Постановление главы администрации Астраханской области от 31 октября 2000 г. N 423 "О концепции развития электроэнергетики Астраханской области на 2001 - 2005 гг. и на период до 2010 года" (утратило силу)

Постановление главы администрации Астраханской области
от 31 октября 2000 г. N 423
"О концепции развития электроэнергетики Астраханской области на 2001 - 2005 гг. и на период до 2010 года"

ГАРАНТ:

Постановлением Губернатора Астраханской области от 15 декабря 2008 г. N 636 настоящее постановление признано утратившим силу

В целях установления путей развития и модернизации электроэнергетического сектора топливно-энергетического комплекса области, обеспечивающих достижение намеченных темпов социально-экономического развития и повышение уровня жизни населения области, постановляю:

1. Утвердить концепцию развития электроэнергетики Астраханской области на 2001 - 2005 гг. и на период до 2010 года (прилагается).

2. Первому заместителю главы администрации области Жилкину А.А., заместителю главы администрации области Фроловскому В.А., заместителю главы администрации, председателю РЭК Астраханской области Пащенко В.Н. организовать по курируемым направлениям работу по реализации концепции и мониторингу ситуации в электроэнергетике области.

3. Рекомендовать генеральному директору ООО "Астраханьгазпром" Щугореву В.Д., генеральному директору ОАО "Астраханьэнерго" Столярову М.Н., генеральному директору ОАО "ТЭЦ-Северная" Шишкину К.А. в 10-дневный срок сообщить сроки представления технико-экономических обоснований и проектной документации по объектам электроэнергетики, принятых концепцией.

4. Департаменту информации, издательства, полиграфии и связи администрации области (Блиер) обеспечить публикацию материалов концепции и хода ее выполнения в средствах массовой информации.

5. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя главы администрации области Жилкина А.А., заместителя главы администрации области Фроловского В.А., заместителя главы администрации области председателя РЭК Астраханской области Пащенко В.Н.

Глава администрации области

А.П. Гужвин

Концепция
развития электроэнергетики Астраханской области на 2001 - 2005 гг. и на период до 2010 года
(утв. постановление главы администрации области от 31 октября 2000 г. N 423)

Участники разработки концепции развития электроэнергетики Астраханской области на 2001 - 2005 гг. и на период до 2010 года

1. Администрация г. Астрахани.

2. Государственное учреждение "Управление жилищно-коммунального хозяйства администрации области".

3. Департамент сельского хозяйства и продовольствия администрации Астраханской области.

4. Комитет экономики и инвестиционной политики администрации Астраханской области.

5. МП ПЭО "Астркоммунэнерго".

6. ОАО "Астраханьэнерго".

7. ОАО "ТЭЦ-Северная".

8. Региональная энергетическая комиссия Астраханской области.

9. УМП "Коммунэнерго" Трусовского района.

10. Управление топливно-энергетического комплекса администрации Астраханской области.

1. Введение

Концепция развития электроэнергетики Астраханской области на 2001 - 2005 гг. и на период до 2010 года (Концепция) разработана для определения основных задач, направлений, приоритетов, масштабов и механизмов развития электроэнергетики области.

Основной целью Концепции является установление путей развития и модернизации электроэнергетического сектора топливно-энергетического комплекса области, обеспечивающих достижение намеченных темпов социально-экономического развития и повышение уровня жизни населения области.

Условиями реализации разработанной Концепции являются: стабилизация платежей потребителей за отпущенную им энергию и привлечение необходимых инвестиций.

2. Текущее состояние электроэнергетики

2.1. Техническое состояние электроэнергетики.

2.1.1. Электрические станции.

На территории Астраханской области действуют три тепловые электрические станции:

- Астраханская ГРЭС (ОАО "Астраханьэнерго");

- Астраханская ТЭЦ-2 (ОАО "Астраханьэнерго");

- "ТЭЦ-Северная" (ОАО "ТЭЦ-Северная").

Астраханская ГРЭС

На Астраханской ГРЭС установлено следующее основное оборудование:

Наименование оборудования	Единичная электрическая мощность, МВт, или производительность, т/ч	Давление пара, кгс/кв. см	Год ввода в эксплуатацию
1	2	3	4
Паровые турбины	252 = 50	90	1962, 1960
ПТ-25-90/10, ст. N 3, 4 Т-25-90, ст. N 5, 6	252 = 50	90	1966, 1967
Паровые котлы Е-160-100, ст. N 4, 5, 6, 7	1604 = 640	100	1961, 1962, 1966, 1968

Электрическая мощность Астраханской ГРЭС 100 МВт, тепловая - 244 Гкал/ч.

Необходимо отметить, что производственные корпуса и здания Астраханской ГРЭС были введены в эксплуатацию в 1947 году. Нормативный срок службы производственных корпусов и зданий Астраханской ГРЭС составляет 90 лет. В 2000 году их износ составит 50%.

