Приказ Министерства жилищно-коммунального хозяйства и топливно-энергетического комплекса Нижегородской области от 29 апреля 2011 г. N 16/1 "Об утверждении Программы развития электроэнергетики Нижегородской области на 2011 - 2015 годы" (утратил силу)

Приказ Министерства жилищно-коммунального хозяйства и топливно-энергетического комплекса Нижегородской области
от 29 апреля 2011 г. N 16/1
"Об утверждении Программы развития электроэнергетики Нижегородской области на 2011 - 2015 годы"

ГАРАНТ:

Приказом Министерства жилищно-коммунального хозяйства и топливно-энергетического комплекса Нижегородской области от 28 апреля 2012 г. N 44 настоящий приказ признан утратившим силу

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 года N 215-р "О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года" приказываю:

1. Утвердить прилагаемую Программу развития электроэнергетики Нижегородской области на 2011 - 2015 годы (далее - Программа).

2. Рекомендовать субъектам электроэнергетики планировать инвестиционную деятельность на территории Нижегородской области с учетом Программы.

4. Управлению энергетики и энергосбережения (С.Б. Протасов) осуществлять мониторинг реализации Программы.

5. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Министр

В.В. Ульянов

Включен в Реестр нормативных

актов органов исполнительной власти

Нижегородской области

20 мая 2011 года

N в реестре 02796-317-016/1

Программа
развития электроэнергетики Нижегородской области на 2011 - 2015 годы
(далее - Программа)
(утв. приказом министерства жилищно-коммунального хозяйства и топливно-энергетического комплекса Нижегородской области
от 29 апреля 2011 года N 16/1)

1. Паспорт программы

Наименование Программы	программа развития электроэнергетики Нижегородской области на 2011 - 2015 годы
Основание для разработки Программы	Федеральный закон от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"; постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; распоряжение Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 года N 215-р "О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года"; Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года N 1715-р; Стратегия развития Нижегородской области до 2020 года, утвержденная постановлением Правительства Нижегородской области от 17 апреля 2006 года N 127; Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2010 - 2016 годы, утвержденная Минэнерго России (приказ Минэнерго России "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетической системы России на 2010 - 2016 годы" от 15.07.2010 N 333)
Разработчик Программы	министерство жилищно-коммунального хозяйства и топливно-энергетического комплекса Нижегородской области
Цель Программы	развитие электроэнергетики Нижегородской области
Основные задачи Программы	повышение энергобезопасности и надежности энергообеспечения потребителей области; модернизация технологической базы энергетического комплекса Нижегородской области и обеспечение воспроизводства его вырабатываемой ресурсной базы, техническое перевооружение и реконструкция существующих производственных мощностей; создание новых генерирующих мощностей и линейных объектов, усиление внутрисистемных и межсистемных высоковольтных линий электропередачи; повышение энергоэффективности экономики области
Сроки реализации Программы	2011 - 2015 годы
Основные исполнители Программы	министерство жилищно-коммунального хозяйства и топливно-энергетического комплекса Нижегородской области; субъекты электроэнергетики (при условии участия в Программе)
Объемы и источники финансирования Программы	финансирование программы осуществляется из внебюджетных источников
Система организации контроля за исполнением Программы	контроль за исполнением Программы осуществляет министерство жилищно-коммунального хозяйства и топливно-энергетического комплекса Нижегородской области
Дополнительная информация	неотъемлемой частью программы является Схема перспективного развития электрических сетей 35-500 кВ Нижегородской области на 2007 - 2015 годы, с учетом актуализации в 2010 году

____________________

Схема перспективного развития электрических сетей 35-500 кВ Нижегородской области на 2007 - 2015 годы находится в министерстве жилищно-коммунального хозяйства и топливно-энергетического комплекса Нижегородской области

2. Общая характеристика региона

Площадь территории региона - 76,6 тыс. кв. км.

Население.

Численность населения - 3307,6 тыс. чел. (на 1 января 2011 года), в том числе:

- городское: 2611,2 тыс. чел.

- сельское: 696,4 тыс. чел.

Численность населения в наиболее крупных населенных пунктах области (на 1 января 2011 года, тыс. человек)

Таблица 2.1.

г. Нижний Новгород	1252,5	г. Кулебаки	35,6
г. Арзамас	106,3	г. Лукоянов	14,9
г. Дзержинск	240,7	г. Лысково	21,8
г. Саров	92	г. Навашино	16,3
г. Балахна	51,4	г. Павлово	60,5
г. Богородск	35,4	г. Ворсма	11,6
г. Бор	78,1	г. Горбатов	2,3
г. Ветлуга	9	г. Первомайск	14,5
г. Володарск	9,9	г. Перевоз	9,2
г. Выкса	56,1	г. Семенов	24,4
г. Городец	30,7	г. Сергач	21,3
г. Заволжье	40,2	г. Урень	12,3
г. Княгинино	6,7	г. Чкаловск	12,3
г. Кстово	66,7	г. Шахунья	20,9

Основные направления специализации Нижегородской области

Основным сектором экономики Нижегородской области является промышленное производство. На его долю приходится 35 % от объема ВРП. Также, существенный вклад в формирование ВРП области вносят такие отрасли как оптовая и розничная торговля - 15,9 %, транспорт и связь - 11 %*(2).

Основную долю в структуре промышленного производства (по данным за 2010 год) занимают обрабатывающие производства:

- 90,6 % - продукция предприятий обрабатывающих производств,

- 9,3 % - приходится на предприятия по производству и распределению электроэнергии, газа и воды,

- 0,1 % - на предприятия, относящиеся к разделу "добыча полезных ископаемых".

Объем отгруженных товаров промышленного производства за 2010 год (в фактических ценах) составил 764,3 млрд рублей.

*(2) данные за 2010 год, оценка министерства экономики

Обрабатывающая промышленность

Объем отгруженных товаров обрабатывающих производств за 2010 год составил 692,9 млрд рублей.

В структуре обрабатывающей промышленности Нижегородской области превалируют 3 ключевых сектора - это нефтепереработка (29,9 % в общем объеме отгрузки обрабатывающих производств), металлургия (22 %) и производство транспортных средств (15 %).

Достаточно развиты и производство пищевых продуктов, химическая, целлюлозно-бумажная промышленность, производство стекла и стройматериалов.

Нефтегазовый комплекс стабильно обеспечивает потребности экономики области и населения в углеводородном сырье и топливных ресурсах.

Основу машиностроения составляет производство транспортных средств и оборудования. Основная специализация - транспортное машиностроение: автомобилестроение (грузовые и легковые автомобили, автобусы, автомобильные двигатели), судостроение (корабли, суда, сухогрузные теплоходы), дизелестроение и авиастроение (военные, гражданские самолеты, гидросистемы управления летательных аппаратов, крепежные изделия для сборки авиационной и космической техники).

Основная специализация металлургического производства и производства готовых металлических изделий - мартеновское, сталеплавильное, кольцепрокатное и сортопрокатное производство, выпуск стальных труб, железнодорожных колес.

Предприятия химического производства и производства резиновых и пластмассовых изделий специализируются на производстве углеводородного сырья для нефтехимического синтеза, аммиака, полиуретановых труб из ПВХ, корундов синтетических, пластмассовых изделий и полимерных пленок.

Строительство

В 2010 году объем работ, выполненных по виду деятельности "Строительство" всеми предприятиями и организациями, составил 80,3 млрд рублей. Доля строительства в структуре ВРП области составляет 9,9 % (по оценке минэкономики).

Строительный комплекс Нижегородской области включает около 3500 подрядных строительно-монтажных организаций.

В структуре работ, выполненных крупными и средними предприятиями и организациями в 2010 году преобладает строительство зданий и сооружений - 90,3 %. На монтаж оборудования зданий и сооружений приходится 8,1 % всех работ и менее 2 % приходится на производство отделочных работ, аренду строительных машин и оборудования, подготовку строительного участка.

Транспорт

Грузооборот на территории области за 2010 год составил 26143,4 млн т. км. Первое место по грузообороту занимает железнодорожный транспорт - 55,8 % (14582,9 млн т. км), второе место - внутренний водный транспорт - 40,2 % (10512 млн т. км) и третье место - автомобильный транспорт - 4 % (91048,5 млн т. км).

Ведущую роль в перевозке пассажиров играет автомобильный транспорт. За 2010 год автомобильным транспортом осуществлены перевозки 562,1 млн человек, трамвайным транспортом - 68,7 млн человек, троллейбусным - 61,4 млн человек, метрополитенным - 27 млн человек.

Сфера услуг

В 2010 году в структуре объема платных услуг населению почти 80 % приходилось на услуги транспорта (11,9 %), связи (20 %), жилищно-коммунальные услуги (39,4 %) и бытовые услуги (8,5 %).

В структуре объема бытовых услуг 63 % приходилось на долю трех видов услуг: техобслуживание и ремонт транспортных средств, машин и оборудования; ремонт и строительство жилья и других построек; парикмахерские услуги.

3. Анализ существующего состояния электроэнергетики Нижегородской области

3.1. Характеристика энергосистемы

Энергосистема Нижегородской области включает в себя:

- семь ТЭЦ установленными электрической и тепловой мощностью 2090 МВт и 6128 Гкал/ч соответственно, одну ГЭС установленной электрической мощностью 520 МВт и одну блок-станцию промышленного предприятия с установленной электрической мощностью 36 МВт. Общая установленная электрическая и тепловая мощность электрических станций - 2646 МВт и 6722 Гкал/ч (без учета тепловой мощности ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова") соответственно.

Генерирующие компании Нижегородской области:

ОАО "ТГК-6" (в составе пяти ТЭС);

ООО "Автозаводская ТЭЦ" (входящая в состав группы компаний "ВолгаЭнерго", управляемая холдингом ООО "ЕвроСибЭнерго");

Филиал ОАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС";

ТЭЦ ЗАО "Саровская Генерирующая Компания";

ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова".

- 8220 отопительных котельных общей установленной тепловой мощностью 18,4 тыс. Гкал/ч, из них 70 % работают на природном газе, 18 % - на угле, 3 % - на мазуте и печном бытовом топливе, 9 % - на местных видах топлива (дрова и торф).

- объекты электросетевого хозяйства, в том числе единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть 220 - 500 кВ протяженностью 2612 км и установленной электрической мощностью 10276 МВА, а также территориальные распределительные электрические сети 0,4 - 110 кВ протяженностью 52008 км и установленной электрической мощностью трансформаторов подстанций 35-110- кВ - 6013,16 МВА.

На начало 2011 года на территории Нижегородской области осуществляют деятельность на розничном рынке по продаже электрической энергии 22 энергосбытовые компании, в том числе 4 (четыре) гарантирующих поставщика: ЗАО "Волгаэнергосбыт", ОАО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ", ООО "Русэнергосбыт" и ОАО "Нижегородская сбытовая компания".

Зоны деятельности гарантирующих поставщиков определены в соответствии с решением региональной службы по тарифам Нижегородской области от 23.10.2006 г. N 11/1 "О согласовании границ зон деятельности гарантирующих поставщиков на территории Нижегородской области и внесении изменений в сводный прогнозный баланс производства и поставки электрической энергии и мощности по Нижегородской энергосистеме на 2007 год".

Зона деятельности ЗАО "Волгаэнергосбыт" определяется границами балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "ГАЗ" и ООО "Автозаводские энергетические сети".

Зона деятельности ООО "Русэнергосбыт" определяется границами балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "РЖД" на территории Нижегородской области по снабжению электрической энергией потребителей (юридических и физических лиц), энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании ОАО "РЖД".

Зона деятельности ОАО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ", г. Саров Нижегородской области - на территории Нижегородской области в пределах закрытой зоны г. Сарова (в границах балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "Саровская Электросетевая Компания", г. Саров Нижегородской области).

Зона деятельности ОАО "Нижегородская сбытовая компания" - вся территория Нижегородской области за исключением зон действия ООО "Русэнергосбыт", ОАО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ" г. Саров, и ЗАО "Волгаэнергосбыт".

3.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Нижегородской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет

Динамика потребления представлена по данным официальной статистики. Общее потребление электроэнергии Нижегородской области в 2010 году составило 22205 млн. кВтч, что ориентировочно составляет 112,4 % к 2009 г.

Таблица 3.2.1

Нижегородская область	Ед. изм.	2006	2007	2008	2009	2010
Потребление	млн. кВ.тч	21800,1	21723,9	21840	19753,9	22205,3*

*информация представлена Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ.

В области произошло увеличение электропотребления по итогам 2010 года в сравнении с 2009 годом на 2451,4 млн. кВт.ч.

Основными потребителями электроэнергии являются промышленные предприятия, расходующие около 50 % всей электроэнергии. Наибольший расход электроэнергии приходится на предприятия машиностроения, металлообработки, черной металлургии, нефтехимической и пищевой промышленности. Потребление транспорта и связи составляет 22 %, население области потребляет 12 % общего электропотребления региона, сельскохозяйственные потребители - около 4 %.

Таблица 3.2.2*

	2006	2007	2008	2009	2010
Потреблено электроэнергии всего, млн. кВт.ч	21800,1	21723,9	21410,9	19753,9	22205,3**
в том числе по видам деятельности:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	912,7	330,6	297,4	287,5
в том числе на освещение и бытовое потребление сельского населения	570,7	-	-	-
рыболовство, рыбоводство	7,8	-	-	-
добыча полезных ископаемых	11,6	12,0	7,5	10,1
обрабатывающие производства	7292,1	7142,0	6704,1	6280
производство и распределение электроэнергии, газа и воды	3645,5	2059,6	1619,4	1537,2
в том числе на освещение и бытовое потребление городского населения	1979,8	-	-	-
строительство	169,1	257,9	230,3	145,7
транспорт и связь	4840,5	4563,8	4823,6	4256,4
предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг	913,9	1115,2	944,4	884,1
прочие виды	1937,5	1520,8	1612,8	1359,8
потреблено населением всего	-	2548,8	2271,3	2309,2
в том числе:
сельским	-	559,7	569,1	498,3
городским	-	1989,1	1702,2	1810,9
потери в электросетях общего пользования	2069,4	2173,2	2900,1	2683,9	2 347,6***

* информация по данным официальной статистики, информация в отчетах официальной статистики за 2010 год отсутствует.

** информация предоставлена Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ.

*** информация предоставлена региональной службой по тарифам Нижегородской области.

3.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Нижегородской области с указанием усредненного потребления электрической энергии за последние 5 лет (при наличии статистических данных)

Таблица 3.3.1*

Предприятие	Отрасль/ Производство	Годовой объем электропотребления, тыс. кВт. ч
ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегород-нефтеоргсинтез"	Производство нефтепродуктов	43 000
ОАО "ОМЗ" Выксунский металлургический завод	Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий	434 100
ОМК Сталь	Металлургическое производство	861 300
ОАО "Сибур-Нефтехим"	Химическое производство	645 000
ОАО "Нижегородский авиастроительный завод "Сокол"	Производство транспортных средств и оборудования	99 000
ОАО "Нижегородский масло-жировой комбинат"	Производство пищевых продуктов	54 900
ОАО "Волга"	Целлюлозно-бумажное производство	1 360 000
ОАО "Заволжский моторный завод"	Производство машин и оборудования	154 000
ОАО "Дзержинское оргстекло"	Производство прочих неметаллических минеральных продуктов	46 000
ЗАО ПКФ "Славянка"	Химическое производство	600
ОАО "Бумснаб"	Целлюлозно-бумажное производство	1800

* Информация представлена предприятиями в 2009 году.

3.4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет

Таблица 3.4.1*

Показатель	Ед. изм.	2006	2007	2008	2009	2010
Максимум нагрузки	МВт	3566	3442	3509	3622	3702
Генерация ТЭС	МВт	1484	1361	1501	1270	1252
Генерация ГЭС	МВт	147	354	121	427	233
Сальдопереток	МВт	1935	1727	1887	1967	2217

*Информация предоставлена Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ.

3.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Нижегородской области, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет

Система теплоснабжения Нижегородской области по состоянию на 1 января 2009 года включает в себя 8220 отопительных котельных общей установленной тепловой мощностью 18 393 Гкал/ч (в т.ч. бытовые отопительные котлы мощностью до 100 кВт) и шесть электростанций (теплоэлектроцентралей) Нижегородской энергосистемы установленной тепловой мощностью 5 399 Гкал/ч.

Услуги централизованного теплоснабжения населению и потребителям социально-бытового сектора оказывают 2212 котельных всех форм собственности (в том числе производственно-отопительные и коммунальные отопительные) установленной мощностью 13 026 Гкал/ч.

Производство тепловой энергии в Нижегородской области в 2006 - 2010 годах приведено в таблице 3.5.1.

Таблица 3.5.1.

	Ед. измер.	2006	2007	2008	2009	2010
Производство тепловой энергии, ВСЕГО	тыс. Гкал	37 512	36 280	35 156	31 548	32873
Рост к предыдущему году	%	104,1	96,7	96,9	95,4	106,3

Производство тепловой энергии в 2006 году возросло на 4,1 %; в 2007 - 2009 годах производство тепловой энергии падает на 3,1 - 4,6 % в год. Максимальное значение уровня производства тепловой энергии в пятилетний период 2006 - 2010 годов достигнуто в 2006 году и составило 37 512 тыс. Гкал. В 2010 году производство тепловой энергии увеличилось с индексом роста 106,3 %, что говорит о стабилизации экономической ситуации.

Источники поступления тепловой энергии в Нижегородской области в 2006 - 2010 годах от собственного производства приведены в таблице 3.5.2.

Таблица 3.5.2.

	Ед. измер.	2006	2007	2008	2009	2010
На электростанциях	тыс. Гкал	13880	13359	12838	11800	11768
	%	38,5	36,8	36,5	37,4	35,8
В котельных установках	тыс. Гкал	20116	20987	20148	17673	18418
	%	53,6	57,8	57,3	56	56
В электрокотлах	тыс. Гкал	2,5		0,5	1,7
	%	-		-	-
В теплоутилизационных установках	тыс. Гкал	1821	1747	1782	1553	2135
	%	4,9	4,8	5,1	4,9	6,4
В прочих установках	тыс. Гкал	232	187	388	520	534
	%	0,62	0,5	1,1	1,6	1,6

Основным источником покрытия потребности в тепловой энергии являются котельные, расположенные на территории Нижегородской области, их доля составляет в пределах от 57,8 % и 57,3 % в 2007 и 2008 годах до 53,6 % в 2006 году. Доля электростанций в покрытии потребности тепловой энергии колеблется от 38,5 % в 2006 году до 35,8 % в 2010 году.

В теплоутилизационных установках производится от 4,9 % до 5,1 % в 2006 - 2009 годах, причем их доля выросла в 2010 году до 6,4 %.

В рассматриваемом периоде производство тепловой энергии электростанциями имело наибольший положительный рост в 2006 году (104,1 %), когда было достигнуто максимальное значение уровня производства тепловой энергии за пятилетний период.

Динамика отпуска тепловой энергии с коллекторов электростанций в 2006 - 2010 годах в разрезе электростанций приведена по данным генерирующих компаний в таблице 3.5.3.

Таблица 3.5.3.

N п/п	Наименование	Ед. изм.	2006	2007	2008	2009	2010
Выработка в Нижегородской области, всего
1	Отпуск теплоэнергии с коллекторов, всего	тыс. Гкал	14091,0	13552,9	12797,5	12159,6	11908,9
Электростанции ОАО "ТГК-6"
2	Отпуск теплоэнергии, всего	тыс. Гкал	7416,3	7085,7	6594,2	6267,5	6542,8
2.1	в т.ч. Нижегородская ГРЭС	тыс. Гкал	1534,2	1510,8	1259,3	1122,2	1111,9
2.2	Новогорьковская ТЭЦ	тыс. Гкал	1322,8	1277,0	1146,4	1138,3	1297,4
2.3	Сормовская ТЭЦ	тыс. Гкал	1116,9	1104,5	1142,3	1181,5	1212,2
2.4	Дзержинская ТЭЦ	тыс. Гкал	2930,7	2727,8	2639,2	2597,7	2692
2.5	Игумновская ТЭЦ	тыс. Гкал	511,7	465,6	407,0	227,8	229,3
3	ООО "Автозаводская ТЭЦ"	тыс. Гкал	4477,2	4322,1	4167,9	3885,2	3387,4
4	ТЭЦ ЗАО "Саровская Генерирующая компания"	тыс. Гкал	1468,8	1415,3	1317,5	1358,6	1323,3
Блок-станции
5	ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"	тыс. Гкал	728,7	729,8	718,0	648,4	655,4

Динамика структуры потребления тепловой энергии в разрезе отраслей промышленности (2000 - 2004 годы) и по видам экономической деятельности в системе ОКВЭД (2005 - 2006 годы) в Нижегородской области приведена в таблице 3.5.4.

