019
Электропотребление, млн кВт*час	797,467	816,737	841,116	838,990	876,712
рост, %	4,04	2,42	3,0	-0,3	4,5
Собственный максимум потребляемой мощности, МВт	114	111	125	121	128
рост, %	0,88	-2,63	12,6	-3,2	5,8

2.6.2. АО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р"

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

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

N	Наименование предприятия	Вид деятельности	Факт
			2015	2016	2017	2018	2019
1.	МУП г. Астрахани "Астрводоканал"	Распределение воды	50,6	52,3	49,4	49,5	49,2
2.	ООО "Газпром бурение"	Разведочное бурение	7,7	4,6	2,7	3,1	3,4
3.	МКП г. Астрахани "Горсвет"	Предоставление прочих услуг	18,8	19,3	20,1	19,3	20,3
4.	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	Производство пара и горячей воды (теплоэнергии) котельными	8,2	8,3	8,3	8,7	8,5

2.8. Структура потребления электроэнергии энергосистемы Астраханской области в 2019 году

ГАРАНТ:

Текст Структуры не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

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

Наименование	2015	2016	2017	2018	2019
Промышленное производство	173,8	167,7	153,6	137,7	144,7
в том числе:
Добыча сырой нефти и природного газа; предоставление услуг в этих областях	38,4	40,1	35,6	30,1	12,3
Добыча прочих полезных ископаемых	18,6	14,9	10,7	11,7	11,7
Производство пищевых продуктов, включая напитки	26,7	29,1	36,5	32,2	21,78
Текстильное производство	1,3	1,1	1,2	1,2	1,5
Производство одежды; выделка и крашение меха	1,6	1,8	0,4	0,4	0,4
Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви	5,6	7,2	8,3	6,3	6,2
Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели	1,2	1,3	1,3	1,1	0,74
Химическое производство	0,7	0,7	0,4	0,8	0,8
Производство резиновых и пластмассовых изделий	9,7	10,4	11,5	9,5	8,8
Производство готовых металлических изделий	2,6	2,5	2,5	2,3	1,9
Производство машин и оборудования	1,7	2,2	2,1	2,2	2,1
Производство судов, летательных и космических аппаратов и прочих транспортных средств	50,4	43,8	25,6	18,4	19,33
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	109,3	111,8	150,4	177,8	187,7
Строительство	46,4	51,4	45,4	42,1	41,2
Транспорт и связь	119,1	129,2	69,7	52,6	57,4
Сельское хозяйство	101,6	94,2	115,9	117,6	101,6
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	888,5	886,6	924,1	935,6	880,66
Сфера услуг	163,2	141,8	172,5	176,0	179,8
Другие виды экономической деятельности	538,2	564,3	639,3	573,0	440,14

2.10. Структура генерирующего оборудования электростанций по состоянию на 01.02.2020

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

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

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность, МВт	Год ввода	Срок службы, лет
					норма	факт
1	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)
1.1		Турбины
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	9
		LM6000 PF Sprint	49	2011	12	9
		К-23	23	2011	40	9
1.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	9
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	9
		ТТК-25-2У3-П	25	2011	25	9
1.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2011	25	9
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2011	25	9
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2011	25	9
2	Астраханская ТЭЦ-2
2.1		Турбины
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	35
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	35
		Т-110/120-130-5	110	1988	25*	32
		Т-110/120-130-5	110	1991	25*	29
2.2		Генераторы
		ТВФ-120-2УЗ	120	1985	25*	35
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1985	30*	35
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1988	30*	32
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1991	30	29
2.3		Трансформаторы
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25*	35
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25*	35
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1988	25*	32
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1991	25*	29
3	Астраханская ПГУ - 235
3.1		Турбины
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	7
		LM6000 PF DF Sprint	48,0	2013	12	7
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	7
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	7
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013	12	7
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013	40	7
3.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	7
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	7
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	7
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	7
		BDAX-290ERJT	50	2013	25	7
		ТТК-25-2У3-П	25	2013	25	7
3.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	7
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	7
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	7
		ТДТН-63000/110 - У1	63	2013	25	7
		ТДТН-63000/110 - У2	63	2013	25	7
		ТДТН-40000/110 - У1	40	2013	25	7

* 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, кгс/см 2	Температура максимальная, оС	% износа
RIMMAX 8000	1	6,879	Завод по производству теплоэнергетического оборудования ООО "Теплостройпроект-С"	2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	2	6,879		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	3	6,879		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	4	6,879		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	5	6,879		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15
RIMMAX 8000	6	6,879		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15

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"

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

2.10.4. Состав генерирующего оборудования ООО "Грин Энерджи Рус"

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

2.10.5. Состав генерирующего оборудования ООО "Сан Проджектс 2"

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

2.10.6. Состав генерирующего оборудования ООО "Энергоэффект ДБ"

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

2.10.7. Состав генерирующего оборудования ООО "Эко Энерджи Рус"

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

2.10.8. Состав генерирующего оборудования ООО "Пятая проектная компания"

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

2.10.9. Состав генерирующего оборудования ООО "Шестая проектная компания"

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

2.11. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

АО "ТЭЦ-Северная"

Показатели работы	2015	2016	2017	2018	2019
Выработка электрической энергии, млн кВт*час	44,218	54,389	34,448	30,736	25,883
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал	103,141	98,746	96,779	93,373	96,915

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

Выработка электрической энергии, млн кВт*час	ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" всего	Астраханская ТЭЦ-2	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	Астраханская ПГУ-235
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
2018	3963,2	1527,9	778,5	1656,8
2019	3807,4	1425,7	794,5	1587,3

3. Основные характеристики электросетевого хозяйства

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

Линии электропередачи

N п/п	Наименование ЛЭП	Напряжение, кВ	Протяженность, км	% износа
1	ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр N 1	220	59,83	54
2	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Астрахань	220	238,01	54
3	ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань	220	55,00	66
4	ВЛ 220 кВ Астрахань - Рассвет	220	0,83	54
5	ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная I цепь, ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная II цепь	220	54,55	58
6	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1	220	56,41	90
7	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2	220	55,34	62
8	ВЛ 220 кВ Владимировка - Газовая	220	223,18	48
9	ВЛ 220 кВ Астрахань - Газовая	220	64,20	86
10	ВЛ 220 кВ Астрахань - Лиман	220	136,99	40
11	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр - Нефтепровод	220	184,61	78
12	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235-Астрахань	220	28,61	0
13	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235-Рассвет	220	28,87	0
14	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Харабали	220	91,54	86
15	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Рассвет	220	53,14	58
16	ВЛ 220 кВ Харабали - Владимировка	220	121,49	88
17	ВЛ 220 кВ Южная-Чёрный Яр N 2	220	14,81	80
18	ВЛ 220 кВ Чёрный Яр-Большой Царын-1 I цепь, ВЛ 220 кВ Чёрный Яр-Большой Царын-1 II цепь	220	37,78	64
19	ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (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	ПС 500 кВ Астрахань	500/220/10	503,5	80
2	ПС 220 кВ Баррикадная	220/110/35/10/6	291	93
3	ПС 220 кВ Владимировка	220/110/35/6	146	98
4	ПС 220 кВ Газовая	220/110/10	250	4
5	ПС 220 кВ Лиман	220/110/35/10	104	85
6	ПС 220 кВ Нефтепровод	220/110/10	126	80
7	ПС 220 кВ Рассвет	220/110/10	250	94
8	ПС 220 кВ Харабали	220/110/10	95	81
9	ПС 220 кВ Черный Яр	220/110/10	126	81
10	ПС 110 кВ Бузанская	110/10	12,6	86
11	ПС 110 кВ Верхний Баскунчак	110/35/10	25	87