Астраханская ТЭЦ-2

На ТЭЦ-2 установлено следующее основное оборудование:

Наименование оборудования	Единичная электрическая мощность, МВт, или производительность, т/ч	Давление пара, кгс/кв. см	Год ввода в эксплуатацию
1	2	3	4
Паровые турбины	802 = 160	130	1985, 1985
ПТ-80-130/13, ст. N 1, 2 Т-110/120-130-5, ст. N 3, 4	1102 = 220	130	1988, 1990
Паровые котлы Е-500-140, ст. N 1, 2, 3, 4	5004 = 2000	140	1985, 1985, 1988, 1990
Водогрейные котлы ПВГМ-100, ст. N 1, 2, 3	1003 = 300	-	1984, 1984, 1993

Электрическая мощность ТЭЦ-2 составляет 380 МВт, тепловая - 960 Гкал/ч.

ОАО "ТЭЦ-Северная"

ОАО "ТЭЦ-Северная" образовано 06.01.1998. Технологической основой для производства электрической и тепловой энергии этой организацией является ТЭЦ АО "Астраханбумпром", введенная в эксплуатацию в 1961 году.

На ТЭЦ-Северной установлено следующее основное оборудование:

Наименование оборудования	Единичная электрическая мощность, МВт, или производительность, т/ч	Давление пара, кгс/кв. см	Год ввода в эксплуатацию
1	2	3	4
Паровые турбины	6	35	1962
ПР-6-35/40/1, 2, ст. N 1	6	35	1963
ПР-6-35/15/5, ст. N 2 Р-12/3 5/5, ст. N 3	12	35	1964
Паровые котлы Е-75-40, ст. N 1, 2, 3, 4	754 = 300	39	1961, 1962, 1963, 1964
Водогрейный котел ПТВМ-50-1	50	-	1965

Электрическая мощность станции 24 МВт, тепловая - 194 Гкал/ч.

По данным Астраханского областного комитета государственной статистики на территории области в 1999 году зарегистрировано 412 малых энергоснабжающих источников (МЭИ). Основу малой энергетики области составляют дизельные электростанции, находящиеся на балансе крупных муниципальных и промышленных организаций и являющиеся резервными для надежного обеспечения электроэнергией потребителей. Общая установленная мощность малых энергоснабжающих источников области составляет 44 МВт, выработка электрической энергии в 1999 г. составила 4,2 млн кВт ч или около 0,13% от всего объема производства электроэнергии на территории Астраханской области. Исходя из того, что МЭИ не являются альтернативой централизованной энергетике в обеспечении Астраханской области электрической энергией, далее их техническое состояние не рассматривается. Сведения о расположении и установленной мощности МЭИ на территории Астраханской области даны в приложении 1.

В 2000 году основное оборудование электрических станций Астраханской области находится в эксплуатации: Астраханская ГРЭС - 32 - 40 лет, ТЭЦ-2 - 10 - 15 лет, "ТЭЦ-Северная" - 35 - 38 лет.

В 1998 году было проведено техническое диагностирование энергетических котлов "ТЭЦ-Северная", анализ микроструктуры металла показал, что за время длительной эксплуатации аномальных изменений не произошло. Недопустимых дефектов оборудования не обнаружено.

По существующим оценкам, возможный срок дальнейшей эксплуатации ТЭЦ-2 и "ТЭЦ-Северная" составляет не менее 15 лет.

В 2000 г. предельной наработки с превышением на 30% расчетно-паркового ресурса эксплуатации достигли турбоагрегаты N 3, 4 Астраханской ГРЭС. Согласно графику выбытия из эксплуатации оборудования Астраханской ГРЭС в 2000 г. турбоагрегат N 3 должен быть выведен из эксплуатации, однако он продолжает находиться в работе. К 2005 г. нормативный срок эксплуатации выработает 88% оборудования ГРЭС. В 2007 г. основное оборудование Астраханской ГРЭС полностью отработает свой нормативный парковый ресурс (по состоянию металла). График выбытия основного оборудования Астраханской ГРЭС дан в приложении 2. Техническое состояние производственных корпусов и зданий ГРЭС в 2007 году, при условии проведения планово-предупредительных ремонтов, будет удовлетворительным.

2.1.2. Электрические сети.

Наибольшую протяженность электрических сетей в Астраханской области имеют следующие организации:

ОАО "Астраханьэнерго";

МП ПЭО "Астркоммунэнерго";

УМП "Коммунэнерго" Трусовского района.