Таблица 3.5.4

	Теплоэнергия, тыс. Гкал
	2000	%	2004	%	2005	%	2006	%
Всего по области	40917,1	100,0	34315,8	100,0	34591,4	100,0	34312,3	100,0
Промышленность	21394,4	52,3	16632,6	48,5	15921,2	46,0	15992,0	46,6
Сельское и лесное хозяйство	1414,6	3,5	945,9	2,8	785,2	2,3	887,3	2,6
Электроэнергетика*	2235,5	5,5	6799,4	19,8	9688,2	28,0	10479,3	30,5
Транспорт и связь	1036,5	2,5	820,8	2,4	663,1	1,9	596,9	1,7
Строительство	231,6	0,6	112,4	0,3	88,8	0,3	115,4	0,3
Соцкультбыт и сфера услуг					1535,7	4,4	2401,7	7,0
Прочие отрасли	14604,0	35,7	9004,6	26,2

* В связи с тем, что в 2005 году отчетная статистическая информация разработана в новой системе классификации по видам экономической деятельности (ОКВЭД) анализ с целью выявления сопоставимости показателей за 2005 - 2006 гг. с аналогичными показателями за предыдущие годы достаточно условен. Изменения в той или иной степени коснулись почти всех видов экономической деятельности, но наиболее значительные изменения произошли в промышленности и сфере услуг, как внутриотраслевые, так и по составу.

** Структура потребления тепловой энергии по видам деятельности ОКВЭД в 2007 - 2010 гг. на дату составления Программы отсутствует.

В 2004 - 2006 годах тепловое потребление в Нижегородской области снизилось по отношению к 2000 году в среднем на 16,1 % или 6 604,8 тыс. Гкал. В основном снижение теплового потребления коснулось промышленности: в 2006 году снижение к 2000 году составило 5 402,4 тыс. Гкал (25,2 %). В 2006 году наметилась тенденция увеличения теплопотребления относительно 2005 года в социально-бытовой сфере и сфере услуг (156,4 %).

Основная доля теплового потребления падает на промышленность (около 50 %) и электроэнергетику или "производство электроэнергии, газа, воды" по системе ОКВЭД (до 30 %). Доля теплового потребления промышленной сферой в общем объеме потребления составляет 52,3 % в 2000 году и 46,6 % в 2006 году.

3.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Нижегородской области, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований, с указанием их потребности в тепловой энергии, источников ее покрытия, как собственных, так и внешних объектов тепловой генерации, включая ТЭЦ региональных энергосистем, а также типов используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности и года ввода в эксплуатацию

Основными потребителями тепловой энергии в Нижегородской области являются предприятия промышленности, имеющие собственные источники тепловой генерации - отопительно-производственные и производственные котельные для покрытия потребности в тепловой энергии на собственные производственные и муниципальные коммунально-бытовые нужды.

В городах Нижний Новгород, Дзержинск, Балахна, Кстово имеются развитые системы централизованного теплоснабжения от пяти теплоцентралей (ТЭЦ), входящих в состав ОАО "Территориальная генерирующая компания N 6" (ОАО "ТГК-6"), а также ООО "Автозаводская ТЭЦ" (г. Н.Новгород), ТЭЦ ОАО "Саровская генерирующая компания" (г. Саров), и блок-станция ТЭЦ ОАО "Завод им. Я.М. Свердлова" (г. Дзержинск).

Перечень основных потребителей тепловой энергии, имеющих собственные котельные (группу котельных) с установленной тепловой мощностью выше 50 МВт или получающих тепловую энергию от ТЭЦ ОАО "ТГК-6" или блок-станций по крупным муниципальным образованиям Нижегородской области приведен в таблице 3.6.1.

Таблица 3.6.1.

Наименование предприятия	Отрасль	Мощность, МВт	Потребление теплоэнергии Гкал/год
г. Нижний Новгород
ЗАО "ЗКПД-4 Инвест"	Строительные материалы	176,6	165 065,4
ОАО "Агрокомбинат "Горьковский"	Сельское хозяйство	61,8	110 761,2
ОАО "Завод "Красное Сормово"	Судостроение	251,2	229 147,6
ОАО "Нижегородский авиазавод "Сокол": Котельная N 1	Авиастроение	95,8	170 271,3
Котельная N 3	Авиастроение	223,3	189 208,0
ОАО "Нижегородский масложиркомбинат"	Пищевая	81,4	292 508,2
ОАО "Нижегородский машзавод": Котельная водогрейная	Машиностроение	174,5	193 256,0
Котельная паровая	Машиностроение	185,6	270 722,0
ОАО "РУМО"	Машиностроение	93,0	132 308,1
ОАО "Теплоэнерго", г. Н.Новгород, в т.ч.: пр. Гагарина, 178	ЖКХ	85,3	124 636,5
пр. Союзный, 43	ЖКХ	69,8	122 950,6
ул. Ак. Баха, 5а	ЖКХ	92,8	201 296,4
НТЦентраль	ЖКХ	756,0	1 751 458,1
ул. Памирская, 11	ЖКХ	112,5	95 315,5
ОАО "Теплоэнерго", от Сормовской ТЭЦ (ОАО "ТГК-6")	ЖКХ	354,5	1 171600
ОАО "Этна"	Автомобилестроение	143,0	240 715,3
ООО "Автозаводская ТЭЦ", в т.ч: ОАО "ГАЗ"	Автомобилестроение	2414	3 387400
Котельная пиковая "Ленинская"	Автомобилестроение	418,0	350 418,0
Котельная "Северная"	Автомобилестроение	271,6	213 979,0
ООО "Агрокомплекс "Доскино"	Агропром	235,4	80 701,5
ООО "Инженерная компания" (б. ОАО "ГМЗ")	Металлургия	102,2	56 537,1
ООО "Нижновтеплоэнерго": ул. Деловая, 14	ЖКХ	105,0	144 164,8
ул. Родионова, 194б (КСПК)	ЖКХ	165,0	387 979,9
ФГУП "Завод "Электромаш"	Приборостроение	117,7	97 079,8
ФГУП "Нижегородский завод им. Фрунзе"	Приборостроение	95,8	64 165,3
ФГУП "НИИИС им. Ю.Е. Седакова"	Приборостроение	98,6	125 248,9
ФГУП "НПП "Полет"	Приборостроение	77,6	109 316,5
ФГУП "ОКБМ им. Африкантова"	Атомное машиностроение	85,0	108 026,0
г. Арзамас
МУ ТЭПП г. Арзамас	Коммунальная	75,6	93 601,1
ОАО "Арзамасский машзавод"	Машиностроение	425,6	216 604,0
ОАО "Арзамасский приборостроительный завод"	Приборостроение	118,7	86 325,3
ОАО "Рикор Электроникс" (б. Завод радиодеталей)	Приборостроение	59,5	79 226,2
Балахнинский район
Нижегородская ГРЭС (ОАО "ТГК-6"):
ОАО "Волга"	Целлюлозно-бумажная и деревообрабатывающая	156,5	459 100
ОАО "Полиграфкартон"	Целлюлозно-бумажная и деревообрабатывающая	34,0	101 500
МУП "Тепловые сети"	ЖКХ	133,4	357 300
г. Дзержинск
ОАО "Дзержинское Оргстекло"	Химическая	245,6	139 335,1
ФГУП "Завод им. Я.М. Свердлова", ТЭЦ (блок-станция)	Спецпроизводство	447,9	655 359
ОАО "Дзержинская ТЭЦ" (ОАО "ТГК-6"):
ОАО "Сибур-Нефтехим"	Химическая	255,6	1 339800
ООО "Корунд"	Химическая	10,7	23 400
ОАО "Дзержинское"	Сельское хозяйство	26,8	64 200
ОАО "Нижегородские коммунальные системы"	ЖКХ	241,2	918 800
Игумновская ТЭЦ (ОАО "ТГК-6"):
ОАО "Акрилат"	Химическая	17,8	53 600
ООО "Синтез ОКА"	Химическая	32,2	136 100
ОАО "Дзержинское Оргстекло"	Химическая	19,0	87 500
г. Саров
РФ ЯЦ ВНИИЭФ, ТЭЦ (блок-станция)		834,8	1 323300
Богородский район
МП "Богородские тепловые сети"	ЖКХ	69,6	19 616,9
Борский район
ОАО "Эй Джи Си Борский стекольный завод"		133,1	180 332,5
Вознесенский район
ОАО "Вознесенские коммунальные системы" (б. МУП) Котельная ул. Восточная	ЖКХ	69,8	40 664,7
МУП ЖКХ "Жилсервис" Котельная (б. ДУ N 1 КЭЧ)	ЖКХ	66,0	42 290,2
Котельная (б. ДУ N 2 КЭЧ)	ЖКХ	86,0	81 532,1
ОАО "Ильиногорское"	ЖКХ	176,9	268 568,4
Выксунский район
МУП "Выксатеплоэнерго"	Коммунальная	78,2	50 272,7
ОАО "Выксунский металлургический завод"	Черная металлургия	408,0	626 118,2
ОАО "Дробмаш" г. Выкса	Машиностроение	93,0	105 392,2
Городецкий район
МУП "Тепловодоканал" г. Заволжье	Коммунальная	139,6	202 353,5
ОАО "ЗМЗ" Котельная N 1	Автомобильная	348,9	267 850,7
Котельная N 3	Автомобильная	58,6	128 312,4
Дальнеконстантиновский район
ФГ КЭУ 82 КЭЧ МО РФ г. Балабаново-1	Министерство обороны	60,5	50 238,1
Кстовский район
Новогорьковская ТЭЦ (ОАО "ТГК-6")	Электроэнергетика	1304	2 710 090,5
в т.ч.: ООО "Лукойл-Нефтеоргсинтез"	Нефтехимия	140,7	439 500
ОАО "Сибур-Нефтехим"	Химическая	33,3	158 000
ОАО "Тепловые сети Кстовского района"	ЖКХ	129,6	420 200
ОАО "Сибур-Нефтехим" Котельная	Химическая	129,3	831 719,4
Кулебакский район
ОАО "Русполимет" (б. ОАО "КМЗ")	Металлургия	142,2	125 078,6
Лысковский район
ОАО "Лысковский электротехнический завод"	Приборостроение	64,1	81 083,6
Навашинский район
ООО "НоваТЭК" (б. "Окская судоверфь")	Судостроение	78,2	74 872,7
Павловский район
ОАО "Гидроагрегат"		110,2	119 789,8
ОАО "Павловский автобус"	Автомобилестроение	109,3	122 063,8
Сергачский район
ОАО "Нижегородсахар"	Пищевая	166,1	150 130,9
Шахунский район
МУП "Сявакоммунсервис" (б. "Карбохим")	ЖКХ	65,2	32 961,3

На текущий момент в области функционирует 9 объектов распределенной когенерации с использованием в качестве топлива природного газа. На них эксплуатируется 20 когенерационных установок установленной электрической мощностью 12,7 МВт и тепловой 15,2 МВт. Годовая комбинированная выработка тепловой и электрической энергии на объектах распределенной когенерации составляет: электрической - 38 млн. кВт.ч, тепловой - 13,7 тыс. Гкал.

Перечень объектов с когенерационными установками и выработка электрической и тепловой энергии на этих объектах в 2009 и 2010 годах приведены в таблице 3.6.2.

Таблица 3.6.2.

N	Наименование организации, адрес, муниципальное образование	Год ввода	Количество установок	Мощность электрич. / тепловая МВт	Выработка в год, электрическая / тепловая, млн. кВт.ч/тыс. Гкал		Назначение потребления
					2009	2010
1.	Энергоцентр ЗАО "Волгоэлектросеть-НН", п. Октябрьский г. Бор	2006 2009	2 1	2 / 2,4 1,6 / 2,15	19,46 / 8,87	18,2 / 7,95	Коммунальное
2.	ООО "Нижегородская энергосервисная компания", г. Н.Новгород	2006	1	0,1 / 0,12		0,05 / 0,06	с.н. котельной гаража
3.	ООО "Приволжье-Энергия", котельная офиса ул. Пискунова г. Н.Новгород	2007	4	0,64 / 0,76	0,85 / 0,88	0,86 / 0,88	собственное потребление
4.	ОАО "Агрофирма"Птицефабрика Сеймовская", г. Володарск	2008	1	1,1/1,4	3,68 / отоплен- цехов#	4,6 / отоплен- цехов#	собственное потребление
5.	ОАО "Объединение котельных и тепловых сетей", п. Толоконцево, Борский район	2008	1	0,1	-	-	Резерв в коммунальной котельной
6.	ООО "Профит-инвест", (ОАО "Павловский автобус"). г. Павлово	2009	4	4 / 4,3	2,21 / -	7,6 / -	Продажа энергии
7.	ООО "Нижновтепло-энерго", котельная ул. Деловая, 14 г. Н.Новгород	май 2010	2 (+6 в резерве)	2,06 / 2,8		1,36 / 1,59	с.н. коммунальной котельной
8.	ООО "Международная офтальмологическая клиника", г. Н.Новгород	2010	2	0,38/ 0,23		0,04 / 0,041	с.н. котельной
9.	ОАО "Арзамасский завод "Легмаш", г. Арзамас	ноябрь 2010	2	0,72/ 1,06		6,3 / 3,2	собственное потребление
	Всего:		20	12,7/ 15,2	26,2 / 9,7	38 / 13,7

3.7. Структура установленной мощности на территории Нижегородской области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем году

Структура установленной мощности генерирующих объектов

Таблица 3.7.1

Наименование	Установленная мощность, МВт	Доля от суммарной установленной мощности, %
1. Теплоэлектростанции (ТЭС)	2090	78,99
Игумновская ТЭЦ	75	2,84
Дзержинская ТЭЦ	565	21,36
Нижегородская ГРЭС	144	5,45
Новогорьковская ТЭЦ	305	11,53
Сормовская ТЭЦ	350	13,23
Автозаводская ТЭЦ (ТЭЦ ГАЗ)	580	21,92
ТЭЦ в г. Саров	71	2,68
2. Гидроэлектростанция (ГЭС)	520	19,66
Нижегородская ГЭС	520	19,66
3. Блок-станции	36	1,36
ТЭЦ завода им. Свердлова	36	1,36
Всего по Нижегородской ЭС	2646	100

Таблица 3.7.2

	Показатель	Ед. изм.	Всего на балансе по состоянию на 31.12.2010
1. Сети ЕНЭС 220-500 кВ
1.1.	Всего трансформаторная мощность эл. подстанций 220-500 кВ, в т.ч. по уровню напряжения (с высокой стороны)	МВА	10 276,300
1.1.1	500 кВ	МВА	5 758,000
1.1.2	220 кВ	МВА	4 518,300
1.2.	ЛЭП 500-220 кВ всего в т.ч.	км	2612,01
1.2.1.	ВЛ 500 кВ	км	837,45
1.2.2.	ВЛ 220 кВ	км	1774,56
2. Распределительные сети 110-0,4 кВ
2.1.	Всего транс. мощность эл. подстанций 35-110 кВ	МВА	6013,16
	в т.ч. по уровню напряжения с высокой стороны
2.1.1.	110 кВ	МВА	4864
2.1.2.	35 кВ	МВА	1150
2.3.	Трансформаторные подстанции 10 (6)/ 0.4 кВ
2.3.1.	Всего	шт.	14336
2.3.2.	Всего	МВА	3779
2.4.	РП, всего	шт.	49
2.5.	ЛЭП 110 - 0,4кВ, всего, в т.ч.	км.	52008
2.5.1.	ЛЭП 110 кВ всего, в т.ч.	км.	4124
	ВЛ-110 кВ	км.	4124
	КЛ-110 кВ	км.
2.5.2.	ЛЭП 35 кВ всего, в т.ч.	км.	2495
	ВЛ-35 кВ	км.	2318
	КЛ-35 кВ	км.	178
2.5.3.	ЛЭП 6-10 кВ всего, в т.ч.	км.	22782
	ВЛ-6-10 кВ	км.	19018
	КЛ-6-10 кВ	км.	3764
2.5.4.	ЛЭП 0.4 кВ всего, в т.ч.	км.	23133
	ВЛ-0.4кВ	км.	21265
	КЛ-0.4 кВ	км.	1868

Ввод/демонтаж на генерирующих объектах.

Таблица 3.7.3

N	ТЭС	Показатель	2009 г.	2010 г.
1	Сормовская ТЭЦ	Ввод генерирующей мощности, МВт	5	5
		Демонтаж генерирующей мощности, МВт	0	0

Прирост установленных мощностей в электросетевом комплексе с учетом ввода/демонтажа оборудования и линейных объектов за 2006 - 2010 г.г.

Таблица 3.7.4

	Показатель	ед. изм.	прирост
			2006	2007	2008	2009	2010
1. Сети ЕНЭС 220-500 кВ
1.1.	Всего трансформаторная мощность эл. подстанций 220-500 кВ, в т.ч. по уровню напряжения (с высокой стороны)	МВА					701
1.1.1	500 кВ	МВА					501
1.1.2.	220 кВ	МВА					200
1.2.	ЛЭП 500-220 кВ всего в т.ч.	км
1.2.1.	ВЛ 500 кВ	км
1.2.2.	ВЛ 220 кВ	км
2. Распределительные сети 110-0,4 кВ
2.1.	Всего транс. мощность эл. подстанций 35-500 кВ, в т.ч. по уровню напряжения с высокой стороны	МВА		77	6	113	27
2.1.1	110 кВ	МВА		77	6	101	15
2.1.2	35 кВ	МВА				12	12
2.2.	Трансформаторные подстанции 10 (6)/ 0.4 кВ
2.2.1	Всего	шт.					2
2.2.2	Всего	МВА				2,06	1,54
2.3.	РП, всего	шт.					1
2.4.	ЛЭП 220-110-0,4кВ, всего, в т.ч.	км.		147	189	133,75	257
2.4.1.	ЛЭП 110 кВ всего, в т.ч.	км.
	ВЛ-110 кВ	км.
	КЛ-110 кВ	км.
2.4.2.	ЛЭП 35 кВ всего, в т.ч.	км.
	ВЛ-35 кВ	км.
	КЛ-35 кВ	км.
2.4.3.	ЛЭП 6-10 кВ всего, в т.ч.	км.			113,00	50,55	45,71
	ВЛ-6-10 кВ	км.			8,00	26,00	28,58
	КЛ-6-10 кВ	км.			105,00	24,55	17,13
1.4.6.	ЛЭП 0.4 кВ всего, в т.ч.	км.		147,00	172,00	107,75	222,57
	ВЛ-0.4кВ	км.		147,00	172,00	103,74	214,00
	КЛ-0.4 кВ	км.				4,01	8,57

Износ объектов электросетевого комплекса в 2006 - 2010 гг.

Таблица 3.7.5

N п/п	Объекты	2006	2007	2008	2009	2010
	ВСЕГО %, в том числе	68,68	67,63	66,08	64,35	63,92
1.	Сети ЕНЭС 220-500 кВ, всего %	36,76	29,11	33,87	37,92	41,69
1.1.	ПС	37,54	27,47	35,16	43,59	45,69
1.2.	ВЛ	33,06	35,50	30,05	31,85	36,90
2.	Распределительные сети 0,4-110 кВ, всего %	73,58	71,62	69,36	68,60	67,85
2.1.	35-110 кВ,%	75,02	69,48	67,62	66,08	68,57
2.1.1.	ПС	83,42	80,39	75,93	67,37	66,78
2.1.2.	ВЛ	59,04	62,55	63,68	65,45	70,89
2.1.3.	КЛ			0,39	3,66	0,82
2.2.	6-10 кВ, %	73,87	71,99	70,47	68,08	65,25
2.2.1.	РП	60,76	52,31	46,95	24,26	23,54
2.2.2.	ТП	77,30	77,52	68,32	66,09	64,62
2.2.3.	ВЛ	69,65	72,65	74,10	75,02	70,72
2.2.4.	КЛ	74,58	68,21	66,25	61,83	61,72
2.3.	0,4 кВ, %	69,26	73,92	69,78	72,85	71,39
2.3.1.	ВЛ	69,50	73,08	69,08	72,35	70,94
2.3.2.	КЛ	65,64	83,22	79,25	79,05	76,83

3.8. Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Таблица 3.8.1

Наименование генерирующего источника	Собственник
1. Теплоэлектростанции (ТЭС)
Игумновская ТЭЦ	ОАО "ТГК-6" (входит в структуру компании КЭС-Холдинг)
Дзержинская ТЭЦ
Нижегородская ГРЭС
Новогорьковская ТЭЦ
Сормовская ТЭЦ
Автозаводская ТЭЦ (ТЭЦ ГАЗ)	ООО "Автозаводская ТЭЦ" (входит в группу компаний "ВолгаЭнерго", управляемая холдингом ООО "ЕвроСибЭнерго")
Саровская ТЭЦ	ТЭЦ ЗАО "Саровская Генерирующая Компания" (входит в структуру компании Энергоуправление ОАО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ")
2. Гидроэлектростанция (ГЭС)
Нижегородская ГЭС	Филиал ОАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС"
3. Блок-станции
ТЭЦ завода им. Свердлова	ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"

3.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности за 2006 - 2010 г.г.