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

Линии электропередачи напряжением 110 кВ

N п/п	Наименование линий электропередачи	Год ввода в эксплуатацию	Количество цепей	Длина	В том числе на опорах			% износа
				по трассе, км	деревянных	металлических	железобетонных
ВЛ 110 кВ в габаритах 220 кВ
1	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ГПП-1 с отпайкой на ПС ГПП-2 (ВЛ 110 кВ 453)	1983	1	62,800		13,18	49,620	41,11
2	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Газовая с отпайкой на ПС ПХ (ВЛ 110 кВ 456)	1986	1	50,900		9,330	41,570	39,83
			2	11,300		4,200	7,100
3	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-1 (ВЛ 110 кВ 457)	1986	1	1,810		0,560	1,250	39,72
4	Участок ЦРП - Яксатово ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	2003	2	21,700		10,250	11,450	66,20
ЛЭП 110 кВ
1	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Кири-Кили (ВЛ 110 кВ 455)	1985	1	15,600		3,220	12,380	41,11
			2	6,760		3,480	3,280
2	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Газовая с отпайкой на ПС ПХ (ВЛ 110 кВ 454)	1985	1	38,590		5,370	33,220	41,11
			2	18,610		4,590	14,020
3	ВЛ 110 кВ Ахтубинская - Аксарайская (ВЛ 110 кВ 417)	1978	1	10,750		0,670	10,080	54,44
			2	0,190		0,130	0,060
4	ВЛ 110 кВ Аксарайская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 418)	1978	1	10,770		1,800	8,970	54,7
			2	6,400		1,880	4,520
5	ВЛ 110 кВ Бузанская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419)	1979	1	15,440		2,900	12,540	52,03
			2	6,210		1,960	4,250
6	ВЛ 110 кВ Бузанская - Урусовка с отпайкой на ПС Растопуловка (ВЛ 110 кВ 420)	1969	1	18,250		3,550	14,700	93,38
			2	0,450		0,450	0,000
7	Отпайка на ПС 110 кВ Растопуловка от ВЛ 110 кВ Бузанская - Урусовка с отпайкой на ПС Растопуловка (ВЛ 110 кВ 420)	1998	1	15,230		1,680	13,550	28,83
8	ВЛ 110 кВ Растопуловка - Бузанская (ВЛ 110 кВ Растопуловка) (резерв)	1985	1	10,000		1,530	8,470	33,89
			2	5,265		0,250	5,015
9	ВЛ 110 кВ Бузанская - Володаровка с отпайками (ВЛ 110 кВ 437)	1975	1	44,960		1,510	43,450	63,23
			2	2,230		0,900	1,330
10	Отпайка на ПС 110 кВ Красный Яр, ПС 110 кВ Дружба от ВЛ 110 кВ Бузанская - Володаровка с отпайками (ВЛ 110 кВ 437)	1975	1	13,960		2,570	11,390	57,32
			2	0,240		0,240	0,000
11	ВЛ 110 кВ Первомайская - Кири-Кили с отпайками (ВЛ 110 кВ 436)	1966	1	31,530		2,840	28,690	60,0
			2	3,600		0,830	2,770
12	Отпайка от ВЛ 110 кВ Первомайская - Кири-Кили с отпайками (ВЛ 110 кВ 436) в ст. ПС 110 кВ Красный Яр, ПС 110 кВ Дружба	1966	1	14,640		2,470	12,170	100
			2	0,240		0,240	0,000
13	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Водозабор N 1 с отпайкой на ПС ВОС (ВЛ 110 кВ 461)	1983	1	8,848		0,540	8,308	37,11
			2	6,950		1,900	5,050
14	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Водозабор N 2 с отпайкой на ПС ВОС (ВЛ 110 кВ 462)	1983	1	8,807		0,910	7,897	37,2
			2	6,737		2,140	4,597
15	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Тяговая-2 N 1 (ВЛ 110 кВ 458)	1983	1	0,367		0,367	0,000	38,42
			2	11,993		3,523	8,470
16	ВЛ 110 кВ Кири-Кили - Тяговая-2 N 2 (ВЛ 110 кВ 459)	1983	1	0,180		0,000	0,180	38,42
			2	12,190		4,300	7,890
17	ВЛ 110 кВ Удачное - Сасыколи (ВЛ 110 кВ 409)	1970	1	25,860		0,870	24,990	80,57
			2	16,350		1,590	14,760
18	ВЛ 110 кВ Харабали - Сасыколи (ВЛ 110 кВ 410)	1975	1	29,680		1,140	28,540	57,09
			2	16,350		1,590	14,760
19	ВЛ 110 кВ Харабали - Тамбовка (ВЛ 110 кВ 411)	1979	1	22,460		0,340	22,120	52,03
			2	7,760		1,100	6,660
20	ВЛ 110 кВ Тамбовка - Вольное (ВЛ 110 кВ 412)	1975	1	24,340		0,000	24,340	63,23
			2	12,690		2,240	10,450
21	ВЛ 110 кВ Вольное - Хошеутово (ВЛ 110 кВ 413)	1985	1	20,810		0,000	20,810	41,11
			2	7,050		1,800	5,250
22	ВЛ 110 кВ Хошеутово - Ахтубинская (ВЛ 110 кВ 414)	1973	1	23,990		1,330	22,660	71,21
			2	2,120		0,670	1,450
23	ВЛ 110 кВ Харабали - Ашулук с отпайкой на ПС ММПС (ВЛ 110 кВ 470)	1978	1	58,300		2,800	55,500	54,44
24	Отпайка на ПС Котельная от ВЛ 35 кВ Первомайская (резерв)	1978	1	0,600			0,600	54,44
25	ВЛ 110 кВ Лиман - Оранжерейная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 127); ВЛ 110 кВ Лиман - Оранжерейная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 128)	1960, 1965	2	53,860		7,785	46,075	100
26	ВЛ 110 кВ Баррикадная - Оранжерейная N 1 с отпайкой на ПС Икряное (ВЛ 110 кВ 125); ВЛ 110 кВ Баррикадная - Оранжерейная N 2 с отпайкой на ПС Икряное (ВЛ 110 кВ 126)	1960, 1965	2	58,200		9,145	49,055	100
27	КВЛ 110 кВ Астраханская ГРЭС - Первомайская (КВЛ 110 кВ 135)	1983	1	2,560		1,213	1,347	37,70
28	ВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайкой на ПС Стройиндустрия (ВЛ 110 кВ 121)	1961	1	21,840		3,718	18,122	100
29	Отпайка на ПС 110 кВ Аэродромная от ВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайкой на ПС Стройиндустрия (ВЛ 110 кВ 121)	2017	1	2,920		1,1	1,82	17,78
30	Отпайка (КЛ 110 кВ) на ПС 110 кВ Аэродромная от ВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайкой на ПС Стройиндустрия (ВЛ 110 кВ 121)	2017		2,960				17,78
31	ВЛ 110 кВ Камызяк - Увары N 1 (ВЛ 110 кВ Увары-1); ВЛ 110 кВ Камызяк - Увары N 2 (ВЛ 110 кВ Увары-2)	1988	2	12,050		3,250	8,800	47,64
32	Отпайка на ПС 110 кВ Промстройматериалы от ВЛ 110 кВ Лесная - Окрасочная с отпайками (ВЛ 110 кВ 129)	1988	2	1,200		0,686	0,514	37,11
33	ВЛ 110 кВ Лесная - Окрасочная с отпайками (ВЛ 110 кВ 129)	1988	1	9,160		3,898	5,262	60,26
34	ВЛ 110 кВ Баррикадная - Окрасочная (ВЛ 110 кВ 130)	1979	1	17,590		1,099	16,491	35,61
35	ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ 133), ВЛ 110 кВ ЦРП - Баррикадная N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 134)	1961	2	32,840		7,580	25,260	100
36	Отпайка на ПС Табола от ВЛ 110 кВ 133, ВЛ 110 кВ 134	1978	2	95,110		14,877	80,233
	Отпайка на ПС от Камызяк ВЛ 110 кВ 133, ВЛ 110 кВ 134	1985
	Отпайка на ПС Чаганская от ВЛ 110 кВ 133, ВЛ 110 кВ 134	1985
	Отпайка на ПС Маячное от ВЛ 110 кВ 133, ВЛ 110 кВ 134	1961
	Отпайка на ПС Труд-Фронт от ВЛ 110 кВ 133, ВЛ 110 кВ 134	1961
	Отпайка на ПС Житное от ВЛ 110 кВ 133, ВЛ 110 кВ 134	1985
	Отпайка на ПС Мумра от ВЛ 110 кВ 133, ВЛ 110 кВ 134	1985
37	ВЛ 110 кВ ЦРП - Камызяк с отпайками; ВЛ 110 кВ ЦРП - Раздор с отпайками (ВЛ 110 кВ 152)	1970	1	103,850		15,160	88,690	85,98
			2	13,800		3,665	10,135
38	ВЛ 110 кВ Камышово - Озёрная (ВЛ 110 кВ 137); ВЛ 110 кВ Баррикадная - Озёрная (ВЛ 110 кВ 138)	1984	1	59,340		1,530	57,810	42,5
39	ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели N 1 (ВЛ 110 кВ Зензели-1); ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели с отпайкой на ПС А-НПС-5А	1990	1	49,080		3,780	45,300	35,17
40	ВЛ 110 кВ ЦРП - Судостроительная N 1 с отпайкой на ПС Южная (ВЛ 110 кВ Судостроительная-1); ВЛ 110 кВ ЦРП - Судостроительная N 2 с отпайкой на ПС Южная (ВЛ 110 кВ Судостроительная-2)	1986	2	12,110		4,560	7,550	40,75
41	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Городская N 1 (ВЛ 110 кВ Городская-1); ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Городская N 2 (ВЛ 110 кВ Городская-2)	1988	2	2,700		2,400	0,300	30,32
42	КВЛ 110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП N 1 с отпайкой на ПС Трикотажная (КВЛ 110 кВ 131); КВЛ 110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП N 2 с отпайкой на ПС Трикотажная (КВЛ 110 кВ 132)	1963	2	6,900		4,310	2,590	100
43	ВЛ 110 кВ Лиман - Камышово (ВЛ 110 кВ 136)	1980	1	32,840		0,227	32,613	49,65
44	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 1 (ВЛ 110 кВ 171); ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 2 (ВЛ 110 кВ 172)	1984	2	1,687		1,054	0,633	42,47
45	ВЛ 110 кВ Бузанская - Рассвет (ВЛ 110 кВ 123); ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Рассвет (ВЛ 110 кВ 124); КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП; ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 3 (ВЛ 110 кВ 173); КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская	1970	2	58,360		12,736	45,624	85,98
46	Участок оп. 1 - оп. 41 КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП	2013	1	7,343		4,048	3,295	40,99
47	Кабельный участок Астраханская ПГУ-235 - оп. 1 КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП	2013	1	0,451				40,99
48	Участок оп. 1 - оп. 41 КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Бузанская	2013	1	7,321		3,801	3,520	40,99
49	Участок Астраханская ПГУ-235 - оп. 1 КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская	2013	1	0,491				40,99
50	ВЛ 110 кВ Рассвет - Заводская N 1 с отпайкой на ПС Джакуевка (ВЛ 110 кВ Заводская-1); ВЛ 110 кВ Рассвет - Заводская N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Заводская-2)	1988	2	21,870		3,394	18,476	40,99
51	КВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками	1992	1	20,050		3,310	16,740	33,25
51.1	Отпайка на ПС 110 кВ Аэродромная от КВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками	2017	1	2,900		1,02	1,88	17,78
51.2	Участок КЛ 110 кВ отпайки на ПС 110 кВ Аэродромная от КВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками	2017		2,950				17,78
52	ВЛ 110 кВ Камызяк - Новинская с отпайкой на ПС Коммунар (ВЛ 110 кВ Новинская); ВЛ 110 кВ Новинская - Чапаевская (ВЛ 110 кВ Чапаевская)	1989	1	13,970		1,257	12,713	38,32
			2	25,350		5,090	20,260
53	ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2-Царевская с отпайкой на ПС Восточная (ВЛ 110 кВ 101)	2008	1	6,880		4,148	2,732	32,34
54	КВЛ 110 кВ Городская - Юбилейная (КВЛ 110 кВ 102)	1992	2	1,645		1,645		42,32
55	КВЛ 110 кВ Юбилейная - Северная (КВЛ 110 кВ 103)	1992	1	0,300		0,300		42,32
			2	7,150		2,510	4,64
56	ВЛ 110 кВ Городская - Царевская с отпайкой на ПС Восточная (ВЛ 110 кВ Восточная-1)	1989	2	6,27		2,382	3,888	50,59
57	ВЛ 110 кВ Северная - Царевская (ВЛ 110 кВ 104)	1989	2	6,70		2,510	4,190	42,32
58	ВЛ 110 кВ Рассвет - Береговая с отпайкой на ПС Вододелитель (ВЛ 110 кВ 119)	1971	1	41,800		3,321	38,479	72,31
59	ВЛ 110 кВ Советская - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ 742)	1986	1	34,320			34,320	100
60	ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ N 297)	2010	1	9,53		1,53	8,0	100
61	ВЛ 110 кВ Владимировка - Советская (ВЛ 110 кВ 741)	1982	1	52,140			52,140	100
62	ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701)	1958	1	26,600	26,60			100
63	ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702)	1958	1	18,870	13,17		5,700	100
64	ВЛ 110 кВ Владимировка - Покровка (ВЛ 110 кВ 703)	1958	1	9,100	9,10			100
65	ВЛ 110 кВ Владимировка - Верхний Баскунчак с отпайкой на ПС Кочевая (ВЛ 110 кВ 740)	1991	1	12,570		5,420	7,150	33,73
			2	30,880			30,880
66	ВЛ 110 кВ Кочевая - Батаевка с отпайками (ВЛ 110 кВ 750)	1981	1	23,630			23,630	48,29
67	ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704)	1963	1	9,170		5,420	3,750	100
68	ВЛ 110 кВ Джелга - Рождественка (ВЛ 110 кВ 755) (резерв)	1988	1	16,420			16,420	36,91
69	ВЛ 110 кВ Джелга - Рождественка с отпайкой на ПС Батаевка (ВЛ 110 кВ 705)	1963	1	22,220	16,69		5,530	100
70	Отпайка на ПС 110 кВ Батаевка от ВЛ 110 кВ Джелга - Рождественка с отпайкой на ПС Батаевка (ВЛ 110 кВ 705)	1988	1	0,400			0,400	100
71	ВЛ 110 кВ Пироговка - Рождественка с отпайкой на Ахтубинскую СЭС	1971	1	43,100			43,100	56,63
72	Заход ВЛ 110 кВ Удачное - Сасыколи (ВЛ 110 кВ 409) на ПС 110 кВ Удачное	1988	1	6,500			6,500	37,01
73	ВЛ 110 кВ Пироговка - Удачное (ВЛ 110 кВ 708)	1972	1	22,290			22,290	80,11
74	Отпайка на ПС 110 кВ Ахтуба от ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704)	1983	1	1,010			1,010	100
75	Отпайка на ПС 110 кВ Водозабор от ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704), ВЛ 110 кВ Кочевая - Батаевка с отпайками (ВЛ 110 кВ 750)	1981	2	1,620			1,620	47,63
76	ВЛ 110 кВ Солодники - Райгород-2 с отпайкой на ПС Ушаковка (ВЛ 110 кВ N 320)	1994	1	24,200			24,200	31,97
77	Заход на ПС 110 кВ Ушаковка от ВЛ 110 кВ Солодники - Райгород-2 с отпайкой на ПС Ушаковка (ВЛ 110 кВ N 320)	1994	2	5,700			5,700	31,97
78	ВЛ 110 кВ Солодники - Старица-2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 721)	2009	1	55,240		1,71	53,53	90,91
79	Отпайка на ПС 110 кВ Вязовка от ВЛ 110 кВ Солодники - Старица-2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 721)	2009	1	1,831		0,181	1,65	90,91
80	Отпайка на ПС 110 кВ Ступино от ВЛ 110 кВ Солодники - Старица-2 с отпайками (ВЛ 110 кВ 721)	1976	1	5,800			5,800	62,95
81	ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Старица-2 (ВЛ 110 кВ 722)	2003	1	22,400			22,400	100
82	ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Никольская с отпайками (ВЛ 110 кВ 723)	1965	1	51,000			51,000	77,90
83	Отпайка на ПС 110 кВ Черный Яр от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Никольская с отпайками (ВЛ 110 кВ 723)	1974	1	4,720			4,720	77,90
84	Отпайка на ПС 110 кВ Черный Яр от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1979	1	4,700			4,700	70,15
85	Отпайка на ПС 110 кВ Ватажная от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Никольская с отпайками (ВЛ 110 кВ 723)	1979	1	1,230			1,230	40,75
86	Отпайка на ПС 110 кВ Ватажная от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1988	1	1,100			1,100	54,23
87	Отпайка на ПС 110 кВ Никольская от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1979	1	38,100			38,100	49,75
88	Отпайка на ПС 110 кВ Соленое Займище от ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Никольская с отпайками (ВЛ 110 кВ 723), ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1986	2	6,200			6,200	40,75
89	ВЛ 110 кВ Черный Яр - Горная (ВЛ 110 кВ 780)	1980	2	1,800			1,800	65,89
90	ВЛ 110 кВ Чёрный Яр - Степная с отпайками (ВЛ 110 кВ 781)	1979	1	26,000			26,000	54,2
91	Отпайка на ПС 110 кВ Ветлянка от ВЛ 110 кВ Никольская - Цаган-Аман с отпайкой на ПС Ветлянка (ВЛ 110 кВ 724)	1974	1	4,760			4,760	70,5
92	ВЛ 110 кВ Цаган-Аман - Енотаевка (ВЛ 110 кВ 725	1970	1	49,870			49,870	85,97
93	ВЛ 110 кВ Енотаевка - Косика (ВЛ 110 кВ 727)	1976	1	42,950			42,950	59,75
94	ВЛ 110 кВ Косика - Ленино с отпайкой на ПС Солнечная (ВЛ 110 кВ 728)	1976	1	16,740			16,740	51,84
95	ВЛ 110 кВ Ленино - Сероглазовка (ВЛ 110 кВ 729)	1981	1	17,070			17,070	75,00
96	ВЛ 110 кВ Нефтепровод - Сероглазовка (ВЛ 110 кВ 730)	1981	1	21,200			21,200	75,00
97	ВЛ 110 кВ Нефтепровод - Береговая (ВЛ 110 кВ 731)	1971	1	17,030			17,030	54,23
98	Отпайка на ПС 110 кВ Солнечная ВЛ 110 кВ Косика - Ленино с отпайкой на ПС Солнечная (ВЛ 110 кВ 728)	1988	1	0,240			0,240	36,91
99	Отпайка на ПС 110 кВ Горбаневка от ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701)	1978	1	3,040			3,040	100
100	ВЛ 110 кВ Степная - Дальняя (ВЛ 110 кВ 782)	1980	1	25,300			25,300	54,02
101	ВЛ 110 кВ Северная - Царевская (ВЛ 110 кВ 104) (участок)	2011	1	1,909		1,009	0,900	42,32
102	КВЛ 110 кВ Городская - Юбилейная (КВЛ 110 кВ 102) (участок)	2011	1	0,432				42,32
103	Кабельный участок КВЛ 110 кВ Юбилейная - Северная (КВЛ 110 кВ 103) (участок)	2011	1	0,79				42,32
104	ВЛ 110 кВ Северная - Царевская (ВЛ 110 кВ 104) (участок)	2011	1	0,432				42,32
105	КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 1	2013	1	1,048				40,99
106	КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 1, КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 2	2013	2	0,033		0,066		40,99
107	КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 2	2013	1	1,0581				40,99
108	ВЛ 110 кВ Знаменская ПГУ - ТЭЦ - Капустин Яр N 1*	2013	1	1,208		0,988	0,220	40,27
109	ВЛ 110 кВ Знаменская ПГУ - ТЭЦ - Капустин Яр N 2*	2013	1	1,255		0,8785	0,3765	40,27
110	ВЛ 110 кВ Знаменская ПГУ - ТЭЦ - Советская*	2013	1	1,167		0,908	0,259	40,27
111	Воздушный участок КВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Юбилейная	2017	1	5,55		4,642	0,908	17,78
112	Кабельный участок КВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - Юбилейная	2017		0,432				17,78