На балансе ОАО "Астраханьэнерго" находится 21291 км электрических сетей, в том числе:

N п/п	Наименование	Год ввода в эксплуатацию								Всего
		до 1965	1965 - 1970	1970 - 1975	1975 - 1980	1980 - 1985	1985 - 1990	1990 - 1995	1995 - 2000
1.	Воздушные линии, всего, км	899	3170	3744	4529	3709	4377	661	89	21178
1.1.	Напряжением 220 кВ	-	496	-	-	196	338	137	-	1167
1.2.	Напряжением 110 кВ	168	151	417	501	507	447	93	83	2367
1.3.	Напряжением 35 кВ	79	73	183	163	137	36	1	-	672
1.4.	Напряжением 6 - 10 кВ	135	1687	1998	2898	2215	2880	184	5	12002
1.5.	Напряжением 0,4 кВ	517	763	1146	967	654	676	246	1	4970
1.6.	Износ, %	100	100	80	60	50	30	15	-	-
2.	Кабельные линии, всего, км	1,3	14,6	20,7	27,4	19	22	8	-	113
2.1.	Напряжением 10 кВ	-	12	19	26	18	21	8	-	104
2.2.	Напряжением 6 кВ	1	2	1	-	-	-	-	-	4
2.3.	Напряжением 0,4 кВ	0,3	0,6	0,7	1,4	1	1	-	-	5
2.4.	Износ, % 100	80	60	50	30	15	-	-
3.	Силовые трансформаторы 35 - 220 кВ, шт.	-	-	88	40	42	50	21	-	241
3.1.	Износ, %	-	-	100	100	80	60	40	-	-

По оценке ОАО "Астраханьэнерго" на 01.01.2000 58% воздушных, 56,6% кабельных линий электропередачи и 91,3% силовых трансформаторов имеют износ 60 - 100%. Полностью отработали нормативный срок эксплуатации и требуют реконструкции или капитального ремонтам, 1% кабельных и 19,2% воздушных линий электропередачи этой организации, в том числе: 11,5% КЛ-10 кВ, 75% КЛ-6 кВ, 18% КЛ-0,4 кВ, 42,5% ВЛ-220 кВ, 13,5% ВЛ-1 10 кВ, 22,6% ВЛ-35 кВ, 15,2% ВЛ-6/10 кВ, 25,7% ВЛ-0,4 кВ. Полностью отработали нормативный срок эксплуатации 53,1% силовых трансформаторов 35 - 220 кВ.

На балансе МП ПЭО "Астркоммунэнерго" находится 1350,77 км электрических сетей, в том числе:

N п/п	Наименование	Год ввода в эксплуатацию								Всего
		до 1965	1965 - 1970	1970 - 1975	1975 - 1980	1980 - 1985	1985 - 1990	1990 - 1995	1995 - 2000
1.	Воздушные линии, всего, км	22,43	628,38	2,46	13,9	10,28	19,8	8,14	13,87	719,26
1.1.	Напряжением 6 - 10 кВ	10,54	128,11	0,73	12,2	9,6	2,61	4,93	13,34	182,06
1.2.	Напряжением 0,4 кВ	11,89	500,27	1,73	1,7	0,68	17,19	3,21	0,53	537,2
1.3.	Износ, %	100	100	80	60	50	30	15	-	-
2.	Кабельные линии, всего, км	93,33	68,76	35,18	82,8	43,62	227,1	45,17	35,46	631,51
2.1.	Напряжением 6 - 10 кВ	84,28	47,85	1,03	49,96	33,99	172,73	32,24	23,7	445,78
2.2.	Напряжением 0,4 кВ	9,05	20,91	34,15	32,93	9,63	54,37	12,93	11,76	185,73
2.3.	Износ, %	100	100	80	60	50	30	15	-	-

По оценке МП ПЭО "Астркоммунэнерго" на 01.01.2000 92,8% воздушных, 44,4% кабельных линий электропередачи имеют износ 60 - 100%. Полностью отработали нормативный срок эксплуатации и требуют реконструкции или капитального ремонта 25,7% кабельных и 90,5% воздушных линий электропередачи этой организации, в том числе: 29,6% КЛ-6 - 10 кВ, 16,1% КЛ-0,4 кВ, 76,2% ВЛ-6/10 кВ, 95,3% ВЛ-0,4 кВ.

Оборудование, установленное в трансформаторных подстанциях и распределительных пунктах МП ПЭО "Астркоммунэнерго", достигло следующих величин износа:

14% имеет износ 100%, 63% имеет износ 82%, 23% имеет износ 36%.

На балансе УМП "Коммунэнерго" Трусовского района по состоянию на 01.01.2000 находилось 708,9 км электрических сетей, в том числе:

N п/п	Наименование	Год ввода в эксплуатацию								Всего
		до 1965	1965 - 1970	1970 - 1975	1975 - 1980	1980 - 1985	1985 - 1990	1990 - 1995	1995 - 2000
1.	Воздушные линии, всего, км	224,4	70,2	63,7	55,4	55	49,9	19,1	8	545,7
1.1.	Напряжением 6 - 10 кВ	58,4	17,5	16,5	15,6	17	16,9	5,1	4	151
1.2.	Напряжением 0,4 кВ	166	52,7	47,2	39,8	38	33	14	4	394,7
1.3.	Износ, %	100	100	80	60	50	30	15	-
2.	Кабельные линии, всего, км	74,7	17,6	17,5	13,4	14,7	13	9,6	2,7	163,2
2.1.	Напряжением 6 - 10 кВ	51,2	10,3	10,3	7,1	8	7	4,6	2	100,5
2.2.	Напряжением 0,4 кВ	23,5	7,3	7,2	6,3	6,7	6	5	0,7	62,7
2.3.	Износ, %	100	100	80	60	50	30	15	-	-

По оценке УМП "Коммунэнерго" Трусовского района на 01.01.2000 77,6% воздушных, 75,5% кабельных линий электропередачи имеют износ 60 - 100%. Полностью отработали нормативный срок эксплуатации и требуют реконструкции или капитального ремонта 56,6% кабельных и 54% воздушных линий электропередачи этой организации, в том числе: 61,2% КЛ-6 - 10 кВ, 49,1% КЛ-0,4 кВ, 50,3% ВЛ-6/10 кВ, 55,4% ВЛ-0,4 кВ.