Таблица 3.9.1

N п/п	Наименование	Ед. изм.	Факт
			2006	2007	2008	2009	2010
	Всего по Нижегородской области, в том числе*:	млн. кВтч	10638,0	10518	11072	10661	10033,1
1	Всего по основным генерирующим источникам, в том числе**:	млн. кВтч	10638,0	10501,1	10995,4	10627,0	10007,1
1.1	Электростанции ОАО "ТГК-6", всего, в том числе	млн. кВт ч	5881,0	5339,4	5844,9	5334,0	5284,3
1.1.1	Нижегородская ГРЭС	млн. кВт ч	719,8	697,7	649,2	593,2	542,6
1.1.2	Новогорьковская ТЭЦ	млн. кВт ч	952,6	871,3	976,2	903,1	969,5
1.1.3	Сормовская ТЭЦ	млн. кВт ч	1322,1	1268,8	1212,4	1116,3	1147,9
1.1.4	Дзержинская ТЭЦ	млн. кВт ч	2695,4	2355,7	2876,4	2608,5	2512,5
1.1.5	Игумновская ТЭЦ	млн. кВт ч	191,1	146,0	130,7	113,0	111,8
1.2	Филиал ОАО "Рус Гидро" - "Нижегородская ГЭС"	млн. кВт ч	1316,0	1636,9	1685,0	1953,6	1805,7
1.3	ООО "Автозаводская ТЭЦ"	млн. кВт ч	2963,1	3053,8	2948,3	2834,5	2440,7
1.4	ТЭЦ ЗАО "Саровская Генерирующая Компания"	млн. кВт ч	375,1	377,3	415,5	414,1	387
1.5	ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова"	млн. кВт ч	102,8	93,7	101,7	90,9	89,4
2	прочие	млн. кВт ч	-	16,9	76,6	34	26

* Информация официальной статистики.

** По информации генерирующих компаний.

3.10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет

Баланс электрической энергии (мощности) обеспечивается за счет собственной выработки электрической энергии ТЭС и Нижегородской ГЭС в области, которая составляет около 45 - 50 % от электропотребления, и сальдированного перетока электроэнергии по магистральным сетям ОАО "ФСК ЕЭС" от поставщиков оптового рынка электроэнергии (мощности).

Таблица 3.10.1

N п/п	Наименование	Ед. изм.	факт
			2006	2007	2008	2009	2010
1	Потребление электроэнергии	млн. кВт ч	21800	21724	21840	19753,9	22205,3*
2	Выработка электроэнергии всего, в том числе	млн. кВт ч	10348	10518	11072	10661	10033,1
2.1.	ТЭС (вместе с блоками)	млн. кВт ч	9044	8882	9387	8709	8227
2.2.	ГЭС	млн. кВт ч	1304	1636	1685	1952	1806,1
3	Сальдо-переток	млн. кВт ч	11452	11205	10768	9092,9	12172,2
4	Максимум электрической нагрузки*	МВт	3566	3442	3509	3622	3702

* Информация представлена по данным Филиала ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ.

3.11. Динамика основных показателей энерго-, электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике

Таблица 3.11.1

N п/п	Индикаторы	Ед-ца измерения	Годы
			Факт 2007	Факт 2008	Факт 2009	2010	План 2011	План 2012	План 2013	План 2014	План 2015
1	Электроемкость	кВтч/ тыс. руб.	45,90	36,53	40,22	34,79	31,68	29,18	26,50	23,66	22,73
2	Теплоемкость	Гкал/ тыс. руб.	0,077	0,059	0,063	0,055	0,048	0,043	0,039	0,034	0,030
3	Энергоемкость	кг.у.т./ тыс. руб.	37,75	29,08	33,29	32,43	32,30	31,58	29,03	26,21	25,18

3.12. Основные характеристики электросетевого хозяйства области 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним

Перечень существующих ЛЭП и подстанций приведен в Схеме перспективного развития электрических сетей 35-500 кВ Нижегородской области на 2007 - 2015 годы.

Основная электрическая сеть энергосистемы Нижегородской области сформирована с использованием системы номинальных напряжений 110 - 220 - 500 кВ.

Линии электропередачи 500 кВ связывающие подстанции Владимирская - Радуга - Арзамасская - Осиновка - Вешкайма и Костромская ГРЭС - Луч - Нижегородская - Чебоксарская ГЭС выполняют роль межсистемных связей объединенных энергосистем Центра и Средней Волги и одновременно служат источниками для покрытия дефицита мощности энергосистемы Нижегородской области и обеспечивают электроснабжение крупных нагрузочных узлов. К выше указанным ВЛ подключены пять ПС 500 кВ (Радуга, Арзамасская, Осиновка, Луч и Нижегородская), от которых осуществляется отбор мощности для Нижегородской энергосистемы. Распределительные устройства 220 кВ и 110 кВ указанных подстанций являются основными "центрами питания" системообразующей сети 220-110 кВ, в которую осуществляется выдача мощности электростанций, расположенных на территории Нижегородской области.

Электрические сети напряжением 220 кВ являются радиально-кольцевыми и используются для питания крупных нагрузочных узлов Нижегородской области и отдельных потребителей. В настоящее время на территории Нижегородской области действуют 19 ПС 220 кВ (Этилен, Ока, Заречная, Бобыльская, Починковская 1, Починковская 2, Сергач, Кудьма, Нагорная, Борская, Семеновская, Макарьево, Пильна, Рыжковская, Лукояновская, Сеченово 1, Сеченово 2 и РП 220 кВ Сеченово, Узловая).

Одна из подстанций 220 кВ Дизель, на которой установлены два АТ 220/110/10 кВ мощностью по 200 МВА, в 2003 году была отключена от сетей 220 кВ Нижегородской энергосистемы вследствие неэкономичной работы автотрансформаторов. В 2006 году была выполнена работа по обоснованию необходимости восстановления присоединения ПС 220 кВ Дизель к сетям 220 кВ ЕНЭС. В настоящее время решение о присоединении ПС 220/110/10 кВ Дизель находится в стадии рассмотрения.

Сеть 110 кВ одновременно является системообразующей и распределительной, используется для осуществления электроснабжении г. Нижнего Новгорода и Нижегородской области. На напряжении 110 кВ осуществляется выдача мощности всех электростанций.

Все находящиеся на территории энергосистемы Нижегородской области электросетевые объекты напряжением 220-500 кВ являются объектами единой национальной электрической сети (ЕНЭС), а их эксплуатация осуществляется Нижегородским предприятием МЭС Волги. Перечень ПС и ВЛ 500 кВ и 220 кВ, отнесенных к ЕНЭС, приведен в Схеме перспективного развития электрических сетей 35-500 кВ Нижегородской области на 2007 - 2015 годы.

Электросетевые объекты напряжением 35-110 кВ являются объектами ОАО "МРСК Центра и Приволжья" филиала "Нижновэнерго". В энергосистеме находится в эксплуатации 141 ПС 110 кВ с 272 трансформаторами и 117 ПС 35 кВ с 212 трансформаторами.

Загрузка ПС 220-500 кВ в ОЗП 2010 - 2011 г.г.

Таблица 3.12.1.

N п/п	Подстанция	Полный класс напряжения ПС, кВ	Класс напряжения ПС, кВ	Трансформатор	Тип трансформатора	Мощность, МВА	Нагрузка трансформатора в период ОЗП 2010 - 2011 г.г.*, %
Сети ЕНЭС, ПС 220-500 кВ
1	Нижегородская	500/220	500	АТ-1	3*АОДЦТНО	3*167	41
2	Нижегородская	500/220	500	АТ-2	3*АОДЦТН	3*167	44
2	Луч	500/230/10	500	АТ-1, 2	3*АОДЦТН	3*167	32
3	Радуга	500/110	500	АТ-1, 5	АТДЦТН	250	27
4	Радуга	500/110	500	АТ-2, 3, 4	АТДЦТН	250	57
5	Осиновка	500/220/10	500	АТ-1, 2	3*АОДЦТН	3*167	44
6	Арзамас	500/220/10	500	АТ-1, 2	3*АОДЦТН	3*167	29
7	Арзамас	500/110/10	500	АТ-5	АТДЦТН	250	60
8	Арзамас	220/110	220	АТ-3, 4	АТДЦТНГ	125	22
9	Заречная	220/110/10	220	АТ-1	АТДЦТН	200	34
10	Заречная	220/110/10	220	АТ-2	АТДЦТГ	120	59
11	Нагорная	220/110/10	220	АТ-1, 2, 3	АТДЦТН	200	47, 47, 49
12	Ока	220/110	220	АТ-1	АТДЦТН	125	18
13	Ока	220/110	220	АТ-3	АТДЦТН	200	18
14	Этилен	220/110	220	АТ-1, 3	АТДЦТН	125	1
15	Макарьево	220/110	220	АТ-1	АТДЦТН	63	41
16	Кудьма	220/110	220	АТ-1	АТДЦТН	125	51
17	Сергач	220/110/10	220	АТ-1, 2	АТДЦТН	125	52
18	Бобыльская	220/110/10	220	АТ-1, 2	АТДЦТН	63	28
19	Семеновская	220/110	220	АТ-1	АТДЦТГ	90	резерв
20	Семеновская	220/110	220	АТ-2, 3	АТДЦТН	125	47
21	Борская	220/110	220	АТ-1, 2	АТДЦТН	125	59, 48
22	Починковская	220/10	220	Т-1-10	ТРДЦН	63	27
23	Лукоянов	220/10	220	Т-1, 2	ТРДЦН	63	38
24	Сеченово	220/10	220	Т-1-10	ТРДЦН	63	21
25	Пильна	220/10	220	Т-1, 2	ТРДЦН	63	33
26	Рыжковская	220/35/10	220	Т-1	ТДТН	25	28
27	Мантурово	220/110	220	Т-1	АТДЦТН	125	40

* - режим зимнего замерного дня 15.12.2010, 18-00

Загрузка ПС 35-110 кВ

Таблица 3.12.2.