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

Трансформаторные подстанции напряжением 110 кВ

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

*ПС 110 кВ Заводская находится в аренде.

Износ основных производственных фондов составляет:

- по подстанционному оборудованию - 76,03%,

в том числе:

- ПС 110 кВ - 79,77%;

- ПС 35 кВ - 85,98%;

- ТП 6-10 кВ - 67,61%;

- по ВЛ 110 кВ - 64,04%;

- по ВЛ 35 кВ - 75,02%.

- по КЛ-110 кВ - 40,98%;

- по КЛ-35 кВ - 0,0%.

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

Линии электропередачи 110 кВ и выше

N	Наименование ЛЭП	Напряжение, кВ	Протяженность, км
1	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-2 N 1	110 (в габаритах 220)	2,49
2	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-2 N 2	110 (в габаритах 220)	2,47
3	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-3 N 1	110 (в габаритах 220)	3,49
4	ВЛ 110 кВ Газовая - ГПП-3 N 2	110 (в габаритах 220)	3,39
5	Отпайка от ВЛ 110 кВ 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 110 кВ и выше

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

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

Подстанции 110 кВ и выше

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

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

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

Подстанции 110 кВ и выше

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

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

Линии электропередачи 110 кВ и выше

N	Наименование ЛЭП	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение, кВ	Протяженность, км
1	ВЛ 110 кВ Нефтепровод - А-НПС-5А	2016	110	95,07
2	Отпайка на ПС 110 кВ А-НПС-5А от ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели	2017	110	45,81
	Итого			140,88

Подстанции 110 кВ и выше

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

4. Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области

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

          |Республика|                         | Волгоградская  |

          | Калмыкия |                         |    область     |

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

                                        |            |

                                        |          |  

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

          |Республика|              |       Энергосистема       |

          |Казахстан |-------------|       Астраханской        |

          |          |              |          области          |

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

Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области с другими энергосистемами:

с энергосистемой Волгоградской области:

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1;

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2;

- ВЛ 220 кВ Южная - 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 ПС Ветлянка (ВЛ 110 кВ 724);

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

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

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

- ВЛ 35 кВ Яндыки - Каспийская;

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 Астраханского ГПЗ филиала ООО "Газпром переработка" 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 2019 год

N п/п	Наименование источника	Отпуск тепловой энергии в 2018 году, тыс. Гкал	Параметры пара/ вид топлива, кГс/см 2
1.	Пусковая котельная
1.1.	Паровые котлы котельной "Пусковая"	1792,958	39 (440 0С) 6,0 (160 0С)
1.2.	Паровые котлы котельной "Расширение"	258,253	39 (400 0С) 6,0 (175 0С)
	Котельная "Узловая" пар не отпускает

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

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

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

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

Всего - 1463,81 Гкал/ч

В том числе мощность:

до 3 Гкал/ч - 10,05 Гкал/ч (котельные N 2, 3, 5, 21, 22, Т-15);

от 3 до 20 Гкал/ч - 36,96 Гкал/ч (котельные N 9,12, 15, 16, 51, 52);

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

Число теплоисточников:

всего - 14;

в том числе мощностью:

до 3 Гкал/ч - 6;

от 3 до 20 Гкал/ч - 6;

свыше 100 Гкал/ч - 2.