По данным управления "Астраханьэнергонадзор" количество повреждений электрических сетей МП ПЭО "Астркоммунэнерго" в 1999 году составляло:

- кабельных линий 6 - 10 кВ 360 повреждений (80,8 повреждений на 100 км линий);

- воздушных линий 6 - 10 кВ 240 повреждений (131 повреждение на 100 км линий);

- воздушных линий 0,4 кВ 480 повреждений (89,3 повреждений на 100 км линий).

Количество повреждений электрических сетей УМП "Коммунэнерго" Трусовского района в 1999 году составляло:

- кабельных линий 6 - 10 кВ 60 повреждений (59,7 повреждений на 100 км линий);

- воздушных линий 6 - 10 кВ 47 повреждений (31,1 повреждений на 100 км линий);

- воздушных линий 0,4 кВ 2086 повреждений (528,5 повреждений на 100 км линий).

По статистическим материалам о средней удельной повреждаемости электрических сетей до 1990 года, удельная повреждаемость для воздушных линий 6 - 10 кВ составляла 3,5 повреждений на 100 км, для кабельных линий 6 - 10 кВ 4 повреждения на 100 км. Следовательно, показатели надежности работы электрических сетей ухудшились в десятки раз. Старение и износ энергетического оборудования заметно снизили надежность электроснабжения потребителей.

Оценка технического состояния основного электрооборудования энергоснабжающих организаций Астраханской области показывает наличие объективных причин выбытия основных генерирующих мощностей в объеме 100 МВт в 2007 году, что составляет 20% от установленной мощности генерирующих источников на территории области по состоянию на 01.01.2000. Фактически отработанный к 2000 г. парковый ресурс эксплуатации генерирующего оборудования (без учета Астраханской ГРЭС) составляет 57 - 66% от нормативного.

Техническое состояние системообразующего сетевого хозяйства обуславливает необходимость ежегодного обновления 120 - 150 км электрических сетей взамен выбывающих по техническому состоянию.

2.2. Энергопотребление

По данным Астраханского областного комитета государственной статистики (приложение 3) наибольшая величина электропотребления по Астраханской области в размере 4048,6 млн кВт ч была зафиксирована в 1991 году (рассматриваемый период с 1990 года). С 1992 по 1997 год произошел резкий спад электропотребления по всем группам потребителей. В 1997 году величина электропотребления составила 84,6% к уровню 1991 года. Однако, начиная с 1997 года, наблюдается увеличение спроса на электрическую энергию и заметный рост потребления электрической энергии. Уровень электропотребления, достигнутый в 1999 году по Астраханской области, к уровню 1991 года составил 88%. Электробаланс Астраханской области приведен в приложении 4. В 1999 году потребление электрической энергии выше уровня достигнутого в 1991 году имели - транспорт (205%) и коммунальное хозяйство области (150%). Ниже достигнутого в 1991 году уровня - промышленность (65%), сельское хозяйство (80%), прочие отрасли хозяйства области (54%). Структура электробаланса Астраханской области по группам потребителей приведена в приложении 5.

По сравнению с 1991 годом в 1999 году почти в 1,6 раза возросли потери электрической энергии в сетях общего пользования. Значительное увеличение потерь электрической энергии в сетях свидетельствует о том, что техническое состояние значительной части электрических сетей в настоящее время не отвечает требованиям НТД.

Астраханская область является энергодефицитной. В 1991 году потребление электрической энергии в области обеспечивалось за счет собственного производства только на 67%. Остальное потребление удовлетворялось за счет поставок электрической энергии от электрических станций Единой энергетической системы страны. С 1992 года наблюдается постоянный рост производства электрической энергии генерирующими источниками, расположенными на территории области, при неуклонном снижении поставок электрической энергии от электростанций Единой энергетической системы.

В 1999 году поставки электрической энергии в Астраханскую область с Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ), по сравнению с 1991 годом, снизились на 993,3 млн кВт ч или на 74%. Выработка электрической энергии в Астраханской области по сравнению с 1991 годом увеличилась на 514,4 млн кВт ч или на 19%. В 1999 году потребление электрической энергии в области обеспечивалась за счет собственного производства на 90,3%. Рост собственного производства электроэнергии обеспечен без ввода на территории области дополнительных генерирующих мощностей, за счет увеличения нагрузки электрических станций до уровня, превышающего их проектные параметры. По материалам режимного дня, проведенного 15 декабря 1999 года, нагрузка электрических станций ОАО "Астраханьэнерго" составляла от 488 до 513 МВт при номинальной мощности оборудования 480 МВт. Максимальная нагрузка потребителей в режимный день составила 557 МВт.