N п/п	Диспетчерское наименование ПС	Полный класс напряжения ПС, кВ	Тр-р	Тип трансформатора	Мощность, МВА	Ном. ток обмоток, А			Нагрузка трансформатора в период ОЗП 2010 - 2011 г.г.
									А			%
						ВН	СН	НН	ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
1	2	3	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	Арзамас-110	110/35/10	Т-1	ТДТНГ-20000/110	20	105	300	1050		АВР		0%		0%
2	Арзамас-110	110/35/10	Т-2	ТДТН-20000/110	20	105	300	1050	45	52	326	43%	17%	31%
3	Арзамас-110	110/35/10	Т-3	ТДТНГ-31500/110	31,5	162	472	1655	78		829	48%	0%	50%
4	Лукоянов-110	110/10	Т-1	ТДТНГ-16000/110	16	83,9	240	840		рез.		0%		0%
5	Лукоянов-110	110/10	Т-2	ТДН-16000/110	16	80,3		840	42		454	52%		54%
6	Первомайск	110/6	Т-1	ТДТНГ-15000/110	15	77,3	225	1312		АВР		0%		0%
7	Первомайск	110/6	Т-2	ТДТН-20000/110	20	101	300	1749	58		1100	58%	0%	63%
8	Шатки	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525			140	0%	0%	27%
9	Шатки	110/35/10	Т-2	ТДТН-16000/110	16	80,3	79,2	563			234	0%	0%	42%
10	Шатки	110/35/10	Т-3	ТДТНГ-10000/110	10	52,5	150	525		39		0%	26%	0%
11	Починки-110	110/35/10	Т-1	ТДТНГ-31500/110	31,5	166	472	2775		рез.		0%		0%
12	Починки-110	110/35/10	Т-2	ТДТНГ-31500/110	31,5	166	472	2775	69	205		42%	43%	0%
13	Починки-110	110/35/10	Т-3	ТМН-6300/35	6,3	104		331	69		230	66%		69%
14	Починки-110	110/35/10	Т-4	ТМН-6300/35	6,3	104		331	50		150	48%		45%
15	Выездное	110/35/10	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	104		347		АВР		0%		0%
16	Выездное	110/35/10	Т-2	ТДТНГ-15000/110	15	77,3	225	788	29		310	38%	0%	39%
17	Вадская	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	52,5	150	525	18		180	34%	0%	34%
18	Вадская	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	52,5	150	525	25	65	80	48%	43%	15%
19	Орбита	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	25	126	375	1312			500	0%	0%	38%
20	Орбита	110/35/10	Т-2	ТДТН-25000/110	25	126	375	1312		10,2	150	0%	3%	11%
21	Панфилово	110/35/10	Т-1	ТДТНГ-10000/110	10	50,2	150	525		рез.		0%		0%
22	Панфилово	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		9	48	0%	6%	9%
23	Перевоз	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840	20	2	205	25%	1%	24%
24	Перевоз	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	24		245	48%	0%	47%
25	Большое Маресьево	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	27	73	32	54%	49%	6%
26	Большое Маресьево	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		рез.		0%		0%
27	Кардавиль	110/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	_	_	61			12%
28	Кардавиль	110/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		АВР		0%		0%
29	Разино	110/10	Т-1	ТМТН-6300/110	6,3	31,6	94,5	331			11	0%	0%	3%
30	Разино	110/10	Т-2	ТМТН-6300/110	6,3	31,6	94,5	331			83	0%	0%	25%
31	Арзинка	110/10	Т-1	KTRU-5600/110	5,6	29,4	92,5	308	3		28	10%	0%	9%
32	КС-6	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		525			200	0%		38%
33	КС-6	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		525		рез.		0%		0%
34	Березовская	110/10	Т-1	ТДН-16000/110	16	80,3		840			100	0%		12%
35	Березовская	110/10	Т-2	ТДН-16000/110	16	80,3		840			300	0%		36%
36	Новоселки	110/10	Т-1	ТДН-16000/110	16	80,3		840			60	0%		7%
37	Новоселки	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		525			205	0%		39%
38	Сатис	110/6	Т-1	ТМ-5600/110	5,6	29,4		490			109	0%		22%
39	Власть Советов	110/10	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	31,6		331	2		27	6%		8%
40	Власть Советов	110/10	Т-2	ТМН-6300/110	6,3	31,6		331	2		20	6%		6%
41	Водоватово	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	104		331			20	0%		6%
42	Водоватово	35/10	Т-2	ТМН-4000/35	4	66		210			80	0%		38%
43	Слизнево	35/6	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		366			50	0%		14%
44	Слизнево	35/6	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		366			80	0%		22%
45	Новый Усад	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		137			25	0%		18%
46	Новый Усад	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		137			18	0%		13%
47	Чернуха	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			85	0%		39%
48	Чернуха	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		220			80	0%		36%
49	Пустынь	35/10	Т-1	ТМН-1600/35	1,6	26,3		84			33	0%		39%
50	Пустынь	35/10	Т-2	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88		рез.		0%		0%
51	Ичалки	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		138			35	0%		25%
52	Ичалки	35/10	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		138			10	0%		7%
53	Карьер	35/10	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	104		346		рез.		0%		0%
54	Карьер	35/10	Т-2	ТМН-4000/35	4	66		200			120	0%		60%
55	Карьер	35/10	Т-3	ТМ-3200/35	3,2	52		290			70	0%		24%
56	Смирново	35/10	Т-1	ТМН-4000/35	4	66		210			39	0%		19%
57	Смирново	35/10	Т-2	ТД-7500/35	7,5	113		413			51	0%		12%
58	Шарапово	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			34	0%		25%
59	Шарапово	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		131			29	0%		22%
60	Ужовка	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			50	0%		23%
61	Ужовка	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		210			122	0%		58%
62	Наруксово	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			60	0%		27%
63	Наруксово	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			39	0%		28%
64	Пеля-Ховань	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			23	0%		10%
65	Пеля-Ховань	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			35	0%		25%
66	Мадаево	110/10	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	31,6		351		рез.		0%		0%
67	Мадаево	110/10	Т-2	ТМН-6300/110	6,3	31,6		331			20	0%		6%
68	Большое Болдино	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			90	0%		41%
69	Большое Болдино	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		220			140	0%		64%
70	Новая Слобода	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		131			16	0%		12%
71	Чистовская	110/35/6	Т-1	ТДТГ-10000/110	10	52,5	150	875		АВР		0%		0%
72	Чистовская	110/35/6	Т-2	ТДТН-10000/110	10	52,5	150	875	37	102	46	70%	68%	5%
73	Пуреховская	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220		АВР		0%		0%
74	Пуреховская	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		220			104	0%		47%
75	Губцевская	110/35/10	Т-1	ТДТНГ-20000/110	20	103	300	1100	45	120	68	44%	40%	6%
76	Катунская	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,5		138			15	0%		11%
77	Сицкая	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	104		331	48		160	46%		48%
78	Сицкая	35/10	Т-2	ТМ-5600/35	5,6	92,4		308		АВР		0%		0%
79	Чкаловская	35/10	Т-1	ТМН-10000/35-72У1	10	157		550			370	0%		67%
80	Чкаловская	35/10	Т-2	ТДНС-10000/35-74У1	10	157		550		АВР		0%		0%
81	Ковернинская	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110-76У1	10	50,2	150	525		АВР		0%		0%
82	Ковернинская	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110-75У1	10	50,2	150	525			350	0%	0%	67%
83	Тарасовская	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138		АВР		0%		0%
84	Тарасовская	35/10	Т-2	ТМН-6300/35	6,3	104		346			80	0%		23%
85	Сухоноска	35/10	Т-1	ТМН-4000/35-73У1	4	68		210			90	0%		43%
86	Сухоноска	35/10	Т-2	ТМН-4000/35-30У1	4	66		210		АВР		0%		0%
87	Бурцевская	110/35/6	Т-1	ТДТН-25000/110-67У1	25	126	375	2190		40	460	0%	11%	21%
88	Бурцевская	110/35/6	Т-2	ТДТН-25000/110-67У1	25	126	375	2190		40	610	0%	11%	28%
89	Чернораменская	110/10	Т-1	ТДН-16000/110-76У1	16	81,7		840			2	0%		0%
90	Чернораменская	110/10	Т-2	ТДН-16000/110-76У1	16	80,5		838		АВР		0%		0%
91	Малаховская	110/27,5/6	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		875		АВР		0%		0%
92	Малаховская	110/27,5/6	Т-2	ТДТНГЭ-31500/110	31,5	166	662	2756	40		760	24%	0%	28%
93	Пестовская	110/6	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		875			152	0%		17%
94	Пестовская	110/6	Т-2	ТД-16000/110	16	78		1455			620	0%		43%
95	Алешинская	110/6	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		887			235	0%		26%
96	Алешинская	110/6	Т-2	ТМ-6300/110	6,3	33,1		550			300	0%		55%
97	БОЭМЗ	35/6	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	52,8		293			136	0%		46%
98	БОЭМЗ	35/6	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		229			116	0%		51%
99	Гриденинская	35/6	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		229			231	0%		101%
100	Гриденинская	35/6	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		229		АВР		0%		0%
101	Городецкая	110/6/6	Т-1	ТРДН-25000/110-79У1	25	126	1146	1146		310	303	0%	27%	26%
102	Городецкая	110/6/6	Т-2	ТРДН-25000/110-79У1	25	126	1146	1146		540	226	0%	47%	20%
103	Левобережная	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,5	240	1400	80	90	900	99%	38%	64%
104	Левобережная	110/35/6	Т-2	ТДТН-40000/110	40	201	600	3500		АВР		0%		0%
105	Заволжская	110/6	Т-1	ТМГ-5600/110	5,6	29,4		490			90	0%		18%
106	Заволжская	110/6	Т-2	ТМ-4000/6/10	4	231		360		АВР		0%		0%
107	Ильинская	110/10	Т-1	ТМН-6300/110-71У1	6,3	31,6		347			39	0%		11%
108	Ильинская	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		550			90	0%		16%
109	Бриляковская	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	52,5	150	525	18	48	75	34%	32%	14%
110	Бриляковская	110/35/10	Т-2	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840		АВР		0%		0%
111	Узола	35/10	Т-1	ТМН-2500/35-73У1	2,5	41,2		131		АВР		0%		0%
112	Узола	35/10	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			91	0%		69%
113	Марковская	35/6	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	52,8		293			210	0%		72%
114	Марковская	35/6	Т-2	ТМН-4000/35	4	66		366			150	0%		41%
115	Сокольская	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		АВР		0%		0%
116	Сокольская	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	25	15	265	50%	10%	50%
117	Кострово	110/35/10	Т-1	ТМТН-6300/110	6,3	31,6	94,5	331			122	0%	0%	37%
118	Кострово	110/35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,5		137		АВР		0%		0%
119	Козлово	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,5		138		АВР		0%		0%
120	Козлово	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		131			20	0%		15%
121	Вилеж	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			36	0%		41%
122	Западная	110/10	Т-1	ТДТГ-31500/110	31,5	166	472	2766	100		1700	60%		61%
123	Западная	110/10	Т-2	ТДТНГ-31500/110	31,5	166	472	2766	110		1750	66%		63%
124	Западная	110/10	Т-3	ТРДН-40000/110	40	201	-	1100
125	Западная	110/10	Т-4	ТРДН-40000/110	40	201	-	1100
126	Дзержинская	110/35/6	Т-1	ТДТН-31500/110	31,5	162	472	2755	58	0	900	36%	0%	33%
127	Дзержинская	110/35/6	Т-2	ТДТН-31500/110	31,5	158	472	2755	70	0	1400	44%	0%	51%
128	Городская	110/10/6	Т-1	ТРДН-25000/110-76У1	25	126	628	1145		240	900		38%	79%
129	Городская	110/10/6	Т-2	ТРДН-25000/110	25	126	628	1145		310	950		49%	83%
130	Городская	110/10/6	Т-3	ТДН-16000/110	16	80,3	-	840			56			7%
131	Смолино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	50	145	190	100%	97%	36%
132	Смолино	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	11	0	115	22%	0%	22%
133	Комплекс	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840	38	70	112	47%	29%	13%
134	Комплекс	110/35/10	Т-2	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840	40	32	115	50%	13%	14%
135	Сейма-ПТФ	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	25	126	375	1313	25	35	95	20%	9%	7%
136	Сейма-ПТФ	110/35/10	Т-2	ТДТН-25000/110	25	126	375	1313	25	75	20	20%	20%	2%
137	Доскино	110/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840			164			20%
138	Доскино	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	52,5	-	525			258			49%
139	Ильино	35/10	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	104	-	346		50	175			51%
140	Ильино	35/10	Т-2	ТМ-6300/35	6,3	104	-	346		50	175			51%
141	Фролищи	35/6	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2	-	229			70			31%
142	Фролищи	35/6	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2	-	229			50			22%
143	Воротынец	110/35/6	Т-1	ТДТН-25000/110	25	126	375	2190		80	1310	0%	21%	60%
144	Воротынец	110/35/6	Т-2	ТДТН-25000/110	25	126	375	2190		60	1080	0%	16%	49%
145	Лысково	110/10/6	Т-1	ТДНГ-20000/110	20	103		1750			690	0%		39%
146	Лысково	110/10/6	Т-2	ТРДН-25000/110	25	126		1144			1060	0%		93%
147	Лысково	110/10/6	Т-3	ТМ-6300/6/10	6,3	578		346	95		150	16%		43%
148	Лысково	110/10/6	Т-4	ТМ-5600/6/10	5,6	513		324	110		190	21%		59%
149	Нива	110/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525			33	0%	0%	6%
150	Нива	110/10	Т-2	ТДТН-6300/110	6,3	31,6	94.5	331			43	0%		13%
151	Просек	110/10	Т-1	ТМТГ-5600/110	5,6	29,4		294			55	0%		19%
152	Варганы	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	6,3	33,1		330			140	0%		42%
153	Варганы	110/10	Т-2	ТМН-6300/110	6,3	33,1		330			60	0%		18%
154	Покров Майдан	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	13,1		131			40	0%		30%
155	Покров Майдан	110/10	Т-2	ТМН-2500/110	2,5	13,1		131			4	0%		3%
156	Мешиха	110/10	Т-1	ТРДН-25000/110	25	130		686			770	0%		112%
157	Мешиха	110/10	Т-2	ТРДН-25000/110	25	130		686			310	0%		45%
158	Дальнее Константиново	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840		132	в рез.	0%	55%
159	Дальнее Константиново	110/35/10	Т-2	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840		22	432	0%	9%	51%
160	Федяково	110/6	Т-1	ТРДН-25000/110	25	126	1146	1146			550	0%	0%	48%
161	Федяково	110/6	Т-2	ТРДН-25000/110	25	126	1146	1146			553	0%	0%	48%
162	Работки	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		13	160	0%	9%	30%
163	Работки	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	52,5	150	525		60	86	0%	40%	16%
164	Подлесово	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	13,1		131			30	0%		23%
165	Подлесово	110/10	Т-2	ТМН-2500/110	2,5	13,1		131			45	0%		34%
166	Безводное	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		525			150	0%		29%
167	Безводное	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		525			25	0%		5%
168	Большое Мурашкино	35/10	Т-1	ТМ-7500/35	7,5	131		412			115	0%		28%
169	Большое Мурашкино	35/10	Т-2	ТДНС-10000/35-У1	10	157		550			120	0%		22%
170	Васильсурск	35/10	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	29,7		99			58	0%		59%
171	НИРФИ	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			0	0%		0%
172	НИРФИ	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		220			6	0%		3%
173	Западная	35/6	Т-1	ТДНС-16000/35	16	264		1466			600	0%		41%
174	Западная	35/6	Т-2	ТДНС-16000/35	16	264		1466			565	0%		39%
175	Кстовская	35/6/0,4	Т-1	ТДНС-10000/35	10	153		916			120	0%		13%
176	Кстовская	35/6/0,4	Т-2	ТМ-630/35	0,63	10,2		910			-	0%
177	Кстовская	35/6/0,4	Т-3	ТМ-1000/35	1	16,5		1143			-	0%
178	Восточная	35/6	Т-1	ТМ-6300/35	6,3	109		578			268	0%		46%
179	Восточная	35/6	Т-2	ТМН-6300/35	6,3	109		578			220	0%		38%
180	Береговая	35/6	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	48		293			в рез.	0%
181	Береговая	35/6	Т-2	ТМ-1600/35	1,6	26,4		146			40	0%		27%
182	Береговая	35/6	T-3	ТМ-1000/35	1	16,5		184			7	0%		4%
183	Ветчак	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	6		220			0	0%		0%
184	Ветчак	35/10	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			20	0%		15%
185	Мокрое	35/6	Т-1	ТДНС-10000/35	10	157		916			210	0%		23%
186	Мокрое	35/6	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		366			120	0%		33%
187	Чернуха	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			48	0%		35%
188	Чернуха	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			100	0%		73%
189	Константиново-5	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	104		331			37	0%		11%
190	Константиново-5	35/10	Т-2	ТМН-6300/35	6,3	104		331			64	0%		19%
191	Прокошево	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			38	0%		28%
192	Прокошево	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			14	0%		10%
193	СельХозТехника	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			65	0%		30%
194	СельХозТехника	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		220			90	0%		41%
195	Чернышиха	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			13	0%		9%
196	Чернышиха	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			20	0%		15%
197	Запрудное	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		138			51	0%		37%
198	Запрудное	35/10	Т-2	ТМН-1800/35	1,8	29,7		99			20	0%		20%
199	Помра	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			30	0%		23%
200	Помра	35/10	Т-2	ТМ-3200/35	3,2	58,6		168			в рез.	0%
201	Игумново	35/10	Т-1	ТМН-4000/35-У1	4	66		210			8	0%		4%
202	Игумново	35/10	Т-2	ТМН-4000/35-У1	4	66		210			17	0%		8%
203	Фокинская низина-2	35/10	Т-1	ТМН-1600/35	1,6	26,3		147			1	0%		1%
204	Рождественно	35/10	Т-1	ТМН-1600/35	1,6	26,3		147			6	0%		4%
205	Рождественно	35/10	Т-2	ТМ-1800/35	1,8	29,7		99			18	0%		18%
206	Григорово	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			18	0%		14%
207	Григорово	35/10	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			15	0%		11%
208	ДОЗ-2	35/6	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		131			25	0%		19%
209	ДОЗ-2	35/6	Т-2	ТМН-4000/35	4	66		366			125	0%		34%
210	Буревестник	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		525			400	0%		76%
211	Буревестник	110/10	Т-2	ТДН-16000/110	16	80,3		840			105	0%		13%
212	Павлово	110/35/6	Т-1	ТДТГ-20000/110	20	105	300	1750	72	60	940	69%	20%	54%
213	Павлово	110/35/6	Т-2	ТДТН-25000/110	25	126	375	2187	75	в АВР	1100	60%		50%
214	Таремская	110/6	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	31,6		551			220	0%		40%
215	Таремская	110/6	Т-2	ТМН-6300/110	6,3	31,6		551			220	0%		40%
216	Ворсма	110/6	Т-1	ТДН-16000/110	16	80,3		1400			430	0%		31%
217	Ворсма	110/6	Т-2	ТДН-16000/110	16	80,3		1400			360	0%		26%
218	Ясенецкая	110/6	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		875			в рем.	0%
219	Ясенецкая	110/6	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		875			420	0%		48%
220	Тумботино	110/6	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		875			400	0%		46%
221	Тумботино	110/6	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		875			290	0%		33%
222	Степаньково	110/10/6	Т-1	ТДТН-25000/110	25	126	1312	2188		595	230	0%	45%	11%
223	Степаньково	110/10/6	Т-2	ТДТН-25000/110	25	126	1312	2188		240	300	0%	18%	14%
224	Горбатовская	35/6	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	52,8		293			в рез.	0%
225	Горбатовская	35/6	Т-2	ТМН-4000/35	4	66		366			270	0%		74%
226	Вареж	35/6	Т-1	ТМН-4000/35	4	66		366			100	0%		27%
227	Вареж	35/6	Т-2	ТМ-3200/35	3,2	52,8		293			в рез.	0%
228	Богородская	110/6	Т-1	ТДНГ-15000/110	15	82,6		1312			650	0%		50%
229	Богородская	110/6	Т-2	ТДНГ-15000/110	15	78,7		1312			1000	0%		76%
230	Кожевенная	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	1400		70	550	0%	29%	39%
231	Кожевенная	110/35/6	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		875			650	0%		74%
232	Куликово	35/10	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	52,8		176			в рез.	0%
233	Куликово	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		210			145	0%		69%
234	Хвощевка	35/10	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	29,7		99			25	0%		25%
235	Хвощевка	35/10	Т-2	ТМН-6300/35	6,3	104		331			50	0%		15%
236	Ушаково	35/6	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		229			80	0%		35%
237	Ушаково	35/6	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		229			75	0%		33%
238	Оранки	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	42,2		134				0%
239	Оранки	35/10	Т-2	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			25	0%		28%
240	Моховые Горы	110/35/6	Т-1	ТДТН-31500/110	31,5	165	472	2755	38	11,2	612	23%	2%	22%
241	Моховые Горы	110/35/6	Т-2	ТДТН-40000/110	40	201	600	3500	50	4,53	847	25%	1%	24%
242	Сухобезводное	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	52,5	150	525			238	0%	0%	45%
243	Сухобезводное	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525				0%	0%	0%
244	Останкино	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840	11	30,6		13%	13%	0%
245	Останкино	110/35/6	Т-2	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	1400	16	43,3	23,6	20%	18%	2%
246	Останкино	110/35/6	Т-3	ТМ-3200/35	3,2	52,8		293			40,8	0%		14%
247	Воскресенская	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840	32	13,3	293	40%	6%	35%
248	Воскресенская	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	38	77,5	135	75%	52%	26%
249	Линда	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	19	24	121	37%	16%	23%
250	Линда	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	36	42,9	243	72%	29%	46%
251	Ситники	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	25	126	375	1313		74	59,3	0%	20%	5%
252	Ситники	110/35/10	Т-2	ТДТН-25000/110	25	126	375	1313			59,3	0%	0%	5%
253	Красные Баки	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	10	52,5		525	39		418	74%		80%
254	Красные Баки	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	52,5		525	16		170	30%		32%
255	Толоконцево	110/6	Т-1	ТДГ-15000/110	15	78,7		1312			505	0%		38%
256	Шеманиха	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	13,1		131			25,7	0%		20%
257	Зубилиха	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	13,1		131			6,03	0%		5%
258	Зубилиха	110/10	Т-2	ТМН-2500/110	2,5	13,1		131			5,04	0%		4%
259	Зиновьево	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840		7	37,1	0%	3%	4%
260	Зиновьево	110/35/10	Т-2	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840		11,5	36,8	0%	5%	4%
261	Шалдеж	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	13,1		131			36,4	0%		28%
262	Шалдеж	110/10	Т-2	ТМН-6300/110	6,3	31,6		331			8,8	0%		3%
263	Боковая	110/10	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	31,6		331			63,9	0%		19%
264	Варнавино	110/35/10	Т-1	ТМТН-6300/110	6,3	31,6	94,5	331		10,2	110	0%	11%	33%
265	Варнавино	110/35/10	Т-2	ТМТН-6300/110	6,3	31,6	94,5	331		1,62	113	0%	2%	34%
266	Кварц	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		525			201	0%		38%
267	Кварц	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		525			201	0%		38%
268	Демидовская	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			25,5	0%		19%
269	Демидовская	35/10	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			33	0%		25%
270	Плюхино	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			14,8	0%		11%
271	Плюхино	35/10	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			11,9	0%		9%
272	Каликино	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	104		331			237	0%		72%
273	Каликино	35/10	Т-2	ТМН-6300/35	6,3	104		331			238	0%		72%
274	Лапшанга	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			22,4	0%		16%
275	Лапшанга	35/10	Т-2	ТМ-1000/35	1	16,5		55				0%		0%
276	Воздвиженская	35/10	Т-1	ТМН-4000/35	4	66		210			44,5	0%		21%
277	Воздвиженская	35/10	Т-2	ТМН-4000/35	4	66		210			57,2	0%		27%
278	Перелаз	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41.2		138			32,9			24%
279	Чистое Поле	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			61,5	0%		45%
280	Чистое Поле	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			13,8	0%		10%
281	Ильино-Заборская	35/10	Т-2	ТМ-4000/35	4	66		220			93,4	0%		42%
282	Петушиха	35/10	Т-1	ТМН-1600/35	1,6	26,4		84			6,08	0%		7%
283	Петушиха	35/10	Т-2	ТМН-1600/35	1,6	26,4		84				0%		0%
284	Югары	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		84			45	0%		54%
285	Югары	35/10	Т-2	ТМ-1800/35	1,8	29,8		104				0%		0%
286	Хахалы	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			42,7	0%		19%
287	Лесной Курорт	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			42,3	0%		48%
288	Керженец	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			0,62	0%		0%
289	Ивановская	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			31,5	0%		23%
290	СГ-32	35/6	Т-1	ТМ-1000/35	1	16,5		91,6			29,6	0%		32%
291	СГ-32	35/6	Т-2	ТМ-560/35	0,56	9,24		51,3				0%		0%
292	СГ-36	35/6	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	29,7		165				0%		0%
293	СГ-36	35/6	Т-2	ТМ-1000/35	1	16,5		91,6			51	0%		56%
294	Носовая	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			22,4	0%		25%
295	Марково	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			22,7	0%		26%
296	Память Парижской Коммуны	35/6	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		229			135	0%		59%
297	Память Парижской Коммуны	35/6	Т-2	ТМ-3150/35	3,2	52		289			117	0%		41%
298	Сысуево	35/10	Т-1	ТАМ-1800/35	1,8	29,7		165			40,4	0%		24%
299	Каменка	35/10	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	29,7		99			68,3	0%		69%
300	Каменка	35/10	Т-2	ТМН-4000/35	4	66		210				0%		0%
301	Кузьмияр	35/10	Т-1	ТАМ-1800/35	1,8	29,7		99			34	0%		34%
302	Валки	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			90,4	0%		69%
303	Валки	35/10	Т-2	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138				0%		0%
304	Пильна-110	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525			296	0%	0%	56%
305	Пильна-110	110/35/10	Т-2	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840		53		0%	22%	0%
306	Салганы	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525			36	0%	0%	7%
307	Салганы	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525			87	0%	0%	17%
308	Кузьминка	110/10	Т-1	ТМН-6300/110У1	6,3	31,6		331			130	0%		39%
309	Кузьминка	110/10	Т-2	ТМТГ-5600/110У1	5,6	29,4	84	294			135	0%	0%	46%
310	Строительная	110/10	Т-1	ТМН-6300/110У1	6,3	31,6		331			120	0%		36%
311	Андреевская	110/10	Т-1	ТАМГ-2500/110У1	2,5	12,6		131				0%		0%
312	Андреевская	110/10	Т-2	ТМН-6300/110У1	6,3	31,6		331			38	0%		11%
313	Бутурлино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		8	191	0%	5%	36%
314	Бутурлино	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		20	117	0%	13%	22%
315	Сеченово-110	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		64	289	0%	43%	55%
316	Сеченово-110	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	0	0	0	0%	0%	0%
317	Спасское	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525	0	0	170	0%	0%	32%
318	Спасское	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		22	140	0%	15%	27%
319	Петряксы	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	104		331			115	0%		35%
320	Петряксы	35/10	Т-2	ТМН-7500/35	7,5	124		412			128	0%		31%
321	Талызино	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			40	0%		31%
322	Талызино	35/10	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131			0	0%		0%
323	Сурадеево	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			45	0%		33%
324	Лопатино	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			53	0%		39%
325	Бортсурманы	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			35	0%		40%
326	Ратово	35/10	Т-1	ТМ-1800/35	1,8	29,7		99			25	0%		25%
327	Ушаково	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			40	0%		29%
328	Юрьево	35/10	Т-1	ТМ-2500/35	2,5	41,2		138			40	0%		29%
329	Беловка	35/10	Т-1	ТАМ-1800/35	1,8	29,7		99			62	0%		63%
330	Беловка	35/10	Т-2	ТМН-2500/35	2,5	41,2		131				0%		0%
331	Каменищи	35/10	Т-1	ТМН-2500/35	2,5	41,2		138			66	0%		48%
332	Гагино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525			105	0%	0%	20%
333	Гагино	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	52,5	150	525		20	103	0%	13%	20%
334	Медяны	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	12,6		131			24	0%		18%
335	Медяны	110/10	Т-2	ТМН-2500/110	2,5	12,6		131				0%		0%
336	Ачка	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	10	50,2		525				0%		0%
337	Ачка	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		525			105	0%		20%
338	Полюс	110/10	Т-1	ТДН-6300/110	6,3	31,6		331			8	0%		2%
339	Полюс	110/10	Т-2	ТДН-6300/110	6,3	31,6		331			104	0%		31%
340	Княгинино	110/35/10	Т-1	ТДТНГ-10000/110	10	52,5	150	525		35	211	0%	23%	40%
341	Княгинино	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	52,5	150	525			105	0%	0%	20%
342	Возрождение	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	6,3	31,6		331			39	0%		12%
343	Возрождение	110/10	Т-2	ТМ-6300/110	6,3	31,6		331			7	0%		2%
344	Арья	35/10	Т-1	ТМН-6300/35	6,3	104		331			198	0%		60%
345	Белышево	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			45,6	0%		52%
346	Вахтан	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	6,3	33,1		331				0%		0%
347	Вахтан	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		525			340	0%		65%
348	Ветлуга	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840		34,4	153	0%	14%	18%
349	Ветлуга	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000/110	10	52,5	150	525			165	0%	0%	31%
350	Гагаринская	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840		36,4	373	0%	15%	44%
351	Калинино	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			38,3	0%		17%
352	Калинино	35/10	Т-2	ТМ-5600/35	5,6	92,4		308			49,4	0%		16%
353	Карпуниха	110/10	Т-1	ТМТГ-5600/110	5,6	29,4	184	294			39,7	0%	0%	13%
354	Минино	110/10	Т-1	ТМН-2500/110	2,5	12,6		131				0%		0%
355	Минино	110/10	Т-2	ТМН-2500/110	2,5	12,6		131			37,6	0%		29%
356	Ошминская	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			51,6	0%		59%
357	Пакали	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			15,7	0%		18%
358	Пакали	35/10	Т-2	ТМ-1800/35	1,8	29,6		99			18,6	0%		19%
359	Пижма	110/35/10	Т-1	ТМТ-6300/110	6,3	34,8	99,5	331			101	0%	0%	31%
360	Пижма	110/35/10	Т-2	ТМТ-6300/110	6,3	33,1	94,5	331		63,7		0%	67%	0%
361	Роженцово	110/10	Т-1	ТМТН-6300/110	6,3	31,6	94,5	331			63,2	0%	0%	19%
362	Стрелица	35/10	Т-1	ТМ-3200/35	3,2	52,8		176			10,6	0%		6%
363	Сява	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	6,3	33,1		331				0%		0%
364	Сява	110/10	Т-2	ТМН-6300/110	6,3	33,2		331			130	0%		39%
365	Тонкино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525			220	0%	0%	42%
366	Тонкино	110/35/10	Т-2	ТДТН-16000/110	16	80,3	240	840		7,67		0%	3%	0%
367	Тоншаево	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			166	0%		76%
368	Тоншаево	35/10	Т-2	ТМ-1800/35	1,8	29,7		99				0%		0%
369	Тоншаево	35/10	Т-3	ТМ-1800/35	1,8	29,7		99			63,2	0%		64%
370	Урень	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525		87,4	311	0%	58%	59%
371	Урень	110/35/10	Т-2	ТМТН-6300/110	6,3	31	94,5	331				0%	0%	0%
372	Урень	110/35/10	Т-3	ТДТН-10000/110	10	50,2	150	525			447	0%	0%	85%
373	Уста	35/10	Т-1	ТМ-4000/35	4	66		220			59	0%		27%
374	Уста	35/10	Т-2	ТМ-1600/35	1,6	26,4		84				0%		0%
375	Хмелевицы	110/10	Т-1	ТМГ-5600/110	5,6	29,4		294			137	0%		47%
376	Черная	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		88			38,5	0%		44%
377	Шайгино	35/10	Т-1	ТМ-1600/35	1,6	26,4		84			25,8	0%		31%
378	Шаранга	110/10	Т-1	ТДН-16000/110	16	80,3		840			257	0%		31%
379	Шаранга	110/10	Т-2	ТДН-10000/110	10	50,2		525				0%		0%
380	Молитовская	110/6	Т-2	ТРДН-40/110	40	201		1833	50		891	25%		49%
381	Молитовская	110/6	Т-3	ТРДН-32/110	32	161		1466	80		622	50%		42%
382	Кировская	110/6	Т-1	ТДТГ-31,5/110	31,5	166		2756	47		866	28%		31%
383	Кировская	110/6	Т-2	ТДТНГ-31,5/110	31,5	166		2756	50		1008	30%		37%
384	Спутник	110/6	Т-1	ТРДН-25/110	25	126		1146			664	0%		58%
385	Спутник	110/6	Т-2	ТРДН-32/110	32	161		1466			658	0%		45%
386	Водозабор	110/6	Т-1	ТДН-15/110	15	78,7		1312			1013	0%		77%
387	Водозабор	110/6	Т-2	ТДН-16/110	16	80,3		1400			919	0%		66%
388	Соцгород	110/6	Т-1	ТД-31,5/110	31,5	166		2755			1228	0%		45%
389	Соцгород	110/6	Т-2	ТРДН-40/110	40	166		1833			939	0%		51%
390	Ленинская	110/6	Т-1	ТРДН-25/110	25	126		1146			991	0%		86%
391	Ленинская	110/6	Т-2	ТД-16/110	16	84		1400			767	0%		55%
392	Свердловская	110/6	Т-1	ТРДН-63/110	63	316	1732	2864	107	0	2469	34%	0%	86%
393	Свердловская	110/6	Т-2	ТРДН-63/110	63	316	1732	2864	121	65,1	2868	38%	4%	100%
394	Свердловская	110/6	Т-3	ТРД-32/110	32	151		1400	94		769	63%		55%
395	Мыза	110/6	Т-1	ТДТН-40/110	40	201		1833			1648	0%		90%
396	Мыза	110/6	Т-2	ТРДН-40/110	40	201		1833			852	0%		47%
397	Артемовская	110/6	Т-1	ТДН-10/110	10	50,2		875			684	0%		78%
398	Артемовская	110/6	Т-2	ТДН-10/110	10	50,2		875			403	0%		46%
399	Печёрская	110/6	Т-1	ТДТНГ-20/110	20	105	1100	1167		1107	1119	0%	101%	96%
400	Печёрская	110/6	Т-2	ТДНГ-20/110	20	103		1050			1395	0%		133%
401	Приокская	110/6	Т-1	ТДТНГ-31,5/110	31,5	166		2755			1273	0%		46%
402	Приокская	110/6	Т-2	ТДТНГ-31,5/110	31,5	166		2755			1727	0%		63%
403	Кузнечиха	110/10	Т-1	ТРДН-40/110	40	201		1100			408	0%		37%
404	Кузнечиха	110/10	Т-2	ТРДН-40/110	40	201		1100			715	0%		65%
405	Ольгино	110/6	Т-1	ТДН-16/110	16	80,3		1400			410	0%		29%
406	Ольгино	110/6	Т-2	ТДН-16/110	16	80,3		1400			547	0%		39%
407	Митино	110/35/10	Т-1	ТДТН-16/110	16	80,3	240	840		145	599	0%	60%	71%
408	Митино	110/35/10	Т-2	ТДТН-16/110	16	80,3	240	840		0	130	0%	0%	15%
409	Митино	110/35/10	Т-3	ТМ-3,2/35/15	3,2	49,5		110				0%		0%
410	Ковалиха	110/6	Т-1	ТРДН-32/110	32	161		1466			1187	0%		81%
411	Ковалиха	110/6	Т-2	ТРДН-40/110	40	201	1100	1833		98	1608	0%	9%	88%
412	НИИТОП	110/6	Т-1	ТРДН-25/110	25	80,3	687	1146		369	1284	0%	54%	112%
413	НИИТОП	110/6	Т-2	ТРНДЦН-40/25/110	40	201	687	1146		278	477	0%	40%	42%
414	Новосормовская	110/6	Т-1	ТРНДЦН-40/25/110	40	201		2186			1500	0%		69%
415	Новосормовская	110/6	Т-2	ТРНДЦН-40/25/110	40	201		2186			1600	0%		73%
416	Старосормовская	110/6	Т-1	S-W 32000/110	32	165		2800			1100	0%		39%
417	Старосормовская	110/6	Т-2	ТДГ-31,5/110	31,5	166		2753			820	0%		30%
418	Мещерская	110/6	Т-1	ТРДН-25/110	25	126		1146			330	0%		29%
419	Мещерская	110/6	Т-2	ТРДН-25/110	25	126		1146			550	0%		48%
420	Светлоярская	110/6	Т-1	ТРДН-40/110	40	201		1833			640	0%		35%
421	Светлоярская	110/6	Т-2	ТРДН-40/110	40	201		1833			1200	0%		65%
422	Левинка	110/6	Т-1	ТДН-16/110	16	80,3		1400			290	0%		21%
423	Левинка	110/6	Т-2	ТДГВ-15/110	15	79		1330			790	0%		59%
424	Канавинская	110/6	Т-1	ТДН-31,5/110	31,5	158		2755			1000	0%		36%
425	Канавинская	110/6	Т-2	ТРДН-40/110	40	201		1833			1000	0%		55%
426	Варя	110/6	Т-1	ТДН-16/110	16	80,3		1400			30	0%		2%
427	Варя	110/6	Т-2	ТДН-16/110	16	80,3		1400			100	0%		7%
428	Выкса	110/6	Т-1	ТДНГ-31500-110/6	31,5	162		2887	35		850	22%		29%
429	Выкса	110/6	Т-2	ТДНГ-31500-110/6	31,5	158		2775	61		1000	39%		36%
430	Змейка	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000-110/35/6	16	88,3	240	1400			150	0%	0%	11%
431	Змейка	110/35/6	Т-2	ТДТН-16000-110/35/6	16	88,3	240	1400			100	0%	0%	7%
432	Досчатое	110/6	Т-1	ТМ-6300-110/6	6,3	35		551			130	0%		24%
433	Досчатое	110/6	Т-2	ТДН-10000-110/6	10	50,2		875			135	0%		15%
434	Н.Дмитриевка	35/10	Т-1	ТМ-1600-35/10	1,6	26,4		88			32	0%		36%
435	Н.Дмитриевка	35/10	Т-2	ТМН-2500-35/10	2,5	26,4		88			41	0%		47%
436	Дружба	35/6	Т-1	ТМН-6300-35/6	6,3	104		570			23	0%		4%
437	Дружба	35/6	Т-2	ТМН-6300-35/6	6,3	104		570			15	0%		3%
438	Новая	35/10	Т-1	ТМ-1600-35/10	1,6	26,4		88			7	0%		8%
439	Сноведь	35/10	Т-1	ТМН-1600-35/10	1,6	26,4		88			23	0%		26%
440	Кулебаки	110/35/6	Т-1	ТДТН-25000-110/35/6	25	126	375	2185			940	0%	0%	43%
441	Кулебаки	110/35/6	Т-2	ТДТН-25000-110/35/6	25	126	375	2190			630	0%	0%	29%
442	Гремячево	110/35/10/6	Т-1	ТДТН-16000-110/35/6	16	88,3	240	1400			100	0%	0%	7%
443	Гремячево	110/35/10/6	Т-2	ТДТН-25000-110/35/6	25	126	375	2185			150	0%	0%	7%
444	Гремячево	110/35/10/6	Т-3	ТМ-3200-6/10	3,2	280		176				0%		0%
445	Навашино	110/6	Т-1	ТМГ-7500-110/6	7,5	39,4		656				0%		0%
446	Навашино	110/6	Т-2	ТМГ-7500-110/6	7,5	39,4		656				0%		0%
447	Навашино	110/6	Т-3	ТДН-15000-110/6	15	75,4		1312			1350	0%		103%
448	Родиониха	35/6	Т-1	ТМ-1600-35/6	1,6	26,3		147				0%		0%
449	Родиониха	35/6	Т-2	ТМН-1600-35/6	1,6	26,3		147			60	0%		41%
450	Тёша	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	4	63		200			93,8	0%		47%
451	Тёша	35/10	Т-2	ТМ-4000-35/10	4	63		200			61,2	0%		31%
452	Саваслейка	35/6	Т-1	ТМН-10000-35/6	10	157		916			90	0%		10%
453	Саваслейка	35/6	Т-2	ТМН-10000-35/6	10	157		916			250	0%		27%
454	Дивеево	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000-110/35/10	10	50,2	150	525				0%	0%	0%
455	Дивеево	110/35/10	Т-2	ТДТН-16000-110/35/10	16	80,3	240	840	55	75	310	68%	31%	37%
456	Мухтолово	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	4	66		220			68	0%		31%
457	Мухтолово	35/10	Т-2	ТМ-3200-35/10	3,2	50		175			70	0%		40%
458	Елизарьево	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	4	66		220			45	0%		20%
459	Елизарьево	35/10	Т-2	ТМ-4000-35/10	4	63		220			110	0%		50%
460	Стёксово	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	4	63		220				0%		0%
461	Глухово	35/10	Т-1	ТМ-2500-35/10	2,5	41		131			40	0%		31%
462	Глухово	35/10	Т-2	ТМ-1600-35/10	1,6	26,4		88				0%		0%
463	Нарышкино	35/10	Т-1	ТМН-2500-35/10	2,5	41,2		141			10	0%		7%
464	Нарышкино	35/10	Т-2	ТМ-1600-35/10	1,6	26,4		88			20	0%		23%
465	Конново	110/35/10	Т-1	ТМТГ-7500-110/35/10	7,5	39,4	112	394			110	0%	0%	28%
466	Новосельская	110/10	Т-1	ТМН-2500-110/10	2,5	12,6		131				0%		0%
467	Новосельская	110/10	Т-2	ТМН-2500-110/10	2,5	12,6		131			30	0%		23%
468	Жемчуг	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000-110/35/10	10	50,2	150	525			120	0%	0%	23%
469	Жемчуг	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000-110/35/10	10	50,2	150	525				0%	0%	0%
470	Сапфир	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000-110/35/10	10	50,2	150	525			145	0%	0%	28%
471	Сапфир	110/35/10	Т-2	ТДТН-10000-110/35/10	10	50,2	150	525			170	0%	0%	32%
472	Турбенево	110/35/6	Т-1	ТДТН-10000-110/35/6	10	50,2	150	874			150	0%	0%	17%
473	Вача	110/35/6	Т-1	ТДТГ-10000-110/35/6	10	52,5	150	875				0%	0%	0%
474	Вача	110/35/6	Т-2	ТДТН-16000-110/35/6	16	80,3	240	1400				0%	0%	0%
475	Яковцево	35/6	Т-1	ТМ-1000-35/6	1	16,5		91,8				0%		0%
476	Яковцево	35/6	Т-2	ТОНС-2000-35/6	2	33		184			75	0%		41%
477	Чулково	35/6	Т-1	ТМ-1000-35/6	1	16,5		91,7			30	0%		33%
478	Чулково	35/6	Т-2	ТМН-2500-35/6	2,5	41,3		230				0%		0%
479	Филинская	35/6	Т-1	ТМН-4000-35/6	4	66		367				0%		0%
480	Филинская	35/6	Т-2	ТМН-4000-35/6	4	66		367			125	0%		34%
481	Беляйково	35/6	Т-1	ТМ-2500-35/6	2,5	41,2		230			59	0%		26%
482	Беляйково	35/6	Т-2	ТМ-2500-35/6	2,5	41,2		230				0%		0%
483	Сосновская	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000-110/35/6	16	80,3	240	1400			185	0%	0%	13%
484	Сосновская	110/35/6	Т-2	ТДТН-16000-110/35/6	16	80,3	240	1400			690	0%	0%	49%
485	Бараново	35/10	Т-1	ТМ-4000-35/10	4	66		220			8	0%		4%
486	Бараново	35/10	Т-2	ТМН-4000-35/10	4	66		220			40	0%		18%
487	Елизарово	35/6	Т-1	ТМ-4000-35/6	4	66		366			100	0%		27%
488	Елизарово	35/6	Т-2	ТМН-4000-35/6	4	66		366			90	0%		25%
489	Лесуново	35/10	Т-1	ТМ-2500-35/10	2,5	41,2		138			80	0%		58%