Отпуск тепловой энергии от теплоисточников осуществляется в горячей воде.

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

Существующие мощности котельных "Центральная", 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, каждый на свою зону. Тепловые сети выполнены по тупиковой схеме, двухтрубными либо четырехтрубными (в одном канале проложены сети отопления и горячего водоснабжения), циркуляционными, подающими одновременно тепловую энергию на отопление, вентиляцию, технологические нужды и горячее водоснабжение.

Система теплоснабжения:

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

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

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

5.3 Динамика потребления тепловой энергии от электростанций и котельных г. Астрахани за 2014-2018 годы

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"	2015	2016	2017	2018	2019
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	1966	1964	2042	2036	1858
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-135	-2	78	-6	-178
Среднегодовые темпы прироста, %	-6,4	-0,1	+3,4	-0,3	-8,7
Астраханская ТЭЦ-2
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	1426	1515	1692	1691	1554
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-92	+89	+77	-1	-137
Среднегодовые темпы прироста, %	-6,1	+6,2	+11,7	0	-8,1
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	0	0	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	0	0	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-235
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	229	230	230	221	211
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-2	+1	0	-9	-10
Среднегодовые темпы прироста, %	-0,9	+0,4	0	-3,9	-4,5
Котельная "Центральная"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	4	0	0	0	1
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-18	-4	0	0	+1
Среднегодовые темпы прироста, %	-81,8	0	0	0	+221,4
Малые котельные
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	307	219	120	124	92
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-24	-88	-99	+4	-32
Среднегодовые темпы прироста, %	-7,3	-28,7	-45,2	+3,3	-25,8
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	0.0	0	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	0	0	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	0	0

Динамика потребления тепловой энергии по Астраханской области за 2015-2019 годы

Показатели	2015	2016	2017	2018	2019
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	11293,09	11532,25	13015,75	12110,51	12332,93
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-218,45	239,16	1483,5	-905,24	222,422
Среднегодовые темпы прироста, %	-1,9	2,07	11,39	-7,47	0,018

5.4. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных генерирующих компаний Астраханской области за 2019 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:		1907,184	газ
1	Астраханская ТЭЦ-2	1686,885	газ
2	Астраханская ПГУ-235	220,299	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго", МУП г. Астрахани "Коммунэнерго":		92,072	газ
3	Покровская	9,000	газ
4	N 2	3,427	газ
5	N 3	1,174	мазут
6	N 5	0,464	дизель
7	N 6	9,877	газ
8	N 9	4,347	газ
9	N 10	15,137	газ
10	N 12	3,589	газ
11	N 15	7,516	газ
12	N 16	10,571	газ
13	N 21	3,768	газ
14	N 22	2,147	газ
15	N 51	13,383	газ
16	N 52	5,632	газ
17	Т-15	2,040	газ
Итого		1999,256

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

Наименование	2015	2016	2017	2018	2019
Отпуск тепловой энергии электростанциями:
Астраханская ТЭЦ-2	1426	1515	1692	1691	1554
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	0	0	0	0	0
Астраханская ПГУ-235	229	230	230	221	211
Котельные ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"	311,0	219,0	120,0	124,0	93
Всего	1966,0	1964,0	2042,0	2036,0	1858

5.6. Динамика потребления тепловой энергии в 2015-2019 годах (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго")

Показатели	2015	2016	2017	2018	2019
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка
котельными	312671	317152	310241	322351	301240
- полезный отпуск
котельными	297202	285567	267075	245999	246405
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,383	0,384	0,381	0,357	0,322
- газ (млн куб.м)	43,231	43,810	42,872	51,713	41,793
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):	297202	285567	267075	245999	246405
промышленность	22730	24650	20551	14422	12430
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	227343	214927	202671	187783	193698
коммунально-бытовой сектор	47129	45990	43853	43794	40277

5.7. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от котельных МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" за 2019 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	125,630	горячая вода, природный газ
2	котельная N Т-2	32,092	горячая вода, природный газ
3	котельная N Т-3	5,287	горячая вода, природный газ
4	котельная N Т-4	20,111	горячая вода, природный газ
5	котельная N Т-6	47,393	горячая вода, природный газ
6	котельная N Т-8	5,668	горячая вода, природный газ
7	котельная N Т-9	3,356	горячая вода, природный газ
8	котельная N Т-10	3,676	горячая вода, природный газ
9	котельная N Т-11	1,376	горячая вода, природный газ
10	котельная N Т-12	0,561	горячая вода, природный газ
11	котельная N Т-13	0,130	горячая вода, природный газ
12	котельная N Т-14	0,236	горячая вода, природный газ
13	котельная N Т-15	2,020	горячая вода, природный газ
14	котельная N Т-17	1,831	горячая вода, природный газ
15	котельная N Т-18	0,099	горячая вода, природный газ
16	котельная N Т-19	0,251	горячая вода, природный газ
17	котельная N Т-20	0,763	горячая вода, природный газ
18	котельная N Т-21	2,904	горячая вода, природный газ
19	котельная N Т-22	0,216	горячая вода, природный газ
20	котельная N Т-23	5,428	горячая вода, природный газ
21	котельная N Т-24	0,340	горячая вода, природный газ
22	котельная N Т-25	0,543	горячая вода, природный газ
23	котельная N Т-26	1,359	горячая вода, мазут топочный
24	котельная N Т-27	0,532	горячая вода, мазут топочный
25	котельная N Т-41	1,316	горячая вода, мазут топочный
26	котельная N Т-43	0,945	горячая вода, мазут топочный
27	котельная N Т-44	16,106	горячая вода, природный газ
28	АО "Волгомост"	1,012	горячая вода, природный газ

5.8. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" за 2019 год

NN п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1764,444
1	Астраханская ТЭЦ-2	1553,660	газ
2	Астраханская ПГУ-235	210,784	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:		120,261	газ
3	Центральная	1,125	газ
4	Покровская	9,000	газ
5	N 2	3,427	газ
6	N 3	1,174	мазут
7	N 5	0,464	дизель
8	N 6	9,877	газ
9	N 7	0,685	газ
10	N 9	4,347	газ
11	N 10	15,137	газ
12	N 12	3,589	газ
13	N 13	0,310	электроэнергия
14	N 15	7,516	газ
15	N 16	10,571	газ
16	N 21	3,768	газ
17	N 22	2,147	газ
18	N 28	1,120	газ
19	N 47	0	газ
20	N 51	13,383	газ
21	N 52	5,632	газ
Итого		1857,716

5.9. Динамика потребления тепловой энергии по муниципальным образованиям за 2015-2019 годы

Наименование	2015	2016	2017	2018	2019
МО "ЗАТО Знаменск"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	156,2	162,8	155,65	156,72	156,19
Источники тепловой энергии, всего	7	7	7	7	7
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	7	7	7	7	7
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	7	7	7	7	7
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Икрянинский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	43,809	44,559	45,281	46,057	46302
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	41,217	28,949	16,765	13,262	13,329
Источники тепловой энергии, всего	20	20	16	10	9
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	20	20	16	10	9
энергокомпаний
муниципальные	19	19	14	10	8
прочие источники	1	1	2	2	1
МО "Приволжский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	17,52	11,27	11,28	11,28	16,99
Источники тепловой энергии, всего	43	36	34	34	41
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	43	43	34	34	41
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	43	43	34	34	41
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Лиманский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	13,0	12,8	12,6	12,6	11,9
Источники тепловой энергии, всего	31	2	2	2	2
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	31	2	2	2	2
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	31	2	2	2	2
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Красноярский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	29,83	29,77	29,83	29,83	29,71
Источники тепловой энергии, всего	33	34	34	34	29
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	1	1	1	1	1
котельные, всего, в том числе:	33	33	33	33	28
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	33	33	33	33	28
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Наримановский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	48,96	47,54	50,90	50,572	48,718
Источники тепловой энергии, всего	29	29	29	29	29
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	48,96	47,54	50,90	50,572	48,718
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	1	1	1	1	1
прочие источники	-	-	-	-
МО "Камызякский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	37,18	37,72	37,57	33,66	34,12
Источники тепловой энергии, всего	8	12	12	11	11
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	8	12	12	11	11
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	8	12	12	11	11
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Харабалинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	35,49	41,45	40,90	41,87	23,70
Источники тепловой энергии, всего	14	14	15	15	16
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	35,49	41,45	33	41,87
энергокомпаний	-	-	-	-
муниципальные	35,49	41,45	33	41,87
прочие источники	-	-	-	-
МО "Ахтубинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	147,27	123,42	156,61	35,35	35,35
Источники тепловой энергии, всего	11	11	12	4	4
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	11	11	15	4	4
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	11	11	15	4	4
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Енотаевский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	31,98	25,78	26,81	29,15	29,15
Источники тепловой энергии, всего	16	17	17	20	20
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	16	17	17	20	20
энергокомпаний
муниципальные	15	16	16	20	-
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Володарский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	23,85	21,90	18,04	15,04	15,04
Источники тепловой энергии, всего	33	33	33	33	33
ТЭЦ, всего, в т.ч.:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	33	33	33	33	33
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	33	33	33	33	33
прочие источники	-	-	-	-	-

5.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2019 год

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

5.11. Потребление топлива электростанциями и котельными за 2019 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.	1252,599	1252,190	-	0,381	0,029
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	980,64	980,571	-	0,039	0,029
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	277,973	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	271,960	271,619	-	0,341	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии	146,395	-	-	-	-
в том числе:
Астраханская ТЭЦ-2
Топливо всего, тыс. т.у.т.	633,625	633,586	-	0,039	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	409,356	409,317	-	0,039	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	327,653	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	224,269	224,269	-	0,000	-
Удельный расход тепловой энергии на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	144,349	-	-	-	-
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)
Топливо всего, тыс. т.у.т.	197,949	197,949	-	-	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	197,949	197,949	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	259,447	-	-	-	-
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.	404,922	404,893	-	-	0,029
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	373,335	373,306	-	-	0,029
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	246,345	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	31,587	31,587	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	149,854	-	-	-	-
Котельная "Центральная"
Топливо, тыс. т.у.т.	0,678	0,678	-	-	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	602,373	602,373	-	-	-
Малые котельные
Топливо, тыс. т.у.т.	15,426	15,084	-	0,341	-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал	167,402	-	-	-	-