Уточняемыми ежеквартально Плановыми балансами производства и поставок электрической (тепловой) энергии и электрической мощности в рамках Единой энергетической системы России в 1999 году для Астраханской области были установлены следующие величины сальдо-перетока: электрическая энергия 374 млн кВт ч, электрическая мощность 864 МВт.

Фактически Астраханской областью с ФОРЭМ было получено электрической энергии 346,3 млн кВт ч, электрической мощности 647 МВт.

Следовательно, потребность области в поставках энергии с ФОРЭМ в 1999 году при максимально возможной загрузке электрических станций, расположенных на территории Астраханской области, была удовлетворена по электрической энергии на 91%, электрической мощности на 75%.

Вышеизложенное позволяет сделать вывод, что генерирующие мощности, расположенные на территории области, увеличили выработку электрической энергии до максимально возможного уровня и не смогут обеспечить рост энергопотребления на территории области, электрические сети и оборудование подстанций работают в нерасчетных режимах. Зависимость области от поставок электрической энергии с ФОРЭМ не позволит стабилизировать энергообеспечение экономики области.

2.3. Эффективность использования генерирующих мощностей Астраханской области

Основой энергетики Астраханской области является комбинированный метод производства электрической и тепловой энергии на тепловых электрических станциях.

Эффективность работы тепловых электрических станций, работающих по комбинированному методу, характеризуется величинами удельного расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии и долей конденсационной выработки электроэнергии на внешнем тепловом потреблении.

Исходя из того, что 95,2% установленной электрической мощности Астраханской области находится на балансе ОАО "Астраханьэнерго", далее подробно рассмотрена эффективность использования генерирующих мощностей только ОАО "Астраханьэнерго".

Динамика фактически сложившихся показателей удельного расхода топлива и объемов производства электрической (тепловой) энергии за период с 1990 года по 1999 год по Астраханской ГРЭС приведена в приложении 6.

Динамика фактически сложившихся показателей удельного расхода топлива и объемов производства электрической (тепловой) энергии за период с 1990 года по 1999 год по Астраханской ТЭЦ - 2 приведена в приложении 7.

Зависимость удельного расхода топлива на производство электрической энергии Астраханской ГРЭС от доли выработки электроэнергии по конденсационному циклу показана в приложении 8.

Зависимость удельного расхода топлива на производство электрической энергии Астраханской ТЭЦ-2 от доли выработки электроэнергии по конденсационному циклу показана в приложении 9.

Динамика годового отпуска тепловой энергии Астраханской ГРЭС за период с 1990 по 1999 год представлена в приложении 10.

Динамика годового отпуска тепловой энергии Астраханской ТЭЦ-2 за период с 1990 по 1999 год представлена в приложении 11.

Динамика объемов выработки электрической энергии Астраханской ГРЭС за период с 1990 по 1999 год представлена в приложении 12.

Динамика объемов выработки электрической энергии Астраханской ТЭЦ-2 за период с 1990 по 1999 год представлена в приложении 13.

Эффективность использования генерирующих мощностей характеризуется отклонением фактических технико-экономических показателей электростанций ОАО "Астраханьэнерго" от их проектных величин, которое приведено в таблице:

N п/п	Наименование	ТЭЦ-2			ГРЭС
		проект	факт 1999	откл., %	проект	факт 1999	откл., %
1.	Установленная электрическая мощность, МВт	380	380	0	100	100	0
2.	Установленная тепловая мощность, Гкал/ч	960	710	-26	244	244	0
3.	Годовой отпуск тепла, всего, тыс. Гкал	3323	1234,3	-62,9	1573	561,5	-64,3
	в т.ч. в паре, тыс. Гкал	1237	-	-100	831	288,8	-65,2
	в горячей воде, тыс. Гкал	2086	1234,3	-40,8	742	352,1	-52,5
4.	Выработка электроэнергии, всего, млн кВт ч в т.ч.:	2161	2496,2	+15,5	652,5	614,3	-5,9*
	- теплофикационный цикл	1263	442,4		533,6	198,1
	- конденсационный цикл	898	2053,8		118,9	416,2
5.	Годовой отпуск электроэнергии, млн кВт ч	1990,3	2280,6	+14,6	600,8	555,5	-7,5*
6.	Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, г/кВт ч	226,5	351,8	+55,3	285,3	402,6	+41,1
7.	Годовой расход топлива на отпуск электроэнергии, тыс. т.у.т.	450,8	802,3	+78,0	171,4	223,6	+30,5
8.	Удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию, кг/Гкал	168,4	147,4	-12,5	155	148,2	-4,4
9.	Годовой расход топлива на отпуск тепловой энергии, тыс. т.у.т.	559,6	182	-67,5	243,9	83,3	-65,8
10.	Годовой расход топлива, всего, тыс. т.у.т.	1010,4	984,3	-2,6	415,3	306,9	-26,1

Примечание:

* - Снижение выработки и годового отпуска электроэнергии произошло вследствие простоя оборудования ГРЭС в аварийном ремонте (турбина N 3 с 11.01.99 по 21.05.99, турбина N 6 с 23.03.99 по 01.11.99).