Энергосистема Нижегородской области имеет электрические связи с Владимирской, Костромской, Рязанской и Ивановской энергосистемами ОЭС Центра; Кировской энергосистемой ОЭС Урала; Ульяновской, Чувашской, Мордовской и Марийской энергосистемами ОЭС Средней Волги.

3.13. Основные внешние связи Нижегородской энергосистемы

Схема внешних электрических связей области:

Внешние электрические связи энергосистемы Нижегородской области:

В ОЭС Центра:
с Владимирской ЭС -	ВЛ 500 кВ Владимирская - Радуга Северная ВЛ 500 кВ Владимирская - Радуга Южная ВЛ 220 кВ Нижегородская ГЭС - Вязники, ВЛ 110 кВ Радуга - Стрелочная -1 ВЛ 110 кВ Радуга - Стрелочная-2 ВЛ 110 кВ Радуга - Муром - 2, ВЛ 110 кВ Радуга - Навашино, Муром - Навашино, ВЛ 110 кВ Степаньково - Гороховец, ВЛ 110 кВ Смолино - Гороховец;
с Ивановской ЭС -	ВЛ 110 кВ Нижегородская ГЭС - Пучеж, ВЛ 110 кВ Чистое - Верещагино;
с Костромской ЭС -	ВЛ 500 кВ Луч - Костромская ГРЭС, ВЛ 220 кВ Рыжково - Мантурово;
с Рязанской ЭС -	ВЛ 220 кВ Арзамас - Сасово;
В ОЭС Средней Волги, в т.ч.:
с Чувашской ЭС -	ВЛ 500 кВ Нижегородская - Чебоксарская ГЭС, ВЛ 110 кВ Покров Майдан - Ядрин 1; ВЛ 110 кВ Покров Майдан - Ядрин 2;
с Ульяновской ЭС -	ВЛ 500 кВ Арзамасская - Вешкайма (Ульяновская - Южная), ВЛ 500 кВ Осиновка - Вешкайма (Ульяновская - Северная);
с Мордовской ЭС -	ВЛ 220 кВ Арзамас - Рузаевка, ВЛ 220 кВ Осиновка - Саранск, ВЛ 110 кВ Первомайск - Темников, ВЛ 110 кВ Первомайск - Ельники, ВЛ 110 кВ Новосельская - Теньгушево;
с Марийской ЭС -	ВЛ 110 кВ Макарьево - Юрино, ВЛ 110 кВ Воскресенская - Мелковка;
В ОЭС Урала, в т.ч.:
с Кировской ЭС -	ВЛ 110 кВ Бурелом - Котельнич, ВЛ 110 кВ Шахунья - Иготино (ВЛ 172)

3.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Нижегородской области в 2010 году

Основным видом топлива для производства электрической и тепловой энергии в Нижегородской области является природный газ, доля которого более 79 % в суммарном топливном балансе Нижегородской области. Экологически чистый и возобновляемый местный вид топлива - торф электрическими станциями не используется, а в выработке котельными тепловой энергии торф в качестве топлива участвует в незначительном количестве: его доля в топливном балансе Нижегородской области составляет 0,1 %.

Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных в 2009 году представлена в таблице 3.14.1.

Таблица 3.14.1*

	Расход на всю произведенную продукцию		Уголь		Торф, торфяные брикеты		Дрова		Газ		Мазут
	тыс. т.у.т.	%	тыс. т.у.т.	%	тыс. т.у.т.	%	тыс. т.у.т.	%	тыс. т.у.т.	%	тыс. т.у.т.	%
Электроэнергия, отпущенная электростанциями	2562	100	-	-	-	-	-	-	2415	94,2	146,9	5,7
Теплоэнергия, отпущенная электростанциями	1865	100	0,435	0	-	-	-	-	1756,5	94,1	108,2	5,8
Теплоэнергия, отпущенная котельными	2938	100	78,3	2,6	5,96	0,2	22,2	0,7	2 536	86,3	123,3	4,1
Всего	7365	100	78,7	1,0	5,96	0,0	22,2	0,3	6707,5	91	378,4	5,1

* Официальная статистика потребления топлива в 2010 году на дату составления Программы отсутствует.

Из общего количества 70 % котельных области работают на природном газе, 18 % - на угле, 3% - на мазуте и печном бытовом топливе, 9 % - на местных видах топлива (дрова и торф).

В топливном балансе электростанций природный газ составляет 93 %, мазут - 7 %.

Структура топливного баланса электростанций и котельных в 2006 - 2010 годах приводится в таблице 3.14.2.

Таблица 3.14.2

Показатели	2006		2007		2008		2009		2010 оценка
	т.тут	%	т.тут	%	т.тут	%	т.тут	%	т.тут	%
Расход топлива по области, всего	11 070	100	10016,7	100	9 680,2	100	9388	100	9812	100
Расход топлива электростанциями на производство электроэнергии	2 844,5	28	2 687,2	26,8	2 731,0	28	2 562	28,2	2419	24,7
Расход топлива электростанциями на производство теплоэнергии	2 164,7	19,6	2 085,8	20,8	1 974,2	20	1 865	19	1863	19
Расход топлива котельными	3 215,2	29	3 212,0	32,1	2 938,4	30	2 938	27,6	3061	31,2
Расход топлива электростанциями и котельными	8 224,4	74,3	7 985,0	79,7	7643,6	78,9	7365	78,4	7 343	74,8
в т.ч.:		100		100		100		100		100
Природный газ	7 179,7	87,3	7 188	90	6 897,7	90	6707,5	91	6682	91
Мазут	735,1	8,9	488,7	6,1	450,4	5,9	378,4	5,1	433,2	5,8
Уголь	91,3	1,1	95,6	1,2	85,6	1,1	79	1	66	0,9
Дрова	23,0	0,3	21,4	0,3	25,2	0,3	22,2	0,3	25	0,3
Торф	5,8	0,1	5,8	0,1	3,2	0,04	5,96	0	7	0,1
Печное бытовое топливо	7,7	0,1	8,1	0,1	8,2	0,1	11,5	0,3	10	0,1

3.15. Единый топливно-энергетический баланс Нижегородской области за предшествующие пять лет (расход топлива по группам потребителей на основании ОКВЭД)

Использование топлива в Нижегородской области в 2006 - 2009 годах по видам топлива приведено в таблице 3.15.1.

Таблица 3.15.1.

Виды топлива	2006	2007	2008	2009
Бензины авиационные, тонн	292	148	79	43
Бензины автомобильные, тонн	528594	509925	487839	513616
Керосины, тонн	2351	2149	2598	2571
Топливо дизельное, тонн	310682	341230	360517	367958
Топливо печное бытовое, тонн	13146	13862	12632	25578
Мазут топочный, тонн	733426	492218	469620	384968
Мазут флотский, тонн	175	401	299	433
Топливо моторное, тонн	-	-	-	-
Газ горючий природный, тыс. м3	8358083	8882747	8518037	8345923
Газ нефтеперерабатывающих предприятий сухой, тонн	515058	584911	559430	556134
Газ сжиженный, тонн	19886	21033	16698	14305
Уголь и продукты переработки угля, тонн	273677	231969	223081	203136
Торф фрезерный, тонн усл. влажности	6723	5973	5266	13005
Торф кусковой, тонн усл. влажности	1429	411	278	646
Брикеты и полубрикеты торфяные (топливные), тонн усл. влажности	2528	2816	3214	4636
Кокс металлургический сухой, тонн	44545	47327	42916	16072
Орешек коксовый сухой (коксик), тонн	-	-	-	-
Дрова для отопления, плот. м3	292869	251071	225338	255124
Прочие виды топлива, тонн усл. топлива	652	-	-	-
Прочие виды нефтепродуктов, тонн усл. топлива	-	-	-	3983
Прочие виды твердого топлива, тонн усл. топлива	-	1453	4390	8109

1) С 2009 года торф фрезерный, торф кусковой, брикеты и полубрикеты торфяные (топливные) учитываются в тоннах.

2) Официальные данные статистики по использованию топлива в 2010 году на дату составления Программы отсутствуют.

Потребление основных видов топлива в Нижегородской области (природный газ, мазут, уголь, дизельное топливо, торф, дрова и др. виды) в 2006 - 2009 годах по видам экономической деятельности ОКВЭД приведено в таблице 3.15.2.

Таблица 3.15.2.