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.	%
2015	266,000	100	-	-	-	-	-	-	266,000	100
2016	281,000	100	-	-	-	-	-	-	281,000	100
2017	280,000	100	-	-	-	-	-	-	280,000	100
2018	287,000	100	-	-	-	-	-	-	287,000	100
2019	321,000	100	-	-	-	-	-	-	321000	100

5.13. Единый топливно-энергетический баланс Астраханской области

N пп	Наименование показателей	Единица измерения	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
Суммарный объём внутреннего производства
1	Добыча газа	млн куб. м	12083,7	10383,3	10784,6	10882,0	11501,3
2	Добыча газового конденсата	тыс. тонн	3463,1	3540	3677,6	3688,8	3887,4
3	Добыча нефти	тыс. тонн	1719,9	2309,7	5541,6	6898,4	7420,9
4	Выработка автомобильных бензинов	тыс. тонн	938,9	1006,7	927,3	819,8	1008,8
5	Выработка дизельного топлива	тыс. тонн	544	661,7	660,9	493,5	688,0
6	Выработка топочного мазута	тыс. тонн	332,2	347	328,4	298	395,4
7	Выработка сжиженного газа	тыс. тонн	291,4	304,7	310,5	283,3	352,5
8	Выработка товарного газа	млн куб. м	5530,5	5635,2	5869,7	6122,9	6245,0
9	Заготовка топливных дров	тыс. пл. куб. м	8,8	6,8	6,2	4,1	2,7
10	Электроэнергия	млн кВт час	4336,7	4260,6	4108,4	4066,8	4106,0
11.	Тепловая энергия	тыс. Гкал	12388,1	12593,8	13015,8	13398,8	13418,3
Суммарный объём внутреннего потребления
1	Автомобильные бензины, всего	тыс. тонн	268,2	260,5	267,0	262,8	236,8
2	Дизельное топливо	тыс. тонн	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"	98,1 294,7 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"	62,9 253,6 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"
3	Топочный мазут	тыс. тонн	13,0	12,9	12,8	13,2	12,1
4	Топливо печное	тыс. тонн	0	0	0	0	0
5	Керосин осветительный	тыс. тонн	0	0	0	0	0
6	Природный газ всего, в том числе для бытовых нужд населения	млн куб. м	2215,1 412,2	2162,2 416,3	2187,1 416,2	2206,9 434,9	2129,8 400,8
7	Сжиженный газ всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	45,6 2,8	40,9 2,7	40,6 2,4	40,4 2,1	55,3 1,0
8	Уголь всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. тонн	12,9 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 4,5	12,4 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 3,9	12,0 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 3,4	13,3 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 3,4	8,4 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД") 1,5
9	Дрова всего, в том числе для бытовых нужд населения	тыс. пл. куб. м	9,0 8,4	7,4 6,7	6,7 6,5	4,1 4,0	2,7 2,4
10	Авиационное топливо	тыс. тонн	5,3	4,9	6,8	6,7	7,0
11	Электроэнергия	млн кВт час	4056,4	4066,7	4231,1	4424,4	4285,9
12	Тепловая энергия	тыс. Гкал	11293,1	11532,3	11780,5	12 110,5	12332,9

6. Особенности функционирования и существующие проблемы электроэнергетики энергосистемы Астраханской области

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

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

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

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

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

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

7. Основные направления развития электроэнергетики Астраханской области

За основу прогноза роста спроса на электроэнергию и мощность, основных вводов генерирующей мощности и электросетевых объектов 220 кВ приняты материалы проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026 годы.

Прогноз потребления электрической энергии и мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2020-2025 годы

Наименование показателя	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Потребление электроэнергии	млн кВт*час	4473	4506	4561	4676	4705	4712
Среднегодовые темпы прироста	%	4,4	0,7	1,2	2,5	0,6	0,1
Максимальная мощность	МВт	761	768	777	798	800	804
Среднегодовые темпы прироста	%	10,1	0,9	1,2	2,7	0,3	0,5

8. Прогноз потребления тепловой энергии и топлива на период 2020-2025 годов

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

Наименование показателя	2020	2021	2022	2023	2024	2025
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (тыс. Гкал):
- выработка
котельными	329,163	329,163	329,163	329,163	329,163	329,163
- полезный отпуск
котельными	261,458	261,458	261,458	261,458	261,458	261,458
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,356	0,356	0,356	0,356	0,356	0,356
- газ (млн куб.м)	47,037	47,037	47,037	47,037	47,037	47,037
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии по основным потребителям (тыс. Гкал):	261,458	261,458	261,458	261,458	261,458	261,458
промышленность	14,784	14,784	14,784	14,784	14,784	14,784
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	198,908	198,908	198,908	198,908	198,908	198,908
коммунально-бытовой сектор	47,766	47,766	47,766	47,766	47,766	47,766

8.2. Прогноз потребления топлива электростанциями и котельными энергосистемы Астраханской области

Подразделение	Вид топлива	Единица измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025
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 м 3	591,564	591,906	591,906	591,906	591,906	591,906
	мазут	тыс. тонн	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	газ	млн м 3	175,829	166,447	175,543	175,543	175,543	175,543
Астраханская ПГУ-235	газ	млн м 3	345,176	350,164	348,101	348,101	348,101	348,101
	дизель	тыс. тонн	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020
Котельные	газ	млн м 3	11,258	11,148	11,148	11,148	11,148	11,148
	мазут	тыс. тонн	0,160	-	-	-	-
	дизель	тыс. тонн	-	-	-	-	-
Всего	газ	млн м 3	1187,08	11829,91	1189,95	1189,95	1189,95	1189,95
	мазут	тыс. тонн	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030	0,030
	дизель	тыс. тонн	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020

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

ООО "ЛУКОЙЛ-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.	%
2020	1,30577	99,99	0,00026	0,020			0,00003	0,002	1,30607	100
2021	1,30093	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30100	100
2022	1,30911	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30918	100
2023	1,30911	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30918	100
2024	1,30911	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30918	100
2025	1,30911	99,99	0,00004	0,003			0,00003	0,002	1,30918	100

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.	%
2020	0,687338	99,99	0,00004	0,006					0,68738	100
2021	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100
2022	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100
2023	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100
2024	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100
2025	0,68773	99,99	0,00004	0,006					0,68777	100

Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2020	0,20429	100							0,20429	100
2021	0,19339	100							0,19339	100
2022	0,20396	100							0,20396	100
2023	0,20396	100							0,20396	100
2024	0,20396	100							0,20396	100
2025	0,20396	100							0,20396	100

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.	%
2020	0,40106	99,99					0,00003	0,007	0,40109	100
2021	0,40685	99,99					0,00003	0,007	0,40688	100
2022	0,40445	99,99					0,00003	0,007	0,40449	100
2023	0,40445	99,99					0,00003	0,007	0,40449	100
2024	0,40445	99,99					0,00003	0,007	0,40449	100
2025	0,40445	99,99					0,00003	0,007	0,40449	100

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.	%
2020	0,00151	100							0,00151	100
2021	0,00150	100							0,00150	100
2022	0,00150	100							0,00150	100
2023	0,00150	100							0,00150	100
2024	0,00150	100							0,00150	100
2025	0,00150	100							0,00150	100

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.	%
2020	0,01156	98,10	0,00022	1,896					0,01178	100
2021	0,01145	100							0,01145	100
2022	0,01145	100							0,01145	100
2023	0,01145	100							0,01145	100
2024	0,01145	100							0,01145	100
2025	0,01145	100							0,01145	100

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.
2021	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-
2022	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-
2023	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-
2024	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-
2025	2,005	-	0,003	-	0,001	-	0,0000	-	2,004	-

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.	%
2021	310,000	100	-	-	-	-	-	-	310,000	100
2022	310,000	100	-	-	-	-	-	-	310,000	100
2023	310,000	100	-	-	-	-	-	-	310,000	100
2024	310,000	100							310,000	100
2025	310,000	100							310,000	100

8.6. Прогноз потребления топлива котельными МУП г. Астрахани

"Коммунэнерго" (млн т.у.т.)

Год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2021	53,105	99,06	0,506	0,94	-	-	-	-	53,611	-
2022	53,105	99,06	0,506	0,94	-	-	-	-	53,611	-
2023	53,105	99,06	0,506	0,94	-	-	-	-	53,611	-
2024	53,105	99,06	0,506	0,94	-	-	-	-	53,611
2025	53,105	99,06	0,506	0,94	-	-	-	-	53,611

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
2021	1452542,12	261458	108468	1822468,12
2022	1452542,12	261458	108468	1822468,12
2023	1452542,12	261458	108468	1822468,12
2024	1452542,12	261458	108468	1822468,12
2025	1452542,12	261458	108468	1822468,12
Итого	7262710,60	1307290	542340	9112340,60

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

N п/п	Наименование	2021	2022	2023	2024	2025
1	ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго"	1893,90	1893,90	1893,90	1893,90	1893,90
1.1	Астраханская ТЭЦ -2	1591,80	1591,80	1591,80	1591,80	1591,80
1.2	Астраханская ГРЭС (ПГУ-110)	-	-	-	-	-
1.3	Астраханская ПГУ-235	223,80	223,80	223,81	223,81	223,81
1.4	Котельные:	78,30	78,30	78,30	78,30	78,30
1.4.1	Котельная "Центральная"	9,0	9,0	9,01	9,01	9,01
1.4.2	Малые котельные	69,30	69,30	69,283	69,283	69,283
2	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	329,16	329,16	329,16	329,16	329,16
3	Южный филиал ООО "Газпром энерго"	1981,01	1981,01	1981,01	1981,01	1981,01
4	АО "ТЭЦ - Северная"	174,90	174,90	174,90	174,90	174,90
5	Астраханский участок Приволжской дирекции по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0
6	Муниципальные образования (всего)	789,9	789,9	789,9	789,9	789,9
	всего	7191,07	7191,07	7191,07	7191,07	7191,07

8.9. Прогноз развития теплового хозяйства Астраханской области

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

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

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

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 9 котельных N 1, 6, 10, 17, 36, 48, 53, "Покровская" и "Городская центральная котельная" с переводом тепловой нагрузки на Астраханскую ТЭЦ-2.