Сравнение проектных и фактических показателей работы электрических станций и рассмотрение динамики показателей работы электрических станций показывает, что при максимальной загрузке электрических мощностей электрических станций их тепловые мощности загружены только на 37 - 38% и используются неэффективно.

По оценке региональной энергетической комиссии Астраханской области, в 1999 году потребность в тепловой энергии по г. Астрахани составила 2535 тыс. Гкал, в том числе:

N п/п	Наименование	Единица измерений	1999 год	%
1.	Потребность в тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, всего, в том числе:	тыс. Гкал	2535	100
1.1.	жилищный фонд	тыс. Гкал	1335	52,6
1.2.	социальная сфера	тыс. Гкал	250	9,9
1.3.	промышленность	тыс. Гкал	950	37,5

Распределение покрытия тепловых нагрузок осуществлялось энергоснабжающими организациями в следующих долях:

N п/п	Наименование	Единица измерений	1999 год	%
1.	Покрытие тепловой нагрузки (полезный отпуск конечным потребителям), всего, в том числе:	тыс. Гкал	2535	100
1.1.	ОАО "Астраханьэнерго"	тыс. Гкал	391	15,4
1.2.	МП ПЭО "Астркоммунэнерго", в т.ч.:	тыс. Гкал	1734	68,4
	покупная у ОАО "Астраханьэнерго"		1312	51,8
	собственная выработка		422	16,6
1.3.	УМП "Коммунэнерго" Трусовского района	тыс. Гкал	199,9	7,9
1.4.	ОАО "ТЭЦ-Северная"	тыс. Гкал	96,8	3,8
1.5.	Ведомственные котельные	тыс. Гкал	114	4,5

Согласно оценочным расчетам, выполненным специалистами РЭК Астраханской области, исходя из фактических темпов увеличения площади благоустроенного жилья (по статистическим данным с 1997 г. по 1999 г. оно составило около 1% в год) и прогнозируемых комитетом экономики администрации Астраханской области темпов роста объемов промышленного производства, среднегодовой прирост потребности г. Астрахани в тепловой энергии за период с 1999 по 2006 год составит 0,97%. Потребность г. Астрахани в тепловой энергии в 2006 году составит 2712,2 тыс. Гкал, при следующем распределении между категориями потребителей:

Наименование	1999 год	2000 год	2001 год	2006 год
Потребность г. Астрахани в тепловой энергии, всего, тыс. Гкал	2535	2559,3	2584,2	2712,2
в том числе жилищный фонд	1335	1348	1361	1429
социальная сфера	250	252	254,5	267,2
промышленность	950	959,3	968,7	1016

При принятии решений по реконструкции генерирующих мощностей и развитию энергетики на территории области необходимо соблюдать достигнутый уровень производства тепловой энергии ОАО "Астраханьэнерго" с обязательным сокращением на территории г. Астрахани производства тепловой энергии коммерчески неперспективными производителями.

2.4. Состояние финансовых расчетов в энергетике

Состояние расчетов потребителей за отпущенную им электрическую и тепловую энергию характеризуется величиной суммы дебиторской задолженности, имеющейся у энергоснабжающих организаций, и динамикой изменения этой величины в отчетном периоде.

Дебиторская задолженность предприятий энергосистемы области на 01.07.2000 составила 1228441 тыс. руб., что составляет 13,4% от дебиторской задолженности в целом по Астраханской области.

Наибольшая задолженность у ОАО "Астраханьэнерго". На 01.07.2000 - 881717 тыс. руб., что составляет 71,8% от дебиторской задолженности всех предприятий энергосистемы области и 9,6% от дебиторской задолженности по Астраханской области.

По остальным предприятиям энергосистемы задолженность на 01.07.2000 составила: МП ПЭО "Астркоммунэнерго" - 295211 тыс. руб., УМП "Коммунэнерго" Трусовского района - 28343 тыс. руб., ОАО "ТЭЦ-Северная" - 23170 тыс. руб.

При рассмотрении структуры образовавшейся задолженности потребителей перед муниципальными энергоснабжающими организациями - МП ПЭО "Астркоммунэнерго" и УМП "Коммунэнерго" Трусовского района можно выделить следующие основные группы неплательщиков: бюджетные организации 50,7%; население 36,5%; прочие группы 12,8%.