Виды деятельности	Газ тыс.м3	Мазут тонн	Уголь и прод. переработки тонн	Дизельное тонн	Дрова пл.м3	Торф. брикеты тонн усл. влажности	Металлургич. Кокс тонн	Бензин автомоб. Тонн
Всего 2006 г.	8358083	733426	273677	310682	292869	2528	44545	528594
2007 г	8882747	469620	231969	341230	251071	2816	47327	509925
2008 г.	8518037	469620	223081	360517	225338	3214	42916	487839
2009 г.	8345923	384968	203136	367958	255124	4636	16072	513616
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство 2006 г.	115088	6902	1158	79487	111239			29231
2007 г	103186	4040	766	66308	85806			25862
2008 г.	101457	4040	479	45351	55519			17005
2009 г.	102666	1704	327	41873	45876			14300
Добыча полезных ископаемых 2006 г.	3830			2044				221
2007 г.	4624			1878				214
2008 г.	57			1983				202
2009 г.	2423			1499				182
Обрабатывающие производства
2006 г.	1335056	219797	14592	37576	25224	38	44443	43837
2007 г	1598375	142493	12842	38320	26307	86	47327	38549
2008 г.	1499772	142493	14493	39487	30878	95	42916	36543
2009 г.	1418605	116264	9422	31992	52056	112	16072	28778
в том числе:
производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака 2006 г.	190050	11043	4136	5870	2800	17	15	13700
2007 г	177510	8034	4197	7209	3701	-		12602
2008 г.	146467	8034	3732	7163	3235	-		11470
2009 г.	141407	8523	2652	6836	3304	-		10420
текстильное и швейное производство 2006 г.	20722	1095	1122	551	340			1012
2007 г	15290	1199	905	532	345			771
2008 г.	10269	1199	502	477	351			675
2009 г.	16030	668	443	375	546			609
производство кожи, изделий из кожи и производство обуви 2006 г.	9031	257	337	320				297
2007 г	11339	264	300	286				227
2008 г.	12074	264	-	341	-			339
2009 г.	11474	30	-	308	-			230
обработка древесины и производство изделий из дерева 2006 г.	7961	325	68	800	20013			436
2007 г	7603	1965	42	1538	21167			784
2008 г.	7406	1965	-	1486	26936			562
2009 г.	6887	3377	-	2245	45497			1155
целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность 2006 г	4719	-	111	1939	74	21		793
2007 г	13670	27	66	1966	107	86		751
2008 г.	10814	27	29	1963	61	95		784
2009 г.	9819	-	30	1608	84	112		615
производство кокса и нефтепродуктов 2006 г.	7953	101648		54				93
2007 г	12574	72432		111				71
2008 г.	12966	72432		84	-			39
2009 г.	10711	61876	-	19	-			17
химическое производство 2006 г.	69024	38079	2236	4414	-		1167	4616
2007 г	292441	15747	1512	4389	-		13	3877
2008 г.	271710	15747	1580	4092			18	3330
2009 г.	276596	13045	1042	3108	107		9	2716
производство резиновых и пластмассовых изделий 2006 г.	24883	392	-	1867				1228
2007 г	20231	-	24	1023				875
2008 г.	21749	-	19	1004	-			862
2009 г.	16588	-	34	648				504
производство прочих неметаллических минеральных продуктов 2006 г.	194053	483	248	5128	831		11020	2985
2007 г	210455	269	454	5038	209		11534	3119
2008 г.	214189	269	231	5255	154		8465	3900
2009 г.	187953	466	324	4288	585		171	1981
металлургическое производство и производство готовых металлических изделий 2006 г.	339892	37954	2872	5425	12		5323	2722
2007 г	326711	37299	2787	4463	11		3216	1511
2008 г.	313250	37299	3878	6732	-		4718	1401
2009 г.	333274	22137	2032	3863	-		702	1346
производство машин и оборудования 2006 г.	33203	3691	835	1141	575		1930	1843
2007 г	47729	1	563	1273	683		2039	1343
2008 г.	44324	1	914	697			2039	891
2009 г.	44387	327	90	744	-		1676	1082
производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования 2006 г	35343	1291	850	1110	19			1818
2007 г	33943	790	1035	1029	-			1836
2008 г.	29548	790	1796	985				1766
2009 г.	57674	247	146	985	41			1840
производство транспортных средств и оборудования 2006 г	142161	17793	831	5250	85		24988	7766
2007 г	167476	3944	378	5965	84		29792	6624
2008 г.	168842	3944	1375	5819	81		27676	6425
2009 г.	128728	3363	1396	4719	935		13514	3550
прочие производства 2006 г	5871	72	594	984	475			800
2007 г	4412	-	501	665	-			492
2008 г.	3103	-	305	606	60			379
2009 г.	1334	-	376	254	957			134
производство прочих материалов и веществ, не включённых в другие группировки 2006 г	250190	5674	352	2723				3728
2007 г	256991	522	78	2833				3666
2008 г.	233061	522	132	2783				3720
2009 г.	175743	2205	857	1992				2579
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды 2006 г	4360135	441080	62971	6356	22869	655		10612
2007 г	4586039	266417	57656	6032	21994	590		10535
2008 г.	4462412	266417	49386	4911	23959	834		9804
2009 г.	4616240	221180	46658	4982	49352	1842		12317
Строительство 2006 г	6640	1115	19	32250	4117			11404
2007 г	8287	1623	233	35036	4104			10545
2008 г.	7337	1623	226	42108	2479			9534
2009 г.	9857	631	156	37741	3549			8731
Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования 2006 г	1527564	1740	15749	44212	25670	10		342876
2007 г	1829256	700	13067	67919	21998	5		342766
2008 г.	1750655	700	10367	90442	17688	8		328924
2009 г.	1577983	809	8526	105044	16481	4		360424
Гостиницы и рестораны 2006 г	608	99		35	69			281
2007 г	118	130		62	26			245
2008 г.	79	100		35	147			366
2009 г.	360	132		53	249			191
Транспорт и связь 2006 г	442522	29056	22043	97867	2847			40018
2007 г	458173	32650	19734	114859	2311			35074
2008 г.	438884	31990	20226	125218	2004			38587
2009 г.	375788	24739	24838	132414	1338	267		34452
в том числе:
деятельность железнодорожного транспорта 2006 г	12690	26841	18231	20543	1308			2433
2007 г	11653	30826	16386	21046	1093			2774
2008 г.	11046	30415	17620	21092	956			2859
2009 г.	11685	23084	21052	16839	-	267		2543
деятельность прочего сухопутного транспорта 2006 г	11821	784	2124	17124	152			25198
2007 г	10016	509	1901	27921	18			20775
2008 г.	9821	550	1497	45662	16			24959
2009 г.	7957	468	2545	42774	262			20190
транспортирование по трубопроводам 2006 г	414909	608		9063	47			4522
2007 г	433227	598		7904	241			3686
2008 г.	414225		-	8001	1			3548
2009 г.	351174		-	8000	1			3362
деятельность водного транспорта 2006 г	393	823	-	40484				51
2007 г	334	717	1	45925				71
2008 г.	381	555	-	37914				166
2009 г.	292	617	-	57118				45
деятельность воздушного транспорта 2006 г	1393	1512		47				110
2007 г	1709	594		7				74
2008 г.	-	-	-	3				19
2009 г.				3				11
вспомогательная и дополнительная транспортная деятельность 2006 г	1316	3444	173	10006	304			3339
2007 г	1234	2694	405	11188	229			3320
2008 г.	2305	470	119	11817	294			2992
2009 г.	3631	570	194	6131	347			2232
Связь 2006 г	34960	1481	1515	600	1036			4365
2007 г	36333	1483	1041	868	730			4374
2008 г.	1106		990	729	737			4044
2009 г.	1049		1047	1549	728			6069
Образование 2006 г	24967	27200	18351	713	14369	-	102	3471
2007 г	23639	23107	19021	972	14152	39		4201
2008 г.	36995	718	17714	889	13533	9		4252
2009 г.	37137	884	17766	1027	14786	-		5145
Здравоохранение и предоставление социальных услуг 2006 г	30985	29056	19087	159	8531	760		8461
2007 г	21299	32650	18706	103	9332	1133		8296
2008 г.	22557	1541	17274	123	8689	1172		8492
2009 г.	27636	2232	15864	137	9663	612		8208
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг 2006 г	475728		2260	4979	3116			5686
2007 г	213418		1942	4115	1858			4953
2008 г.	13463	524	1827	4193	3172			4329
2009 г.	11489	559	1557	4523	3406	-		4128
Прочие виды деятельности 2006 г	442522	26841	117447	4894	74818	1065		32489
2007 г	458173	30826	88002	5626	63183	963		28684
2008 г.	184369	19474	91089	5777	67270	1096		29801
2009 г.	165739	15834	78022	6673	58368	1799		36760

4. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Нижегородской области

Анализ режимов работы электрической сети 35-500 кВ энергосистемы Нижегородской области выполнен в Схеме перспективного развития электрических сетей 35-500 кВ Нижегородской области на 2007 - 2015 годы.

Основными "узкими местами" энергосистемы Нижегородской области являются:

- дефицит собственных генерирующих мощностей;

- электроснабжение центрального энергорайона области;

- наличие ограничений на технологическое присоединение дополнительных мощностей на ПС 35, 110 и 220 кВ;

- старение оборудования на ПС и ВЛ;

- большие величины токов короткого замыкания и недостаточная отключающая способность выключателей 35 - 110 кВ на ряде подстанций.

На сегодняшний день по информации филиала ОАО "ФСК ЕЭС" Нижегородское ПМЭС в области являются закрытыми для технологического присоединения центрами питания:

ПС 220 кВ "Нагорная" - загрузка в режиме n-1 более 100 % (с учетом 136 МВт, разрешенных к потреблению филиалу "Нижновэнего" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" в рамках договора от 07.02.2008 N 339/ТП);

ПС 220 кВ "Заречная" - загрузка в режиме n-1 более 100 %;

ПС 220 кВ "Борская" - загрузка в режиме n-1 более 100 %;

ПС 220 кВ "Бобыльская" - загрузка в режиме n-1 более 100 %;

ПС 220 кВ "Сергач" - загрузка в режиме n-1 более 100 %;

ПС 220 кВ "Кудьма" - в режиме сетевого резервирования (отключение АТ на ПС 220 кВ "Нагорная") загрузка АТ ПС 220 кВ "Кудьма" более 100 %.

Отсутствие второй связи 500 кВ Нижегородского узла с Костромской ГРЭС при отключении действующей ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Луч снижает надежное электроснабжение Нижегородского узла, ограничение приема мощности может составить величину порядка 340 МВт.

Требуется сооружение ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Нижегородская.

В настоящее время ведется работа по сооружению двухцепной ВЛ 220 кВ Нижегородская - Борская с заходом одной цепи на ПС 220 кВ Нагорная, которые усилят связи сети 220 кВ г. Н.Новгорода и Борского-Семеновского энергоузла (вошел в перечень регионов, относящихся к территориям с высокими рисками нарушения электроснабжения, утвержденных приказом Министерства энергетики РФ от 21.10.2010 N 510).

В части развития распределительных сетей необходима реализация мероприятий по реконструкции и развитию электрических сетей, предусмотренных Схемой перспективного развития электрических сетей 35-500 кВ Нижегородской области на 2007-2015 годы, в том числе:

- снятие имеющихся ограничений на оборудовании по объектам, указанным в таблице 4.1;

Таблица 4.1

N п.п.	Класс напряжения, кВ	Наименование ЛЭП	Основной параметр ограничения	Длит. доп. ток + 25 гр С (А)
1	110	ВЛ-104	провод СТ-232	220
2	110	ВЛ-134	провод и ошиновка ПС Линда АС-120	375
3	110	ВЛ-159	провод и ошиновка ПС Семеновская АС-120/27	375
4	110	НГ ТЭЦ-Кудьма	провод АС-185/24	510
5	110	ВЛ-114	провод АС 185	510
6	110	ВЛ-135	ТТ ПС Подлесово	400
7	110	Сергач-Возрождение	провод АС-90	330
8	110	ВЛ-111	проходные изоляторы ПС Молитовская (разъединители)	425(440)
9	110	Молитовская	провод АС-120/19	390
10	110	Сергач-Бутурлино	провод АС-150	450
11	110	Перевоз-Бутурлино	провод АС-70	265
12	110	Бобыльская-Перевоз	ТТ ПС Перевоз	400
13	110	Лесогорская-2	провод АС-120	375
14	110	Лесогорская-3	провод АС-120	375
15	110	ВЛ-113	ошин. ПС Смолино	390
16	110	ВЛ-123	СШ ПС Павлово (АС-120)	375
17	110	ВЛ-130	СШ ПС Павлово (АС-120)	375
18	110	ВЛ-124	СШ ПС Павлово (АС-120)	375
19	110	ВЛ-148	СШ ПС Павлово (АС-120)	375
20	110	ВЛ-116	провод М-70	337
21	110	Арзамас-Орбита	провод АС-70	265
22	110	Орбита-Балахониха	провод АС-70	265
23	110	Мухтолово-Балахониха	провод АС-95	330

- реконструкция существующих ПС 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам, с заменой ОД и КЗ на выключатели;

- реализация мероприятий по повышению уровня напряжения на транзите 110 кВ НгТЭЦ - ПС Сергач по причине снижения напряжения в ремонтных и в после аварийных режимах;

- приведение в соответствие токам КЗ отключающей способности выключателей на ПС 110 кВ: Западная, Дзержинская, Кулебаки, Молитовская.

Перечень закрытых центров питания филиала "Нижновэнерго" по состоянию на 01.01.2011 г. приведен в таблице 4.2.

Таблица 4.2

ПО	N п/п	Наименование подстанций 110-35 кВ	Месторасположение подстанции (адрес)	Количество и мощность трансформаторов, МВА	Примечание
АЭС	1	ПС Выездное 110/35/10кВ	Арзамасский район р/п Выездное ул. Ленина	6,3 + 15
АЭС	2	ПС Перевоз 110/35/10кВ	Перевозский район г. Перевоз ул. Красной Звезды д. 13 А	16 + 10
АЭС	3	ПС Починки - 110 110/35кВ 35/10кВ	Починковский район с. Починки в 1026 м. на запад от ОМЗ N 23	31,5 + 31,5 6,3 + 6,3	закрытый центр питания по сети 10 кВ
АЭС	4	ПС Б.Болдино 35/10кВ	Б.Болдинский район с. Б.Болдино ул. Пролетарская д. 127	4 + 4
АЭС	5	ПС Ужовка 35/10кВ	Починковский район с. Ужовка	4 + 4
БЭС	6	ПС Алешинская 110/6кВ	Нижегородская область, Балахнинский р-н, пос.1 Мая, ул. Садовая, д. 51	6,3 + 10
БЭС	7	ПС Левобережная 110/35/6кВ	Нижегородская обл. Городецкий р-н д. Заборово, д. 25	16 + 40
БЭС	8	ПС Марковская 35/6 кВ	Нижегородская обл. Городецкий р-он, д. Коробово, 47	3,2 + 4
БЭС	9	ПС БОЭМЗ 35/6кВ	Нижегородская обл. Балахнинский р-н г. Балахна, ул. Профсоюзная, д. 15, корп. 1.	2,5 + 3,2
ДЭС	10	ПС Дзержинская 110/35/6 кВ	Нижегородская обл. г. Дзержинск, пр-т Ленина д. 108	31,5 + 31,5
ДЭС	11	ПС Западная 110/35/6 кВ	Нижегородская обл. г. Дзержинск, ул. Бутлерова д. 42А	31,5 + 31,5	закрытый центр питания по сети 6 кВ
ДЭС	12	ПС Городская 110/10/6 кВ	Нижегородская обл. г. Дзержинск, ул. Патоличева	25 + 25 + 16	закрытый центр питания по сети 6 кВ
КЭС	13	ПС Павлово 110/35/6 кВ	Нижегородская обл., г. Павлово, ул. Чкалова, д. 52	20 + 25
КЭС	14	ПС Богородская 110/6 кВ	Нижегородская обл., г. Богородск, ул. Северная, л. 2А	15 + 15
КЭС	15	ПС Кожевенная 110/35/6 кВ	Нижегородская обл., г. Богородск, ул. Заводская, д. 4А	16 + 10
КЭС	16	ПС Д.Константиново 110/35/10 кВ	Нижегородская обл., Дальнеконстантиновский р-он, с. Богояление, ул. Шоссейная, д. 174	16 + 16
КЭС	17	ПС Работки 110/35/10 кВ	Нижегородская обл., Кстовский р-он, с. Работки	10 + 10
КЭС	18	ПС Буревестник 110/10 кВ	Нижегородская обл., Богородский р-он, п. Буревестник, ул. Энергетиков, д. N 1	10 + 16
КЭС	19	ПС Воротынец 110/35/6кВ	Нижегородская обл., Воротынский р-он, р.п. Воротынец, ул. Пушкина, д. 1А	25 + 25
КЭС	20	ПС Чернуха 35/10 кВ	Нижегородская обл. Кстовский р-он, с. Чернуха	2,5 + 2,5
КЭС	21	ПС Мокрое 35/6 кВ	Нижегородская обл. Кстовский р-он, с. Большое Мокрое	4 + 10
КЭС	22	ПС Восточная 35/6 кВ	Нижегородская обл., г. Кстово, ул. Чернышевского	6,3 + 6,3
КЭС	23	ПС Куликово 35/10 кВ	Нижегородская обл., Богородский район, д. Куликово	3,2 + 4
СемЭС	24	ПС Воскресенская 110/35/10 кВ	р.п. Воскресенское ул. Октябрьская д. 33	16 + 10
СемЭС	25	ПС Линда 110/35/10 кВ	Борский р-н, на расстоянии 0,3км.от северной окраины с. Линда	10 + 10
СемЭС	26	ПС Каликино 35/10 кВ	Борский р-н. д. Запрудное ул. Энергетиков д. 5/5	6,3 + 6,3
СемЭС	27	ПС Память Парижской Коммуны 35/6 кВ	Борский р-н, п. Память Парижской Коммуны ул. Садовая д.42	2,5 + 3,15
УЭС	28	ПС Урень 110/35/10 кВ	Уренский район, д. Серово ПС "Урень".	10 + 6,3 + 10
УЭС	29	ПС Тоншаево 35/10 кВ	р.п. Тоншаево, ул. Центральная, 127.	4 + 1,8 + 1,8
ЦЭС	30	ПС Водозабор 110/6 кВ	г. Н.Новгорода ул. Шнитникова д N 19 А	15 + 16
ЦЭС	31	ПС Соцгород 110/6 кВ	г. Н.Новгород ул. Красных партизан д. N 29	31,5 + 40
ЦЭС	32	ПС Ленинская 110/6 кВ	г. Н. Новгород ул. Гл. Успенского, 1в	12.5 + 16
ЦЭС	33	ПС Н.Сормово 110/6 кВ	г. Н. Новгород, проспект Героев 56А	25 + 25
ЦЭС	34	ПС Ст.Сормово 110/6 кВ	пер. Пензенский 17 г. Н. Новгород	32 + 31,5
ЦЭС	35	ПС Канавинская 110/6 кВ	г. Н. Новгород, ул. Гордеевская д. N 5 Б	31,5 + 40
ЦЭС	36	ПС Печерская 110/10/6 кВ	г. Нижний Новгород ул. Сусловой Надежды д. N 23А	15 + 20 (по ст.10кВ) 5 (по ст.6кВ)
ЦЭС	37	ПС Приокская 110/6 кВ	ул. Бекетова 3 "г" г. Н. Новгород	31,5 + 31,5
ЦЭС	38	ПС Ковалиха 110/10/6кВ	ул. Генкиной, 110 г. Н. Новгород	32 + 20 (по ст.6кВ) 20 (по ст.10 кВ)
ЦЭС	39	ПС Молитовская 110/6кВ	г. Н. Новгород ул. Электрическая, 2б	40 + 32
ЦЭС	40	ПС Мыза 110/6/6 кВ	г. Нижний Новгород, ул. Шапошникова 11б.	40 + 40	закрытый центр питания по 1-2 СШ
ЦЭС	41	ПС Свердловская 110/10/6кВ	г. Н.Новгород ул. Ломоносова, 12	31,5 + 31,5 (10кВ) 31,5 + 31,5 + 31,5 (6кВ)	закрытый центр питания по сети 6 кВ
ЮЭС	42	ПС Новодмитриевка 35/10 кВ	Нижегородская обл., Выксунский район, с. Новодмитриевка, ул. Песчаная, д. N-1	1,6 + 2,5
ЮЭС	43	ПС Вача 110/35/6 кВ	Нижегородская обл., Вачский район, р.п. Вача, ул. Больничная, д. N-27 "А"	10 + 16

5. Основные направления развития электроэнергетики Нижегородской области

5.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Нижегородской области

Анализ сложившейся ситуации в топливно-энергетическом комплексе Нижегородской области показывает, что угрозы надежному топливо- и энергообеспечению существуют. Эти угрозы вызваны наличием ряда причин, влияющих на обеспечение устойчивого энергоснабжения и оказывающих негативное воздействие на развитие Нижегородской области.