Инвестиционной программой ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" в 2020 году предусмотрены мероприятия по реконструкции 2 котельных N 12,16, по результатам которых будут выведены из эксплуатации еще 4 котельных N 3, 9, 51, 52.

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.

Строительство объекта "Распределительные сети газоснабжения с. Тамбовка, п. Ашулук Харабалинского района" осуществляется с 2018 года по государственной программе "Развитие сельского хозяйства, пищевой и рыбной промышленности Астраханской области". Планируемые сроки завершения работ по строительству объекта - декабрь 2020 года.

Строительство распределительных сетей газоснабжения с. Вольное, п. Сероглазово Харабалинского района завершено в 2019 году.

Также с 2019 года ведутся работы по строительству объекта "Распределительные сети газоснабжения с. Селитренное Харабалинского района". Планируемые сроки завершения работ по строительству объекта - декабрь 2021 года.

В рамках синхронизации работ в 2014 году Астраханской областью разработана проектно-сметная документация по строительству внутрипоселковых распределительных сетей газоснабжения г. Харабали в два этапа - Северная и Южная часть. В 2018-2019 годах начато строительство пусковых комплексов газопроводов среднего давления Северной и Южной части г. Харабали.

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.

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

Планируется газифицировать 11 населенных пунктов Черноярского района: с. Ушаковка, с. Барановка, с. Зубовка, с. Старица, с. Поды, с. Кальновка, с. Солодники, п. Зеленый Сад, с. Ступино, с. Вязовка, п. Раздольный, с. Каменный Яр. В 2019 году начата разработка проектной документации по объекту "Распределительные сети газоснабжения с. Солодники, п. Зеленый Сад, с. Ушаковка, с. Зубовка Черноярского района". В 2020 году планируется приступить к разработке проектной документации по объекту "Распределительные сети газоснабжения с. Барановка, с. Старица, с. Поды, с. Кальновка, с. Ступино, с. Вязовка, п. Раздольный, с. Каменный Яр Черноярского района".

В 2019-2020 годах планируется завершить строительство отопительной котельной "КоМБАТ-В-10,0 МВт" вместо морально и физически устаревшей центральной котельной в п. Володарском Володарского района. Планируемый срок окончания строительства - 2020 год.

В Енотаевском районе Астраханской области в 2020 годах планируется строительство 2 котельных для отопления социальной сферы с. Восток, с. Ленино с внебюджетным источником финансирования.

В 2019-2020 годах ведется строительство блочно-модульной котельной по ул. 2-я Мостостроителей города Астрахани вместо морально и физически устаревшей ведомственной котельной "Мостотряд 83".

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

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

N п/п	Наименование мероприятий	2020	2021	2022	2023	2024	2025
1	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	+
2	Реконструкция котельной N 16 с установкой блочной котельной и закрытием котельной N 3	+

8.11. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на 2020-2025 годы

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час	Протяженность, км	Обоснование необходимости строительства	Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)	Место расположения	Стоимость строительства (или удельные капиталовложения)
1.	Строительство школы	2020	2,52	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-1	г. Астрахань, пер. Грановский	затраты заказчика
2.	Строительство детского сада	2020	0,824	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-1	г. Астрахань, пер. Грановский, мкрн Западный-2	затраты заказчика
3.	Строительство двух 16 - этажных жилых дома	2020	2,379	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-1	г. Астрахань, ул. 5-я Керченская	затраты заказчика
4.	Строительство двух 16 - этажных жилых дома	2020	2,379	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-44	г. Астрахань, ул. Мелиоративная, 2а, 2б	затраты заказчика
5.	Строительство 79 - квартирного жилого дома	2020	0,289	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-1	г. Астрахань, ул. Балаковская	затраты заказчика
6.	Строительство физкультурно-оздоровительного комплекса	2020	0,0826	по ПСД	заявка от заказчика	котельная N Т-10	г. Астрахань, ул. Мытищинская, 47	затраты заказчика
	Итого:		8,4736

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

9.1. Планируемые вводы электрических станций на 2020-2025 годы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы

N п/п	Наименование объекта, собственник	Вводимая мощность, МВт	Год ввода	Обоснование включения
1.	Октябрьская СЭС* (ООО "ППК")	15	2020	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные технические условия на технологическое присоединение (далее - ТУ на ТП) энергетических установок ООО "ППК" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 22.10.2019
2.	Песчаная СЭС* (ООО "ШПК")	15	2020	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "ШПК" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 22.10.2019
3.	Астраханская СЭС (ПАО "Фортум")	18	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы
4.	Холмская ВЭС, ВЭУ N 1, 2 ,3 ,4 (код ГТП GVIE0641) (ООО "Ветропарки ФРВ")	16,8	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Холмская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
5.	Холмская ВЭС, ВЭУ N 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 21 (код ГТП GVIE0642) (ООО "Ветропарки ФРВ")	33,2**
6.	Холмская ВЭС, ВЭУ N 5, 6, 7, 8, 9, 10, 18, 19, 20 (код ГТП GVIE1012) (ООО "Ветропарки ФРВ")	37,8
7.	Черноярская ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 (код ГТП GVIE1002) (ООО "Ветропарки ФРВ")	37,8	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Черноярская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
8.	Старицкая ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 (код ГТП GVIE0636) (ООО "Ветропарки ФРВ")	50**	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Старицкая ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
9.	Излучная ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 11, 16, 17, 18, 19, 20, 21 (код ГТП GVIE0638) (ООО "Ветропарки ФРВ")	50**	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Излучная ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
10.	Излучная ВЭС, ВЭУ N 6, 7, 8, 9, 10, 12, 13, 14, 15 (код ГТП GVIE1001) (ООО "Ветропарки ФРВ")	37,8
11.	Манланская ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 9, 10, 11, 12, 17 (код ГТП GVIE1005) (ООО "Ветропарки ФРВ")	37,8	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Манланская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
12.	Манланская ВЭС, ВЭУ N 5, 6, 7, 8, 13, 14, 15, 16, 18 (код ГТП GVIE1006) (ООО "Ветропарки ФРВ")	37,8

Примечание:

*По состоянию на 01.02.2020 Октябрьская СЭС и Песчаная СЭС введены в эксплуатацию.

**В соответствии с письмом ООО "Ветропарки ФРВ" от 05.02.2020 N ВВ119-2020:

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

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

- Излучная ВЭС, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 11, 16, 17, 18, 19, 20, 21 (код ГТП GVIE0638) суммарно в объёме 50,4 МВт.

9.2. Планируемые выводы из эксплуатации генерирующего оборудования в Астраханской энергосистеме

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на период 2020-2025 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 2020-2025 годы (млн кВт*час)

Наименование	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Потребность (потребление электрической энергии)	4473	4506	4561	4676	4705	4712
Покрытие (производство электрической энергии)	3719	4040	4552	4588	4649	4754
в том числе:
Теплоэлектростанции (ТЭС)	3351	3546	3403	3439	3500	3606
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ)	368	495	1149	1149	1149	1149
Сальдо перетоков электрической энергии	754	466	9	88	56	-42

10.2. Структура перспективного баланса мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2020-2025 годы (МВт)

Наименование	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Потребность (собственный максимум)	761	768	777	798	800	804
Покрытие (установленная мощность)	1029	1386	1386	1386	1386	1386
в том числе:
ТЭС	744	744	744	744	744	744
ВИЭ	285	642	642	642	642	642

10.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2020-2025 годы (МВт)

N п/п	Мощность	Год
		Прогноз
		2020	2021	2022	2023	2024	2025
1	Установленная мощность	1029	1386	1386	1386	1386	1386
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	744	744	744	744	744	744
	СЭС	285	303	303	303	303	303
	ВЭС	0	339	339	339	339	339
2	Ограничения мощности (+) / технически возможное превышение над установленной мощностью (-)	294	651	651	651	651	651
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	9	9	9	9	9	9
	СЭС	285	303	303	303	303	303
	ВЭС	0	339	339	339	339	339
3	Располагаемая мощность (1-2)	735	735	735	735	735	735
	АЭС
	ГЭС
	ТЭС	735	735	735	735	735	735
	СЭС	0	0	0	0	0	0
	ВЭС	0	0	0	0	0	0
4	Максимум потребления	761	768	777	798	800	804
5	% по отношению к предыдущему году	10,1	0,9	1,2	2,7	0,3	0,5
6	Дефицит (-) / избыток (+) (3-4)	-26	-33	-42	-63	-65	-69

11. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 220 кВ и выше на период до 2025 года

11.1. Планируемые вводы крупных потребителей

N п/п	Объект/ собственник	Максимальная мощность, МВт	Год ввода	Источник информации	Точки присоединения
1.	ПС 220 кВ Лотос/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг")	80	2025	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 09.09.2016 с изменениями от 19.10.2017 и от 01.03.2018 (договор ТП от 22.11.2017 N 22-2017-46/ТП-М1)	Опоры ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань в местах контактного соединения заходов на ПС 220 кВ Лотос с ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань с образованием ЛЭП 220 кВ Астрахань - Лотос и ЛЭП 220 кВ Нефтепровод - Лотос