При рассмотрении структуры образовавшейся задолженности перед ОАО "Астраханьэнерго" можно выделить следующие основные группы неплательщиков:

N п/п	Наименование	Доля в общей задолженности ОАО "Астраханьэнерго", %
Электрическая энергия
1.	Население	9,2
2.	Муниципальные предприятия	7,7
3.	Бюджетные организации	65
	в т.ч.:
	Федеральный бюджет	26,7
	Областной бюджет	0,1
	Местный бюджет	38,2
4.	Промышленные потребители	10
5.	Сельскохозяйственные потребители	5,2
6.	Прочие группы	2,9
	Всего	100
Тепловая энергия
1.	Население	0
2.	Муниципальные предприятия	93,2
3.	Бюджетные организации	0,6
4.	Промышленные потребители	6,1
5.	Сельскохозяйственные потребители	0
6.	Прочие группы	0,1
	Всего	100

Динамика изменения задолженности потребителей за отпущенную им электрическую и тепловую энергию показана в таблице:

в тыс. руб.

Наименование	на 01.01.99	на 01.04.99	на 01.07.99	на 01.10.99	на 01.01.00	на 01.04.00	на 01.07.00
ОАО "Астраханьэнерго"	709591	809694	823099	876863	904735	1010516	881717
Темп роста к предыдущему кварталу, %		114,1	101,7	106,5	103,2	111,7	87,3
МП ПЭО "Астркоммунэнерго"	122774	152607	150690	150074	241459	279669	295211
Темп роста к предыдущему кварталу, %		124,3	98,9	99,6	160,9	115,7	105,6
УМП "Коммунэнерго" Трусовского района	25506	30469	28198	28955	34954	30882	28343
Темп роста к предыдущему кварталу, %		119,5	92,5	102,7	120,7	88,4	91,8
ОАО "ТЭЦ-Северная"	1328	13412	13861	14452	15344	22994	23170
Темп роста к предыдущему кварталу, %		в 10,1 раз	103,3	104,3	106,2	149,9	100,8

Диаграмма динамики изменения задолженности потребителей за отпущенную им электрическую и тепловую энергию приведена в приложении 14.

Показатели, приведенные в таблице, свидетельствуют о снижении темпов роста дебиторской задолженности ОАО "Астраханьэнерго" и УМП "Коммунэнерго" Трусовского района и увеличении темпов роста МП ПЭО "Астркоммунэнерго" и "ТЭЦ-Северная".

Темп роста дебиторской задолженности ОАО "Астраханьэнерго" в I полугодии 2000 года составил 97,5%, УМП "Коммунэнерго" Трусовского района - 81,1%, МП ПЭО "Астркоммунэнерго" - 122,2%, ОАО "ТЭЦ-Северная" - 151,0%.

Сравнивая квартальные темпы роста дебиторской задолженности ОАО "Астраханьэнерго", видно, что в 2000 году темпы роста дебиторской задолженности снижаются по сравнению с аналогичным периодом 1999 года. В I квартале 2000 года темп роста дебиторской задолженности ОАО "Астраханьэнерго" составил 111,7%, в I квартале 1999 года - 114,1%; во II квартале 2000 года - 87,3%, во II квартале 1999 года - 101,7%.

Учитывая, что ОАО "Астраханьэнерго" имеет наибольший удельный вес в общей дебиторской задолженности предприятий энергосистемы, вышеизложенное позволяет сделать вывод, что состояние расчетов в электроэнергетике в первом полугодии 2000 года по сравнению с 1999 годом улучшилось.

2.5. Основные финансовые показатели деятельности электроэнергетики

Объем выпущенной электроэнергетикой продукции в 1999 году составил 919400 тыс. рублей. Балансовая прибыль - 34441,1 тыс. рублей. Себестоимость продукции - 784629 тыс. рублей. Общая рентабельность предприятий электроэнергетики области в 1999 году составила 4,4%.

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов энергосистемы области в 1999 г. - 5498868 тыс. рублей.

Из общего объема выпущенной электроэнергетикой продукции объем продукции ОАО "Астраханьэнерго" составляет 85,4%. Поэтому при оценке финансового состояния электроэнергетики области допустимо рассматривать ОАО "Астраханьэнерго".

Собственный капитал предприятия на 01.01.2000 - 3404483 тыс. рублей. Удельный вес собственного капитала в общей сумме валюты баланса - 83,8% (в 1998 году 86,6%), то есть предприятие достаточно обеспечено собственными средствами и способно отвечать по своим обязательствам. Структура пассивов предприятия приведена в таблице:

Показатели	на 01.01.99	на 01.01.2000	Изменение
Удельный вес собственного капитала в общей валюте баланса (коэффициент финансовой автономности предприятия), %	86,6	83,8	-2,8
Удельный вес заемного капитала (коэффициент финансовой зависимости), %	13,4	16,2	-2,8
в т.ч.:
- долгосрочного	0,2	0,2	-
- краткосрочного	13,2	16,0	-2,8
Коэффициент финансового риска (плечо финансового рычага)	0,15	0,19	+0,04

Наибольшие величины в структуре собственного капитала составляют удельные веса уставного и добавочного капитала (22,7% и 68% соответственно).