В первую очередь к таковым можно отнести дефицит электрической и тепловой мощности, ограничения по пропускной способности и недостаточное развитие системы электрических сетей, а также высокий износ электросетевого и энергетического оборудования топливно-энергетического комплекса Нижегородской области.

Энергетическую независимость Нижегородской области снижает отсутствие крупных (более 1000 МВт) электрогенерирующих установок и собственных запасов традиционных видов топлива.

Инвестиции в обновление, модернизацию оборудования топливно-энергетического комплекса Нижегородской области вкладываются в недостаточном объеме, что приводит к его старению, повышению уровня аварийности и снижению эксплуатационной готовности.

Основными причинами аварийного прекращения подачи электрической энергии в учреждения социальной сферы Нижегородской области являются несоответствие существующих схем электроснабжения требованиям по категории надежности и неудовлетворительное состояние их электрических сетей.

В соответствии со Стратегией развития Нижегородской области до 2020 года, утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 17 апреля 2006 года N 127, и отвечающей основным задачам концепции социально-экономического развития России, намечен и успешно реализуется комплекс мероприятий, направленный на развитие топливно-энергетического комплекса Нижегородской области.

В качестве приоритетного направления следует выделить развитие системы электроснабжения, которое включает в себя задачи развития электросетевого комплекса и генерации на территории области.

Необходимость развития генерации обусловлена существующим дефицитом собственных генерирующих мощностей в области, с целью снижения которого предполагается реализация ряда инвестиционных проектов по строительству новых и реконструкции существующих генерирующих объектов.

5.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на территории Нижегородской области на 5-летний период

Прогноз потребления для базового и максимального вариантов*:

Таблица 5.2.1

Энергосистема	Факт	Прогноз
	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Базовый вариант, млн. кВт.ч	19968	20798	21272	22059	22589	23506	24398
Годовой темп прироста, %	-8.57	4.16	2.28	3.70	2.40	4.06	3.79
Максимальный вариант, млн. кВт.ч	19968	20833	21308	22087	22811	23536	24560
Годовой темп прироста, %	-8.57	4.33	2.28	3.66	3.28	3.18	4.35

* информация предоставлена министерством энергетики Российской Федерации в 2009 году.

Прогноз потребления, выработки электроэнергии и мощности по Нижегородской энергосистеме:

Таблица 5.2.2

Год Показатель	2011	2012	2013	2014	2015
Потребление электроэнергии, млн. кВт·ч **	22350	22712	23440	24372	24918
Производство электроэнергии, млн. кВт·ч*	9878,1	9556,1	9339,7	12298,4	12295,9
Максимум потребления, МВт**	3610	3715	3834	4002	4106

* информация представлена генерирующими компаниями

** информация предоставлена Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ

Прогноз потребления электрической энергии на 2011 - 2015 годы, сделанный на основе данных о развитии социальной сферы и производительных сил на территории Нижегородской области, отчетливо показывают ежегодный прирост объемов потребления электроэнергии и мощности.

5.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Нижегородской области с выделением потребителей, составляющих не менее 1 % потребления региона и иных влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме

Потребление электрической энергии с разбивкой по административно-территориальным образованиям Нижегородской области представлен в таблице 5.3.1.

Таблица 5.3.1*

N	Наименование района	2007	2008	2009	2010
Всего, в т.ч. по районам		21 723 900	21 840 000	19 753 900	22 205 300
1	Ардатовский	37 946	38 162	165 549	173 813
2	Арзамасский, в т.ч. г. Арзамас	327 830	347 796	360 573	336 572
3	Балахнинский	1 717 135	1 753 517	1 733 533	1 748 193
4	Богородский	131 638	136 635	127 825	136 496
5	Большеболдинский	20 032	21 034	22 380	22 462
6	Большемурашкинский	21 581	21 995	23 008	22 059
7	Борский	452 200	467 727	473 038	501 909
8	Бутурлинский	26 741	27 387	26 880	27 277
9	Вадский	33 153	132 908	123 774	133 660
10	Варнавинский	24 134	22 135	28 578	29 221
11	Вачский	46 059	44 546	41 139	42 033
12	Ветлужский	15 810	16 446	16 600	16 723
13	Володарский	43 579	91 157	74 303	67 184
14	Вознесенский	22 190	22 655	22 732	24 270
15	Воротынский	30 316	29 825	31 639	34 511
16	Воскресенский	15 539	16 459	27 567	28 487
17	Выксунский	698 064	822 560	1 228 181	1 511 304
18	Гагинский	18 230	18 413	16 942	18 305
19	Городецкий	185 191	232 035	200 588	206 900
20	Дальнеконстантиновский	45 029	60 758	51 720	52 018
21	Дивеевский	31 320	33 300	42 422	44 712
22	Дзержинск	1 553 362	963 078	1 744 268	1 803 343
23	Княгининский	27 073	20 833	19 349	19 409
24	Ковернинский	38 126	37 930	37 693	40 374
25	Краснобаковский	36 123	71 665	72 382	73 172
26	Краснооктябрьский	20 506	18 757	19 598	19 533
27	Кстовский	1 006 676	1 069 791	866 266	953 833
28	Кулебакский	117 418	118 447	66 155	63 128
29	Лукояновский	313 528	319 135	190 789	236 052
30	Лысковский	70 542	70 885	68 088	69 949
31	Навашинский	35 988	38 190	38 193	39 738
32	Нижний Новгород	8 082 978	8 363 693	7 776 977	8 026 892
33	Павловский	193 642	189 881	177 610	185 221
34	Первомайский	48 746	50 164	45 174	53 706
35	Перевозский	32 334	32 747	36 650	34 198
36	Пильнинский	134 096	192 075	134 583	253 420
37	Починковский	1 337 217	1 352 091	621 947	1 287 988
38	Семёновский	173 789	249 416	162 351	163 468
39	Сергачский	54 649	232 874	215 269	194 834
40	Сеченовский	1 211 786	1 201 076	850 028	1 145 696
41	Сокольский	24 500	24 069	25 685	27 097
42	Сосновский	50 317	51 830	42 429	45 569
43	Спасский	19 179	19 355	18 329	18 361
44	Тонкинский	8 661	8 475	9 599	10 021
45	Тоншаевский	20 975	61 473	54 541	54 053
46	Уренский	48 333	83 934	79 260	79 086
47	Чкаловский	42 983	44 435	42 426	41 868
48	Шарангский	9 721	9 618	10 359	11 173
49	Шатковский	45 892	40 740	42 502	43 227
50	Шахунский	124 014	151 691	140 568	141 646
51	Саров	318 397	329 206	322 023	321 413
Прочие потребители, распределенные по области		2 578 631	2 064 996	983 836	1 569 722

* Информация представлена сбытовыми компаниями, действующими на территории Нижегородской области.

5.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований

В соответствии со Стратегией развития Нижегородской области до 2020 года, утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 17 апреля 2006 года N 127, и программами развития производительных сил муниципальных районов и городских округов Нижегородской области разработан прогноз потребности в тепловой энергии для теплоснабжения промышленной, жилищной, социально-культурной и сельскохозяйственной инфраструктур до 2015 года.

Таблица 5.4.1

	Существующее тепловое потребление Гкал/час	Дополнительная потребность, Гкал/час	Всего, Гкал/час
ВСЕГО по области	17 155	3620	2 0775
в том числе :
- промышленность	8 987	1 569	10 556
- население (жилищное строительство)	5 885	1 685	7 570
- коммунально-бытовое	1 852	260	2 120
- сельское хозяйство	429	107,7	537

Прогноз прироста потребности в тепловой энергии к уровню 2010 года составит 3620 Гкал/ч, то есть ожидается рост в размере 21,1 %. При этом несколько опережающими темпами ожидается рост теплопотребления за счет жилищного строительства (рост 28,6 %) по сравнению с промышленным сектором (рост 17,4 %)

Прогноз дополнительной потребности в тепловой энергии (мощности) существующих и перспективных потребителей (новое строительство) Нижегородской области на 2010 - 2015 годы в разрезе административно-территориальных образований приведен в таблице 5.4.2.

Таблица 5.4.2

N п/п	Наименование района (города)	Нагрузка, на 01.01.11	Прогноз прироста тепловой нагрузки по годам, Гкал/ч
		Гкал/ч	Всего, Гкал/ч	2011	2012	2013	2014	2015
	ВСЕГО по области	17 155	3 620	555	678	1 008	980	398
	в т.ч. - промышленность	8 987	1 569	296	328	314,4	556	72
	- с/хозяйство	429	108	14,7	28,1	50,6	6,4	7,9
	коммунально-бытовое	1 852	260	89,0	71,1	64,9	21,3	12,7
	- население	5 885	1 685	156,3	250,0	578,6	395,1	305,1
1	г. Нижний Новгород	7 270,5	1 303,6	168,7	263,8	387,5	212,2	271,4
2	г. Арзамас	471,7	29,6	4,7	6,4	9,6	4,2	4,7
3	г. Дзержинск	2598,1	691,1	77,1	65,6	52,6	478,2	17,6
4	г. Саров	787,1	59,8	6,8	13	20,2	14,7	5,1
5	Ардатовский район	28,0	9,1	0,5	2,8	5,3	0,4	0,1
6	Арзамасский район	53,4	76,6	33,3	19,3	20,4	0,9	2,7
7	Балахнинский район	414,7	67,9	8,8	12,2	45,2	1	0,7
8	Богородский район	214,5	31,4	6	8,7	16	0,6	0,1
9	Большеболдинский район	14,8	10,53	1	1,9	3,5	4,1	0,03
10	Большемурашкинский район	16,7	5,1	0,4	0,6	3,4	0,3	0,4
11	Борский район	474,5	358,1	17,2	92,6	94,3	105,1	48,9
12	Бутурлинский район	21,5	0,04		0,04
13	Вадский район	29,1	7,2	0,4	3,6	3,2
14	Варнавинский район	26,0	2,4		0,9	1,1		0,4
15	Вачский район	41,7	2,8	0,2	1,2	1,1	0,1	0,2
16	Ветлужский район	16,9	5,19	4,8	0,3	0,03	0,03	0,03
17	Вознесенский район	25,7	7	0,9	1	1,3	1,1	2,7
18	Володарский район	326,4	4,5	1	0,3		3,2
19	Воротынский район	28,4	8,3	3	1,9	1,8	0,7	0,9
20	Воскресенский район	12,1	2,6		2,6
21	Выксунский район	590,1	77,5	3,5	10,6	17,2	20,2	26
22	Гагинский район	11,2	0,1			0,1
23	Городецкий район	580,0	43,2	19,2	11	9,3	2,3	1,4
24	Дальнеконстантиновский район	89,1	1,4	0,3	0,4	0,7
25	Дивеевский район	38,5	17,5	3,8	2,6	7,7	1,7	1,7
26	Княгининский район	34,2	3,9	1,9	1,4	0,2	0,2	0,2
27	Ковернинский район	26,0	3,2	0,8	0,3	1,7	0,4
28	Краснобаковский район	53,8	3,21	1,5	1,6		0,01	0,1
29	Краснооктябрьский район	8,7	1,3	0,6	0,2	0,3	0,1	0,1
30	Кстовский район	1190,2	462,5	60,1	76,2	222,9	96,7	6,6
31	Кулебакский район	184,4	53,1	14	11,9	25	1,2	1
32	Лукояновский район	31,0	0,2		0,2
33	Лысковский район	122,1	49,8	42	7,8
34	Навашинский район	80,0	4,6	1,3	1	0,7	0,8	0,8
35	Павловский район	382,9	48	4,8	7,7	12,8	22,3	0,4
36	Первомайский район	43,2	0
37	Перевозский район	33,6	0,7	0,7
38	Пильнинский район	17,0	16,9	2,7	1,6	12,1	0,5
39	Починковский район	60,9	3,9	1,9	0,8	0,8		0,4
40	Семеновский район	145,0	44,8	29,5	1,7	10	3,1	0,5
41	Сергачский район	116,0	6,4	6	0,4
42	Сеченовский район	21,9	1,22	0,7	0,5		0,02
43	Сокольский район	32,6	15,2	0,9	10,2	3,1	0,5	0,5
44	Сосновский район	30,3	7,8		5,6	2,2
45	Спасский район	8,6	4,4	1,2	0,9	1	0,9	0,4
46	Тонкинский район	16,9	6,2		4,8	1,2	0,2
47	Тоншаевский район	27,7	1,6	1,6
48	Уренский район	66,9	11,5	0,2	6,8	4,5
49	Чкаловский район	65,1	5,4	1,9	2	0,5	0,5	0,5
50	Шарангский район	9,0	3,6	0	1	2,6
51	Шатковский район	39,8	18,9	13,3	5,6
52	Шахунский район	126,3	10,6	5,3	2	3,3

В соответствии с Генеральной схемой газоснабжения и газификации Нижегородской области до 2020 года (далее - Генеральная схема) разработан баланс потребления тепловой энергии на перспективу до 2015 года.

Таблица 5.4.3.

Показатели, тыс. Гкал	2005 год	2010 год	2015 год
Производство теплоэнергии, в т.ч.	34820	36450	39160
электростанции	13570	15350	18150
котельные	19180	19150	19010
прочие	2070	1950	2000
Потребление	34820	36450	39160

Генеральной схемой предусмотрен рост теплопотребления каждый год в течение пятилетнего периода в размере 4,68 %. В связи со снижением теплопотребления потребителями Нижегородской области в период с 2007 года по 2009 год включительно, приблизительно на 4 % в год, сделана корректировка прогноза с привязкой к фактическому теплопотреблению в 2009 году, и фактическому росту в 2010 году с индексом роста 106,3 %. Принят рост теплопотребления в 2011 - 2012 годах в 101,5 - 101 % и 102 % в 2013 - 2015 годах. Таким образом, прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период представлен в таблице 5.4.4.

Таблица 5.4.4.

Показатели, тыс. Гкал	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Производство теплоэнергии, в т.ч.	32873	33366	33700	34374	35061	35762
электростанции	11786	12080	12248	12821	13006	13186
котельные	18418	18685	18872	19078	19809	20205
прочие	2669	2671	2696	2750	2980	3039
Потребление (6 % потери)	30901	31364	31678	32312	32957	33616
Рост, в % к предыдущему году	106,3	101,5	101	102	102	102

Рост теплопотребления за 5-летний период к уровню 2010 года предусмотрен на 108,8 %, при этом покрытие потребности в тепловой энергии за счет электростанций увеличится с 35,8% в 2010 году до 36,8 % в 2015 году.

В настоящее время не возможно сделать вывод о том, какая часть суммарного потребления тепловой энергии может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии путем перевода крупных котельных в ПГУ и ГТУ ТЭЦ (максимальный потенциал развития когенерации) в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении", так как решения о переводе котельных в режим когенерации должны приниматься на основании схем теплоснабжения городских округов и поселений, разработка которых должна быть выполнена в 2011 году.

5.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Нижегородской области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом максимального развития когенерации. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость)

В период до 2015 года планируется реконструкция действующих и строительство новых электро- и теплогенерирующих установок.

- реконструкция Новогорьковской ТЭЦ. В 2014 году планируется ввести два газовых энергоблока общей мощностью 330 МВт взамен демонтируемых энергоблоков N 1, 2 и 7.

- строительство новой Нижегородской ТЭЦ с установленной электрической мощностью 900 МВт и тепловой мощностью 840 Гкал/ч в с. Федяково Кстовского района (в районе площадки бывшей Горьковской атомной станции теплоснабжения) с поэтапным вводом новых генерирующих мощностей в 2014 году (450 МВт) и в 2017 году (450 МВт)

- реализации проекта строительства ПГУ блока 400 МВт на Автозаводской ТЭЦ в период до 2014 года с выводом из эксплуатации 2 очереди электростанции.

- ввод дополнительных генерирующих мощностей на Саровской ТЭЦ в 2013 г. - 25 МВт, 2014 г. - 25 МВт.

Прогноз ввода вывода генерирующих мощностей

Таблица 5.5.1

Генерирующие источники		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	Всего, МВт, по области
Всего МВт, в том числе	Ввод			25	1205		1230
	Демонтаж	50	82		100		232
	Прирост	-50	-82	25	1105		998
Сормовская ТЭЦ	Ввод
	Демонтаж
	Прирост
Новогорьковская ТЭЦ	Ввод				330		330
	Демонтаж	50	50		0		100
	Прирост	-50	-50		330		230
Нижегородская ГРЭС	Ввод
	Демонтаж		32				32
	Прирост		-32				-32
Автозаводская ТЭЦ	Ввод				400		400
	Демонтаж				100		100
	Прирост				300		300
Саровская ТЭЦ	Ввод			25	25		50
	Демонтаж
	Прирост			25	25		50
Нижегородская ТЭЦ	Ввод				450		450
	Демонтаж
	Прирост				450		450

5.6. Прогноз развития энергетики Нижегородской области на основе ВИЭ и местных видов топлива

Географическое положение Нижегородской области определяет возможность использования тех или иных видов возобновляемых источников энергии. На территории региона существуют объекты как большой, так и малой гидроэнергетики, также есть примеры использования биотоплива (в основном дров, древесных отходов, отходов сельхозпроизводства), низкопотенциальной энергии окружающей среды, солнечной энергии:

- в регионе действуют 2 гидроэлектростанции: Нижегородская ГЭС (р. Волга) установленной мощностью 520 МВт и Ичалковская мини-ГЭС (р. Пьяна) установленной мощностью 0.2 МВт;

- в районах области функционирует 134 котельные мощностью от 0,1 до 1 МВт, 8 котельных мощностью от 1 до 3 МВт, 3 котельные мощностью от 3 до 10 МВт и одна котельная мощностью свыше 10 МВт, использующие местные виды топлива - дрова и опилки; а также 29 котельных, работающих на торфе, в том числе 11 котельных мощностью от 1 до 10 Вмт;

- на одной из птицефабрик в Балахнинском районе внедрена опытная биогазовая установка установлена, использующая в качестве топлива отходы птицеводства;

- в областной детской клинической больнице в 2010 году внедрена система вакуумных солнечных коллекторов отечественного производства в целях обеспечения горячим водоснабжением и наружного освещения медицинского учреждения;

- в Павловском районе от фотоэлектрических панелей, произведенных Нижегородской компанией "Солтек", осуществляется электроснабжение частного жилого дома;

- на канализационных очистных сооружениях в г. Ворсма Павловского района Нижегородской области установлен тепловой насос.

В ОЦП "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Нижегородской области на 2010-2014 годы и на перспективу до 2020 года", утвержденную постановлением Правительства Нижегородской области от 31.08.2010 N 560, включены мероприятия по увеличению использования в качестве источников энергии вторичных энергетических ресурсов и (или) возобновляемых источников энергии, планируемые к реализации в основном за счет внебюджетных источников финансирования:

- увеличение производства электрической энергии с применением установок по использованию энергии ветра и солнца и их комбинаций, содействие строительству малых гидроэлектростанций, а также геотермальных источников энергии в местах возможного их использования;

- установка тепловых насосов и обустройство теплонасосных станций для отопления и горячего водоснабжения жилых домов и производственных объектов тепловой энергией, накапливаемой приповерхностным грунтом и атмосферным воздухом или вторично используемым, а также для оптимизации установленной мощности тепловых электростанций и котельных;

- расширение использования биомассы, отходов лесопромышленного и агропромышленного комплексов, бытовых отходов, шахтного метана, биогаза для производства электрической и тепловой энергии.

Также в настоящий момент инициировано создание рабочей группы по развитию генерирующих мощностей на основе возобновляемых источников энергии и местных видах топлива, в состав которой войдут представители органов исполнительной власти Нижегородской области.

5.7. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-ти летний период

Таблица 5.7.1

Показатель	Год
	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Потребление электроэнергии, млн. кВт·ч	22205,3	22350	22712	23440	24372	24918
Производство электроэнергии, млн. кВт·ч	10007	9878,1	9556,1	9339,7	15798,4	15795,9
Дефицит собственной выработки, млн. кВт·ч	12198,3	12471,9	13155,9	14100,3	8573,6	9122,1
Максимум потребления, МВт	3702	3610	3715	3834	4002	4106
Генерируемая мощность в максимум потребления*, МВт	1485	1484	1484	1484	2511	2511
Дефицит покрытия мощности*, МВт	2217	2009	2113	2350	1273	1273

* Показатель спрогнозирован с учетом прироста установленной электрической мощности ТЭС.

5.8. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов для каждого варианта

Выполнено в Схеме перспективного развития электрических сетей 35 - 500 кВ Нижегородской области на 2007 - 2015 годы.

5.9. На основании балансовых и электрических расчетов определение и уточнение перечня "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработка предварительных предложений в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест"

Выполнено в Схеме перспективного развития электрических сетей 35 - 500 кВ Нижегородской области на 2007 - 2015 годы.