11.2. Предложения по развитию электрической сети 220 кВ и выше до 2025 года

N п/п	Наименование объекта и мероприятия/ собственник	Характеристики (класс напряжения/ мощность/ протяженность, кВ/МВА/км)	Срок реализации	Обоснование необходимости строительства (возможные риски)	Обоснование включения
1.	Строительство ПС 220 кВ Зубовка трансформаторной мощностью 400 МВА (2х200 МВА)/ ПАО "ФСК ЕЭС"	220 кВ/ 2х200 МВА	2021	Обеспечение выдачи мощности Излучной ВЭС, Манланской ВЭС, Старицкой ВЭС, Холмской ВЭС, Черноярской ВЭС	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Старицкая ВЭС, Холмская ВЭС, Черноярская ВЭС) и ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Излучная ВЭС, Манланская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
2.	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2 на ПС 220 кВ Зубовка ориентировочной протяженностью 10 км (2х5 км)/ ПАО "ФСК ЕЭС"	220 кВ/ 2х5 км	2021
3.	Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой двух автотрансформаторов 220/110/35 кВ мощностью 63 МВА на автотрансформаторы 220/110/35 кВ мощностью 125 МВА, заменой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью 10 МВА на трансформаторы 110/6 кВ мощностью 31,5 МВА и установкой БСК 110 кВ мощностью 26 Мвар с увеличением трансформаторной мощности на 167 МВА до 313 МВА и перезаводом ЛЭП суммарной предварительной протяженностью 17,02 км (0,92 км - одноцепные участки ВЛ, 0,91 км - двухцепные участки ВЛ, 15,19 км - участки КЛ)/ ПАО "ФСК ЕЭС"	220 кВ/ 2х125 МВА/1,83 км, 110 кВ/ 2х31,5 МВА/ 26,02 Мвар 10-35 кВ/ 15,19 км	2024	Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС"	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Мероприятие включено в утвержденную инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020-2024 годы (приказ Минэнерго РФ от 27.12.2019 N 36@) (далее - утверждённая ИП ПАО "ФСК ЕЭС")
4.	Строительство ПС 220 кВ Лотос трансформаторной мощностью 160 МВА (2х80 МВА)/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	220 кВ/ 2х80 МВА	2025	Обеспечение ТП энергопринимающих устройств ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 09.09.2016 с изменениями от 19.10.2017 и от 01.03.2018 (договор ТП от 22.11.2017 N 22-2017-46/ТП-М1)
5.	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань на ПС 220 кВ Лотос ориентировочной протяженностью 1 км (2х0,5 км)/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	220 кВ/ 2х0,5 км	2025

12. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 110 кВ и ниже на период до 2025 года

12.1. Планируемые вводы крупных потребителей (более 5 МВт)

N п/п	Объект/ собственник	Максимальная мощность, МВт	Год ввода	Источник информации	Точки присоединения
1.	Аэродром "Приволжский"/ Региональное управление заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиал федерального казенного предприятия "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации"	16	2020	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств филиала Регионального управления заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиала федерального казенного предприятия "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации" к электрическим сетям АО "Оборонэнерго" от 01.07.2014 с изменениями от 07.10.2016, 25.12.2018, 19.08.2019 и с договором ТП от 01.07.2014 N 1416187380752090942000000/18-2014	РУ-10 кВ ПС 110 кВ Аэродромная
2.	ПС 110 кВ Борзая ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"	21	2021	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1	Новая линейная ячейка 110 кВ в ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Баррикадная

12.2. Предложения по развитию электрической сети напряжением 35-110 кВ на период до 2025 года

Наименование объекта и мероприятия/ собственник	Характеристика объекта (МВА, км)	Год ввода	Обоснование выполнения мероприятий
Реконструкция ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701) без увеличения пропускной способности/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	29,67 км	2022	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 701 от 14.06.2019. Мероприятие включено в утверждённые приказом Минэнерго России от 02.12.2019 N 15@ изменения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Юга", утвержденную приказом Минэнерго России от 15.11.2018 N 11@ (далее - утвержденная ИП ПАО "МРСК Юга")
Реконструкция ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702) без увеличения пропускной способности/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	19,03 км	2023	Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 702 от 18.06.2019. Мероприятие включено в утверждённую ИП ПАО "МРСК Юга"
Реконструкция ПС 110 кВ ЦРП с заменой выключателей В-110 ВЛ 171 и В-110 ВЛ 172/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	-	2020	Отключающая способность выключателей не соответствует текущим уровням токов короткого замыкания. Согласно расчетам филиала АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ выявлено несоответствие отключающей способности выключателей В-110 ВЛ 171 и В-110 ВЛ 172 на ПС 110 кВ ЦРП (при номинальном токе отключения, равном 20 кА, величина расчётного тока при однофазном коротком замыкании составляет 20,92 кА). Необходима замена выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 20,92 кА. До замены существующих выключателей филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ разработаны мероприятия для снижения уровней КЗ: отключение ШСВ-110 на ПС 110 кВ ЦРП или не более трёх блоков на Астраханской ТЭЦ-2. Согласно техническому заданию на выполнение проектной и рабочей документации по титулу "Реконструкция ПС 110 кВ ЦРП с заменой выключателей 110 кВ на ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 1 (ВЛ 110 кВ 171) и ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 2 (ВЛ 110 кВ 172), Приволжский район Астраханской области (элегазовый выключатель - 2 шт.)", согласованному филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ и утверждённому филиалом ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" 21.02.2019, предполагается замена масляных выключателей В-110 ВЛ 171, В-110 ВЛ 172 с отключающей способностью 20 кА на элегазовые выключатели 110 кВ с отключающей способностью 40 кА. Мероприятие включено в утверждённую ИП ПАО "МРСК Юга"
Строительство ПС 110 кВ Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"	1х25 МВА	2021	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1
Строительство КВЛ 110 кВ Баррикадная - Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"	2,3 км	2021
Реконструкция ПС 220 кВ Баррикадная с сооружением одной линейной ячейки 110 кВ/ ПАО "ФСК ЕЭС"	-	2021	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "ФСК ЕЭС"
Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой трансформаторов 2х10 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый и увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 176 МВА (2х25 МВА)/ ПАО "ФСК ЕЭС"	2х25 МВА	2020	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утверждённые ТУ на ТП объектов электросетевого хозяйства АО "Оборонэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 23.07.2015 с изменениями от 21.11.2017 (договор ТП от 15.09.2015 N 22-2015-29). Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "ФСК ЕЭС"
Реконструкция ПС 35 кВ Началово с заменой трансформаторов*/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	2х16 МВА	2022	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 6,3 МВА и 7,5 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (21.12.2016) 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 (2,99 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 6,3 МВА и 7,5 МВА на трансформаторы 2х16 МВА. Мероприятие включено в утверждённую ИП ПАО "МРСК Юга"
Реконструкция ПС 35 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов*/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	2х10 МВА	2025	На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 2х6,3 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (19.12.2018) составила 9,7 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,271 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2х6,3 МВА на трансформаторы 2х10 МВА. Мероприятие включено в утверждённую ИП ПАО "МРСК Юга"
Реконструкция ПС 35 кВ Трусовская с заменой трансформаторов*/ филиал ПАО "Россети Юг" - "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 за отчетный пятилетний период (21.12.2016) составила 15,4 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (1,94 МВт с учетом коэффициентов реализации (приложение N 2 к Программе) отключение трансформатора мощностью 20 МВА может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора мощностью 12,5 МВА (с учётом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Трансформатор Т-2 мощностью 20 МВА имеет неудовлетворительное техническое состояние (акт технического освидетельствования ОРУ-35 кВ ПС 35/6 кВ Трусовская от 15.10.2018). Необходима замена трансформаторов мощностью 12,5 МВА и 20 МВА на трансформаторы 2х25 МВА. Мероприятие включено в утверждённую ИП ПАО "МРСК Юга"

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

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

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

N п/п	Наименование объекта	Вводимая мощность, МВт	Схема выдачи (ЛЭП, ПС)	Обоснование
1.	Октябрьская СЭС* (ООО "ППК")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от РУ 10 кВ ПС 220 кВ Чёрный Яр	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "ППК" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 22.10.2019
2.	Песчаная СЭС* (ООО "ШПК")	15	Двумя ЛЭП 10 кВ от РУ 10 кВ ПС 220 кВ Чёрный Яр	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "ШПК" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 22.10.2019
3.	Астраханская СЭС (ПАО "Фортум")	18	Информация о схеме выдачи отсутствует	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы
4.	Холмская ВЭС (ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ")	87,8	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Холмская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
5.	Черноярская ВЭС (ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ")	37,8	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Черноярская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
6.	Старицкая ВЭС (ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ")	50	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ" (Старицкая ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
7.	Излучная ВЭС (ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ")	87,8	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Излучная ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020
8.	Манланская ВЭС (ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ")	75,6	Одной ЛЭП 35 кВ от РУ 35 кВ проектируемой ПС 220 кВ Зубовка	Проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ" (Манланская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.09.2019 с изменениями от 31.01.2020

* По состоянию на 01.02.2020 Октябрьская СЭС и Песчаная СЭС введены в эксплуатацию.

12.4. Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 35-110 кВ на период 2020-2025 годов

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2020-2025 гг.

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

110 кВ

50

2,3

25

29,67

19,03

26,02

63

26,02

51

138

35 кВ

82

15,19

20

117,19

Схема энергосистемы Астраханской области (нормальный режим) по состоянию на 01.02.2020 приведена в приложении N 5 к Программе

Схема энергосистемы Астраханской области (нормальный режим) с учетом перспективного развития до 2025 года приведена в приложении N 6 к Программе.

Карта-схема развития электрических сетей Астраханской области на 2020 год приведена в приложении N 7 к Программе.

Карта-схема развития электрических сетей Астраханской области на пятилетнюю перспективу (до 2025 года) приведена в приложении N 8 к Программе.

13. Расчёты электроэнергетических режимов

В ходе разработки Программы выполнены расчеты перспективных электрических режимов на период 2021-2025 годов.

Схемы потокораспределения электрической сети на 2021 и 2025 годы (нормальный режим на летний и зимний максимум и минимум потребления) приведены в приложении N 3 к Программе.

Схемы потокораспределения электрической сети на 2021 и 2025 годы (ремонтные и аварийные режимы) приведены в приложении N 4 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 2021 и 2025 годов

Наименование	2021		2025
	Зима максимум	Лето максимум	Зима максимум	Лето максимум
Потребность
Нагрузка потребителей	222,7	261,7	231,9	273,5
Потери	90,6	100,1	89,3	110
Выдача в другие энергосистемы	213,8	213,8	214,2	210,2
ШР ПС 500 кВ Астрахань	0	0	0	0
Итого потребность	527,1	575,6	535,4	593,7
Генерация
Генерация станций	83	160	95	180,9
Генерация БСК и ИРМ	27	0	27	0
Генерация ЛЭП	380,9	384,2	377,1	381,4
Получение из других энергосистем	36,2	31,4	36,3	31,4
Итого покрытие	527,1	575,6	535,4	593,7

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 2021 года обеспечивается за счет генераторов электростанций на 16%, за счет генерации ЛЭП - на 72%, за счет генерации компенсирующих устройств (далее - КУ) - на 5% и за счет получения реактивной мощности из других энергосистем - на 7%.

В летний максимум нагрузки 2021 года баланс реактивной мощности в энергосистеме Астраханской области обеспечивается за счет генераторов электростанций на 28%, за счет генерации ЛЭП - на 67%, за счет генерации КУ - на 0% и за счет получения реактивной мощности из других энергосистем - на 5%.

В 2025 году в период зимнего максимума нагрузки баланс реактивной мощности Астраханской энергосистемы обеспечивается за счет генераторов электростанций на 18%, за счет генерации ЛЭП - на 70%, за счет генерации КУ - на 5% и за счет получения реактивной мощности из других энергосистем - на 7%.

В летний максимум нагрузки 2025 года баланс реактивной мощности в энергосистемы Астраханской области обеспечивается за счет генераторов электростанций на 30%, за счет генерации ЛЭП - на 64%, за счет генерации КУ - на 0% и за счет получения реактивной мощности из других энергосистем - на 6%.

В 2025 году напряжения в узлах сети 110 кВ энергосистемы Астраханской области в режимах зимних максимальных нагрузок находятся в пределах 113-122 кВ, в узлах сети 220 кВ - в пределах 233-243 кВ. В режимах летних нагрузок напряжение в сети 110 кВ составляет 104-121 кВ, в узлах сети 220 кВ - в пределах 230-240 кВ.

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. Итоговый перечень мероприятий по развитию электроэнергетической системы Астраханской области на период до 2025 года

N п/п	Наименование объекта электроэнергетики / наименование организации, ответственной за реализацию мероприятия	Наименование мероприятия	Параметры оборудования до реконструкции (класс напряжения/ протяженность/ мощность)	Параметры оборудования после реконструкции или строительства (класс напряжения/ протяженность/ мощность)	Срок реализации	Обоснование необходимости реализации мероприятия
1.	Октябрьская СЭС*/ ООО "ППК"	Строительство Октябрьской СЭС	-	10 кВ/ 15 МВт	2020	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "ППК"
2.	Песчаная СЭС*/ ООО "ШПК"	Строительство Песчаной СЭС	-	10 кВ/ 15 МВт	2020	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "ШПК"
3.	Астраханская СЭС/ ПАО "Фортум"	Строительство Астраханской СЭС	-	18 МВт	2021	Мероприятие включено в проект СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы
4.	Холмская ВЭС/ ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"	Строительство Холмской ВЭС	-	35 кВ/ 87,8 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ"
5.	Черноярская ВЭС/ ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"	Строительство Черноярской ВЭС	-	35 кВ/ 37,8 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ"
6.	Старицкая ВЭС/ ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"	Строительство Старицкой ВЭС	-	35 кВ/ 50 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Одиннадцатый Ветропарк ФРВ"
7.	Излучная ВЭС/ ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"	Строительство Излучной ВЭС	-	35 кВ/ 87,8 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ"
8.	Манланская ВЭС/ ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ"	Строительство Манланской ВЭС	-	35 кВ/ 75,6 МВт	2021	Обеспечение ТП энергетических установок ООО "Пятнадцатый Ветропарк ФРВ"
9.	ПС 220 кВ Зубовка/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Строительство ПС 220 кВ Зубовка трансформаторной мощностью 400 МВА (2х200 МВА)	-	220 кВ/ 2х200 МВА	2021	Обеспечение выдачи мощности Излучной ВЭС, Манланской ВЭС, Старицкой ВЭС, Холмской ВЭС, Черноярской ВЭС
10.	Заходы ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2 на ПС 220 кВ Зубовка/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2 на ПС 220 кВ Зубовка ориентировочной протяженностью 10 км (2х5 км)	-	220 кВ/ 2х5 км	2021
11.	ПС 220 кВ Лотос/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	Строительство ПС 220 кВ Лотос трансформаторной мощностью 160 МВА (2х80 МВА)	-	220 кВ/ 2х80 МВА	2025	Обеспечение ТП энергопринимающих устройств ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"
12.	Заходы ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань на ПС 220 кВ Лотос/ ООО "Астраханская Энергетическая Компания - Холдинг"	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань на ПС 220 кВ Лотос ориентировочной протяженностью 1 км (2х0,5 км)	-	220 кВ/ 2х0,5 км	2025
13.	ПС 220 кВ Владимировка/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой двух автотрансформаторов 220/110/35 кВ мощностью 63 МВА на автотрансформаторы 220/110/35 кВ мощностью 125 МВА, заменой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью 10 МВА на трансформаторы 110/6 кВ мощностью 31,5 МВА и установкой БСК 110 кВ мощностью 26 Мвар с увеличением трансформаторной мощности на 167 МВА до 313 МВА и перезаводом ЛЭП суммарной предварительной протяженностью 17,02 км (0,92 км одноцепных участков ВЛ, 0,91 км двухцепных участков ВЛ, 15,19 км участков КЛ)	220 кВ/ 2х63 МВА 110 кВ/ 2х10 МВА/	220 кВ/ 2х125 МВА/1,83 км 110 кВ/ 2х31,5 МВА/ 26,02 Мвар 10-35 кВ/ 15,19 км	2024	Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС
14.	ПС 220 кВ Владимировка/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой трансформаторов 2х10 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый и увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 176 МВА (2х25 МВА)	110 кВ/ 2х10 МВА	110 кВ/ 2х25 МВА	2020	Обеспечение ТП объектов электросетевого хозяйства АО "Оборонэнерго"
15.	ПС 110 кВ Баррикадная/ ПАО "ФСК ЕЭС"	Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Баррикадная с сооружением одной линейной ячейки 110 кВ	-	-	2021	Обеспечение ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"
16.	ПС 110 кВ Борзая с КВЛ 110 кВ Баррикадная - Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР")	Строительство ПС 110 кВ Борзая с установкой одного трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 МВА	-	110 кВ/ 1х25 МВА	2021	Обеспечение ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР"
		Строительство КВЛ 110 кВ Баррикадная - Борзая	-	110 кВ/ 2,3 км	2021
17.	ПС 110 кВ ЦРП/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго")	Реконструкция ПС 110 кВ ЦРП с заменой выключателей В-110 ВЛ 171 и В-110 ВЛ 172	-	-	2020	Отключающая способность выключателей согласно расчетам не соответствует текущим уровням токов короткого замыкания
18.	ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701)/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701) без увеличения пропускной способности	110 кВ/ 26,59 км	29,67 км	2022	Реконструкция по техническому состоянию
19.	ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702)/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702) без увеличения пропускной способности	110 кВ/ 18,87 км	19,03 км	2023	Реконструкция по техническому состоянию
20.	ПС 35 кВ Началово/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ПС 35 кВ Началово с заменой трансформаторов	35 кВ/ 1х6,3 МВА; 1х7,5 МВА	2х16 МВА	2022	Ликвидация перегрузки оборудования, ограничения электроснабжения потребителей, обеспечение возможности присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами
21.	ПС 35 кВ Октябрьская/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ПС 35 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов	35 кВ/ 2х6,3 МВА	2х10 МВА	2025	Ликвидация перегрузки оборудования, ограничения электроснабжения потребителей, обеспечение возможности присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами
22.	ПС 35 кВ Трусовская/ филиал ПАО "Россети Юг" - "Астраханьэнерго"	Реконструкция ПС 35 кВ Трусовская с заменой трансформаторов	35 кВ/ 1х12,5 МВА; 1х20 МВА	35 кВ/ 2х25 МВА	2022	Ликвидация перегрузки оборудования, ограничения электроснабжения потребителей, обеспечение возможности присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами, а также реконструкция по техническому состоянию

Примечание:

*По состоянию на 01.02.2020 Октябрьская СЭС и Песчаная СЭС введены в эксплуатацию.

Приложение N 1
к Программе

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

N п/п	Наименование подстанции	Класс напряжения	Суммарная установленная мощность трансформаторов Sуст., в том числе с разбивкой по трансформаторам					Фактическая загрузка подстанции по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (2015-2019 гг.)		Мощность по заключенным договорам с учётом коэффициента реализации		Загрузка подстанции с учетом заключенных договоров в режиме N-1 (отключение одного из трансформаторов)
			Sуст		Т-1		Т-2
		кВ	МВА					МВА	%	МВт	МВА	%
1	2	3	4					5	6	7	8	9
1.	ПС 35 кВ Началово	35/6	13,8	6,3		7,5		8,5	134,9	2,99	3,22	186,03
2.	ПС 35 кВ Трусовская	35/6	32,5	12,5		20		15,4	123,2	1,94	2,09	139,92
3.	ПС 35 кВ Октябрьская	35/6	12,6	6,3		6,3		9,7	154,0	0,271	0,29	158,57

Приложение N 2
к Программе

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

Номер заявки на ТП	Наименование объекта присоединения	Местонахождение энергопринимающих устройств (область, город, поселок и др.)	Запрашиваемая максимальная мощность, кВт	Мощность с учетом коэффициентов реализации, кВт	Номер договора	Дата заключения договора ТП
ПС 35 кВ Началово
	Всего (объекты присоединения мощностью менее 670 кВт)		8254,2	2985,96
ПС 35 кВ Октябрьская
	Всего (объекты присоединения мощностью менее 670 кВт)		686	271,05
ПС 35 кВ Трусовская
	Всего (объекты присоединения мощностью менее 670 кВт)		4626	1942,15

Приложение N 3
к Программе

Схемы
потокораспределения электрической сети на 2021 и 2025 годы (нормальный режим на летний и зимний максимум и минимум потребления)

ГАРАНТ:

Текст Схем не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Приложение N 4
к Программе

Схемы
потокораспределения электрической сети на 2021 и 2025 годы (ремонтные и аварийные режимы

ГАРАНТ:

Текст Схем не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Приложение N 5
к Программе

Схема
энергосистемы Астраханской области (нормальным режим) на 01.02.2020

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Приложение N 6
к Программе

Схема
энергосистемы Астраханской области (нормальный режим) с учетом перспективного развития до 2023 года

ГАРАНТ:

Текст Схемы не приводится, может быть предоставлен по запросу пользователя

Приложение N 7
к Программе

Карта-схема
развития электрических сетей 110 кВ и выше Астраханской области на 2020 год

ГАРАНТ:

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

Параметры строящихся и реконструируемых в 2020 году объектов указаны в пункте 15 Программы.

Приложение N 8
к Программе

Карта-схема
развития электрических сетей 110 кВ и выше Астраханской области на 2025 год

ГАРАНТ:

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

Параметры и годы ввода строящихся и реконструируемых до 2025 года объектов указаны в пункте 15 Программы.