5.10. Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Таблица 5.10.1

N п/п	Наименование мероприятий	Мощность, МВА, км	Плановый срок строительства, (реконструкции) годы	Планируемый ввод в эксплуатацию	Ответственные исполнители	Финансово-экономическое обоснование
						Стоимость строительства в текущем уровне цен (тыс. руб.)		Источник финансирования (по согласованию)
1. Сети ЕНЭС 220-500 кВ
1.1.	Строительство ВЛ 500 кВ "Костромская ГРЭС - Нижегородская"	286км	2009 - 2013	2013	ОАО "ФСК ЕЭС"	6 000 000		Инвестиционные средства (ИС)
1.2.	Строительство ПС 220 кВ "Сенная" (закрытая) с кабельными заходами ВЛ 220 кВ: "Нижегородская - Борская", "Нагорная - Борская"	2х200МВА, 2х2км, 2х2км	2014 - 2016	2016	ОАО "ФСК ЕЭС"	3 213 000		ИС
1.3.	Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ "Нижегородская - Борская" с заходом одной цепи на ПС 220 кВ "Нагорная"	2х30км, 2х16км	2008 - 2012	2011	ОАО "ФСК ЕЭС"	1 103 900		ИС
1.4.	Строительство ВЛ 220 кВ Семеновская - Узловая с расширением ПС 220 кВ Семеновская	170 км	2011 - 2014	2014	ОАО "ФСК ЕЭС"	2 306 000		ИС
1.5.	Строительство ВЛ 220 кВ Семеновская - Борская (вторая)	62км	2013 - 2014	2014	ОАО "ФСК ЕЭС"	976 000		ИС
1.6.	ПС 220 кВ Павлово с двухцепной ВЛ 220 кВ Нижегородская - Павлово	125МВА, 2х62км	2014 - 2017	2017	ОАО "ФСК ЕЭС"	-		ИС
1.7.	Реконструкция ПС 500 кВ Нижегородская и ПС 220 кВ Кудьма с учетом строительства ПП 220 кВ Русвинил и ЛЭП 220 кВ ПС Нижегородская-ПС Кудьма с заходами на ПС 220 кВ Русвинил	23км	2010 - 2012	2012	ОАО "ФСК ЕЭС"	1 822 800		Плата за технологическое присоединение
1.8.	ПС 220 кВ Кудьма, установка второго АТ220/110 кВ с изменением схемы РУ 220 кВ	2х125МВА	2011 - 2013	2013	ОАО "ФСК ЕЭС"	1 110 000		ИС
1.9.	Реконструкция ПС 500 кВ "Луч", установка АТ-3 500/110 кВ	250МВА	2012 - 2013	2013	ОАО "ФСК ЕЭС"	410 000		ИС
1.10.	ПС 500 кВ "Арзамасская", реновация	2х3х167 МВА	2007 - 2015	2013	ОАО "ФСК ЕЭС"	6 092 900		ИС
1.11.	ПС 220 кВ "Борская", реновация	2х125+ (2х125)	2008 - 2014	2012	ОАО "ФСК ЕЭС"	2 820 330		ИС
1.12.	ПС 220 кВ "Нагорная", реновация	3х200 МВА	2010 - 2015	2015	ОАО "ФСК ЕЭС"	2 790 000		ИС
1.13.	ПС 220 кВ "Заречная", реновация	2х200МВА	2010 - 2014	2012	ОАО "ФСК ЕЭС"	2 150 000		ИС
1.14.	ПС 220 кВ "Семёновская", реновация	2х125МВА	2012 - 2017	2016	ОАО "ФСК ЕЭС"	2 245 000		ИС
1.15.	ПС 220 кВ "Сергач", реновация	2х125МВА	2015 - 2019	2019	ОАО "ФСК ЕЭС"	1 780 000		ИС
1.16.	ПС 500 кВ "Луч", реновация	2х501МВА	2015 - 2020	2020	ОАО "ФСК ЕЭС"	4 922 000		ИС
1.17.	Установка шунтирующего реактора 500 кВ на ПС 500 кВ Радуга	180 МВар	2011 - 2013	2012	ОАО "ФСК ЕЭС"			ИС
1.18.	Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Рыжково		2011 - 2014	2014	ОАО "ФСК ЕЭС"			ИС
1.19.	Строительство ВЛ 220 кВ Рыжково - Узловая (замыкание кольца 220 кВ Семенов - Узловая - Мантурово)	130 км	2011 - 2014	2014	ОАО "ФСК ЕЭС"			ИС
1.20.	Реконструкция РУ 220 кВ ПС Сергач, Бобыльская, Этилен с изменением схемы (без отделителей, короткозамыкателей и ремонтных перемычек).		2013	2013	ОАО "ФСК ЕЭС"
2. Распределительные сети 110 кВ
2.1.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Молитовская-Приокская (переход через р. Ока, оп.8-10)	1.3 км	2008 - 2012	2012	Филиал "Нижновэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" (далее - ННЭ)		115 256	ИС
2.2.	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 104 (НиГРЭС-Заволжская)	15 км	2008 - 2012	2012	ННЭ		176 225	ИС
2.3.	Реконструкция ЛЭП-110 Свердловская-1, НИИТОП	4 км	2011	2011	ННЭ		102 985	ИС
2.4.	Реконструкция ЛЭП-110 Свердловская-2, Приокская	4 км	2012	2012	ННЭ		92 558	ИС
2.5.	Реконструкция ВЛ-110 N 135	20 км	2014	2014	ННЭ		239 606	ИС
2.6.	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 116	6 км	2013	2013	ННЭ		50 088	ИС
2.7.	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 114	5 км	2013	2013	ННЭ		52 965	ИС
2.8.	Реконструкция ВЛ-110 кВ Перевоз-Бутурлино	26 км	2013	2013	ННЭ		66 806	ИС
2.9.	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 101	14 км	2014	2014	ННЭ		98 832	ИС
2.10	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 108	15 км	2014	2014	ННЭ		98 832	ИС
2.11	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 169	30 км	2015	2015	ННЭ		278 380	ИС
2.12	Реконструкция ВЛ-110 кВ Молитовская (ПС Заречная - ПС Молитовская)	4 км	2014	2014	ННЭ		19 994	ИС
2.13	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 103	37 км	2014	2014	ННЭ		258 940	ИС
2.14	Реконструкция ВЛ-110 кВ Чистое-Верещагино	35 км	2014	2014	ННЭ		247 080	ИС
2.15	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 106	10 км	2015	2015	ННЭ		89 449	ИС
2.16	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 107	15 км	2015	2015	ННЭ		134 535	ИС
2.17	Реконструкция ВЛ-110 кВ Лысково-Варганы отп. на ПС Просек	8 км	2015	2015	ННЭ		69 770	ИС
2.18	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 132	1 км	2015	2015	ННЭ		1 158	ИС
2.19	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 133	1 км	2015	2015	ННЭ		1 158	ИС
2.20	Реконструкция ВЛ-110 кВ Бобыльская-Суроватиха	17 км	2015	2015	ННЭ		149 506	ИС
2.21	Реконструкция ВЛ-110 кВ Варганы-Воротынец	14 км	2015	2015	ННЭ		96 536	ИС
2.22	Реконструкция ВЛ-110 кВ N 160	15 км	2015	2015	ННЭ		104 992	ИС
2.23	Реконструкция ПС-110 кВ Новосормовская	126 МВА	2013	2013	ННЭ		438 506	ИС
2.24	Реконструкция ПС-110/35/10кВ Дальнее Константиново	50 МВА	2012	2012	ННЭ		141 153	ИС
2.25	Реконструкция ПС-110/6кВ Кожевенная (замена тр)	50 МВА	2012	2012	ННЭ		198 966	ИС
2.26	Реконструкция ПС-110 кВ Молитовская (замена тр)	126 МВА	2015	2015	ННЭ		763 496	ИС
2.27	Реконструкция ПС-110 кВ Алешинская	32 МВА	2013	2013	ННЭ		143 038	ИС
2.28	Реконструкция ПС-110 кВ Ленинская (замена тр)	50 МВА	2014	2014	ННЭ		60 898	ИС
2.29	Реконструкция ПС-110 кВ Буревестник с ВЛ-110 кВ	32 МВА	2014	2014	ННЭ		207 820	ИС
2.30	Реконструкция ПС-110 кВ Канавинская	40 МВА	2014	2014	ННЭ		185 421	ИС
2.31	Реконструкция ПС Боковая (замена т-ра)	16 МВА	2015	2015	ННЭ		52 647	ИС
2.32	Реконструкция ПС Кузьминка (замена т-ра)	16 МВА	2015	2015	ННЭ		44 672	ИС
2.33	Реконструкция ПС Спутник (замена тр-ра, ОРУ 110 кВ)	80 МВА	2015	2015	ННЭ		101 100	ИС
2.34	Реконструкция ПС-35кВ Восточная	20 МВА	2015	2015	ННЭ		104 141	ИС
2.35	Реконструкция ПС-110 кВ Павлово	25 МВА	2015	2015	ННЭ		123 196	ИС
2.36	Реконструкция ПС-110 кВ Пестовская	50 МВА	2015	2015	ННЭ		255 425	ИС
2.37	Реконструкция ПС-110 кВ Толоконцево со строительством ВЛ-110 кВ	32 МВА	2015	2015	ННЭ		121 455	ИС
2.38	Реконструкция ПС-110 кВ Кварц (замена тр)	50 МВА	2015	2015	ННЭ		184 272	ИС
2.39	Реконструкция ПС-110 кВ Работки с ВЛ-110 кВ	50 МВА	2015	2015	ННЭ		222 608	ИС
2.40	Реконструкция ПС-110 кВ Гагаринская с ВЛ-110 кВ	32 МВА	2015	2015	ННЭ		145 224	ИС
2.41	Реконструкция ПС-35кВ Марковская с ВЛ-35кВ	12 км, 20 МВА	2013	2013	ННЭ		208 006	ИС
2.42	Реконструкция ПС-35кВ Каликино (замена тр.)	20 МВА	2013	2013	ННЭ		59 969	ИС
2.43	Реконструкция ПС 35 кВ Мокрое (замена Т-2 4 МВА на 10 МВА), отпаечные линии 35 кВ 9Ц	10 МВА	2010 - 2011	2011	ННЭ		52 493	ИС
2.44	Мероприятия по реализации СВМ Новогорьковской ТЭЦ Строительство РП-110 кВ Сенная	15 км	2013 2013	2013 2014	ННЭ ННЭ		231 911 324 500	ИС ИС
2.45	Строительство ПС-110 кВ Стрелка с ВЛ-110 кВ	3.4 км 80 МВА	2009 - 2012	2012	ННЭ		428 799	ИС
2.46	Строительство ПС-110 кВ ПС-2 ("Варварская") с КЛ-110 кВ	16 км, 126 МВА	2008 - 2015	2015	ННЭ		1 000 944	ИС
2.47	Строительство ПС 110 кВ Сенная с КЛ -110 кВ	8 км, 126 МВА	2008 - 2013	2013	ННЭ		607 060	ИС
2.48	Строительство ПС Университетская	6 км, 80 МВА	2012 - 2014	2014	ННЭ		1 055 933	ИС
2.49	Строительство ПС-110 кВ Северная с ВЛ-110 кВ	6 км, 80 МВА	2009 - 2015	2015	ННЭ		734 270	ИС
2.50	Строительство ПС-110 кВ Демидово с ВЛ-110 кВ	12 км, 50 МВА	2014	2014	ННЭ		361 245	ИС
2.51	Строительство ПС-110 кВ Чкаловская-2	50 МВА	2013	2013	ННЭ		152 466	ИС
2.52	Строительство ПС-110 кВ Федуринская	20 МВА	2015	2015	ННЭ		746 840	ИС
2.53	Строительство ПС-110 кВ Балахна	80 МВА	2015	2015	ННЭ		528 483	ИС
2.54	Строительство ПС-35кВ Ужовка-2 (2х4МВА)	8 МВА	2010 - 2011	2011	ННЭ		135 856	ИС
2.55	Строительство ПС "Алмаз"	2х40 МВА	2011 - 2014	2014	ОАО "Верхне-Волжская электрическая компания"		850	ИС
2.56	Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Сухобезводное		2013	2013	ННЭ		68 000	ИС
2.57	Оснащение защитами секционного выключателя СВ-110 кВ на тяговой подстанции Арья		2011	2011	ОАО "РЖД"

* сроки реализации уточняются

Наряду с выполнением инвестиционных программ субъектов энергетики Нижегородской области в части ввода объектов генерации, сетевого строительства необходимо совершенствовать и развивать автоматическое противоаварийное управление.

Своевременный ввод в работу устройств противоаварийной автоматики будет обеспечивать надёжную работу ответственных потребителей энергосистемы, а так же минимизировать риски, возникающие при задержке ввода в работу объектов нового строительства.

Основные положения по развитию систем противоаварийного управления в энергосистеме Нижегородской области будут отражены в выполняемой в настоящее время по заказу Филиала ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ "Предварительного технико-экономического обоснования реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционной зоне филиала ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ" (ПредТЭО). Основная задача субъектов энергетики в области противоаварийного управления состоит в реализации положений Пред ТЭО, согласованного со всеми заинтересованными сторонами.

5.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 500 кВ и ниже

Прирост установленной электрической мощности подстанций и протяженности линий электропередачи по Нижегородской энергосистеме за счет нового строительства и реконструкции электрических сетей.

Таблица 5.11.1.

N п/п	Показатель	ед. изм.	Прирост
			2011	2012	2013	2014	2015
1. Сети ЕНЭС 220-500 кВ*
1.1.	Всего трансформаторная мощность эл. подстанций 220-500 кВ, в т.ч. по уровню напряжения (с высокой стороны)	МВА		1902	500		600
1.1.1.	500 кВ	МВА		1002	536
1.1.2.	220 кВ	МВА		900	250		600
1.2.	ЛЭП 500-220 кВ всего в т.ч.	км	92		309	232
1.2.1	ВЛ 500 кВ	км		23	286
1.2.2	ВЛ 220 кВ	км	92	23	23	232
2. Распределительные сети 110-0,4 кВ**
2.1.	Всего трансформаторная мощность эл. подстанций 35-110 кВ, в т.ч. по уровню напряжения с высокой стороны	МВА	46,00	128,00	308	256	521
2.1.1.	110 кВ	МВА		128	234	256	521
2.1.2.	35 кВ	МВА	46		24
2.2.	Трансформаторные подстанции 10 (6)/ 0.4 кВ
2.2.1.	Всего	шт.	10	6	4	4	4
2.2.2.	Всего	МВА	4,03	2,91	3,4	1,78	1,39
2.3.	РП, всего	шт.	1	1	1	1	1
2.4.	ЛЭП 110-0,4кВ, всего, в т.ч.	км.	122	95	78	169	82
2.4.1.	ЛЭП 110 кВ всего, в т.ч.	км.		3	23	18,00	22
	ВЛ-110 кВ	км.		3	15	18,00
	КЛ-110 кВ	км.			8		22
2.4.2.	ЛЭП 35 кВ всего, в т.ч.	км.
	ВЛ-35 кВ	км.
	КЛ-35 кВ	км.
2.4.3.	ЛЭП 6-10 кВ всего, в т.ч.	км.	14,11	8,59	7,46	12,75	5,62
	ВЛ-6-10 кВ	км.
	КЛ-6-10 кВ	км.	14,01	8,59	7,46	12,75	5,62
2.4.4.	ЛЭП 0.4 кВ всего, в т.ч.	км.	135,44	95,32	53	149	58
	ВЛ-0.4кВ	км.	120	89,76	53	149	58
	КЛ-0.4 кВ	км.	15,44	5,56

* Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" (по согласованию).

** Инвестиционные программы электросетевых организаций (по согласованию).

Прогноз износа объектов электросетевого комплекса

Таблица 5.11.2.

N п/п	Объекты	2011	2012	2013	2014	2015
	ВСЕГО, %, в том числе	63,91	61,89	59,42	57,05	54,60
1.	Сети ЕНЭС 220-500 кВ, всего %	42,47	41,70	43,06	48,98	51,05
1.1.	ПС, %	53,20	45,20	46,20	49,90	51,84
1.2.	ВЛ, %	63,90	37,90	36,70	47,60	49,86
2.	Распределительные сети 0,4-110 кВ, всего, %	68,05	66,09	64,02	60,54	55,96
2.1.	35-110 кВ, %	67,37	63,51	58,81	52,19	44,64
2.1.1.	ПС, %	66,24	58,17	49,22	41,32	32,30
2.1.2.	ВЛ, %	68,09	67,39	67,51	64,11	62,82
2.1.3.	КЛ, %
2.2.	6-10 кВ, %	65,54	64,00	63,35	62,31	60,67
2.2.1.	РП, %	27,34	24,69	34,06	37,57	40,59
2.2.2.	ТП, %	51,88	47,19	45,01	42,49	39,98
2.2.3.	ВЛ, %	77,76	79,05	79,57	80,35	80,77
2.2.4.	КЛ, %	62,47	62,99	63,60	64,82	65,26
2.3.	0,4 кВ, %	73,56	73,85	73,68	72,58	71,56
2.3.1.	ВЛ, %	73,22	73,53	73,09	72,04	70,89
2.3.2.	КЛ, %	77,59	77,67	80,24	79,24	80,07

5.12. Потребность в топливе электростанций и котельных Нижегородской области на 5-летний период

Перспективный баланс котельно-печного топлива в 2011 - 2015 годах (таблица 5.12.1.) определен исходя из прогноза балансов электрической и тепловой энергии на 2011 - 2015 годы и удельного расхода топлива на производство электроэнергии и теплоэнергии.

Таблица 5.12.1

Показатели, тыс. тут	2010 г. оценка	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Расход топлива по области, всего	9812	9987	10020	10089	11453	11477
Расход топлива электростанциями и котельными, в т.ч.:	7343	7470	7515	7547	9735	9986
Природный газ	6682	6753	6801	6868	9102	9337
Мазут	433	418	421	407	390	445
Уголь	66	70	71	70	75	77
Прочие (дрова, торф, ПБТ)	220	232	225	243	370	380

5.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области

В настоящий момент отсутствуют схемы теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области, выполненные с учетом требований Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении".

В текущем году планируется разработка схем теплоснабжения крупных городских округов Нижний Новгород, Балахна, Дзержинск, Кстово с развитыми системами централизованного теплоснабжения от ТЭЦ ОАО "ТГК-6" с решением в схемах вопросов перевода части тепловой нагрузки от существующих котельных на ТЭЦ.

5.14. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области с учетом максимального развития когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных

Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области с учетом максимального развития когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных будут приниматься на основании предложений по модернизации существующих систем централизованного теплоснабжения в утвержденных схемах теплоснабжения городских округов и поселений, разработка которых должна быть выполнена в 2011 году в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении".

На основании выданных в 2006 - 2010 гг. разрешений на использование топлива природного газа для когенерационных установок по выработке электрической и тепловой энергии на объектах промышленного и коммунального назначения прогнозируется в ближайшие 5 лет ввод установок в количестве 100 штук общей электрической мощностью 33 МВт с годовой выработкой электроэнергии 170 млн. кВт.ч и тепловой энергии 55 тыс. Гкал.

5.15. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования

В настоящее время прорабатываются вопросы увеличения комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях ОАО "ТГК-6" с одновременным изменением схемы теплоснабжения в городах Дзержинск, Балахна, Кстово, Н.Новгород, а также строительство новой ТЭЦ на Кулебакском металлургическом комбинате ОАО "Русполимет" с изменением схемы теплоснабжения г. Кулебаки.

Объемы технического перевооружения и реконструкции действующих КЭС и ТЭЦ с применением паротурбинных и газотурбинных установок с высокой эффективностью топливоиспользования и демонтажем устаревшего оборудования приведен в подразделе 5.5 Программы.

5.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Нижегородской области на 5-летний период

В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года N 1715-р, Стратегией развития Нижегородской области до 2020 года, утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 17 апреля 2006 года N 127, Генеральной схемой газоснабжения и газификации Нижегородской области до 2020 года для развития теплоэнергетики необходимо решить задачи:

- развитие теплоснабжения в городах и муниципальных образованиях Нижегородской области на базе теплофикации с использованием современных экономически и экологически эффективных когенерационных установок широкого диапазона мощности;

- распространение технологии теплофикации на базе паротурбинных, газотурбинных, газопоршневых и дизельных установок на область средних и малых тепловых нагрузок;

- оптимальное сочетание централизованного и децентрализованного теплоснабжения с выделением соответствующих зон;

- модернизация и развитие систем децентрализованного теплоснабжения с применением высокоэффективных конденсационных газовых и угольных котлов, когенерационных, теплонасосных и других установок, а также автоматизированных индивидуальных теплогенераторов нового поколения для сжигания разных видов топлива;

- совершенствование режимов эксплуатации ТЭЦ с целью максимального сокращения выработки по электрической энергии по конденсационному циклу;

- изменение структуры систем теплоснабжения, включая рациональное сочетание системного и элементного резервирования, оснащение автоматикой и измерительными приборами в рамках измерительных систем диспетчерского управления;

- реконструкция ТЭЦ, котельных, тепловых сетей, проведение теплогидравлической наладки режимов;

- приведение состояния котельных, тепловых сетей, абонентских вводов в соответствие с техническими нормами.