В 1999 году нераспределенная прибыль ОАО "Астраханьэнерго" составила 16761 тыс. руб. (по плану 40405 тыс. руб.). Однако предприятие не имело возможности направить финансовые средства на расширенное воспроизводство, т.к. вся нераспределенная прибыль была направлена на обязательные выплаты (дивиденды, содержание соцсферы, резервный фонд).

Из-за неплатежей ОАО "Астраханьэнерго" не обеспечивает своевременного обновления основных средств предприятия - износ основных средств увеличивается с каждым годом.

В 1999 году поступление основных производственных фондов превысило их выбытие. Однако это было не обновление изношенных фондов, а поступление дополнительных основных фондов (электрические сети 0,4 - 10 кВ от сельсоветов, МУП ЖКХ и совхозов районов области). Коэффициент износа основных производственных фондов увеличился на 1,8 процентных пункта по отношению к 1998 году.

При этом наиболее быстрыми темпами осуществлялось выбытие (4,5%) и поступление (8,5%) по пассивной части основных производственных фондов.

Износ активной и пассивной части основных производственных фондов увеличился в 1999 году по сравнению с 1998 годом на 1,8 и 0,5 процентных пункта соответственно.

Динамика структуры собственного капитала приведена в таблице:

Источник капитала	Сумма, тыс. руб.		Структура капитала, %
	на 01.01.99	на 01.01.2000	на 01.01.99	на 01.01.2000	изменение
Уставный капитал	773900,0	773900,0	22,6	22,7	+0,1
Добавочный капитал	2926258,0	2319324,0	67,2	68,1	+0,9
Резервный капитал	5452,0	6722,0	0,2	0,2	-
Фонд накопления	-	-	-	-	-
Фонд социальной сферы	253317,0	229995,0	7,4	6,8	-0,6
Целевое финансирование и поступления	40766,0	35361,0	1,2	1,0	-0,2
Нераспределенная прибыль	47784,0	39181,0	1,4	1,2	-0,2
в т.ч.:
- прошлых лет	47784,0	22420	1,4	0,7	-0,7
- отчетного года	-	16761,0	-	0,5	+0,5
Итого	3417477,0	3404483,0	100,0	100,0	-

Структура заемного капитала, в котором удельный вес заемных средств составляет 1%, а основная часть (около 60%) - задолженность поставщикам и подрядчикам, подтверждает ограниченную возможность предприятия по привлечению инвестиционных кредитов. Динамика структуры заемного капитала приведена в таблице:

Источник капитала	Сумма, тыс. руб.		Структура капитала, %
	на 01.01.99	на 01.01.2000	на 01.01.99	на 01.01.2000	изменение
Краткосрочные пассивы
Заемные средства	5251,0	5151,0	1,0	0,79	-0,21
Кредиторская задолженность	512326,0	642173,0	98,21	98,7	+0,49
в т.ч.:
- поставщики и подрядчики	342797,0	373949,0	65,7	57,5	-8,2
- по оплате труда	20672,0	7991,0	4,0	1,2	-2,8
- по социальному страхованию и обеспечению	61525,0	87622,0	11,8	13,5	+1,7
- авансы полученные	87,0	336,0	0,02	0,05	+0,03
- задолженность перед бюджетом	23336,0	75288,0	4,5	11,6	+7,1
- прочие кредиторы	28202,0	28599,0	5,4	4,4	-1,0
- кредиторская задолженность РАО "ЕЭС" по абонплате	35707,0	68388,0	6,8	10,5	+3,7
Расчеты по дивидендам	4026,0	3362,0	0,78	0,51	-0,27
Доходы будущих периодов	48,0	18,0	0,01	0,003	-0,007
Итого	521651,0	650704,0	100,0	100,0	-

В 1999 году кредиторская задолженность перед бюджетом и РАО "ЕЭС" по абонентной плате увеличилась. Однако ОАО "Астраханьэнерго" своевременно выплачивает полученный кредит согласно графику его погашения. В кредитной истории ОАО "Астраханьэнерго" не было ни одной просроченной выплаты процентов по полученному кредиту. Уменьшилась задолженность по оплате труда.

Во внеоборотных активах ОАО "Астраханьэнерго" более 90% составляют основные средства, что объясняется большой фондоемкостью энергопроизводства.

В оборотных активах наибольшую часть (90%) составляет дебиторская задолженность на 01.01.2000 - 904735 тыс. руб.

Превышение дебиторской задолженности над кредиторской составило на 01.01.2000 - 245031 тыс. руб., то есть предприятие обладает резервом, который может быть направлен на обновление основных фондов и на расширенное воспроизводство.

Фондоотдача основных производственных фондов в 1999 году и 1998 году составила 16,62 коп. и 16,47 коп. на 1 руб. основных производственных фондов соответственно.

Снижение фондоотдачи произошло за счет снижения объема реализации с 786801 тыс. руб. до 785080 тыс. руб. (в сопоставимых ценах 1999 года) при увеличении стоимости основных производственных фондов на 0,5%.

На снижение объема реализации продукции оказало влияние снижение полезного отпуска тепловой энергии в 1999 году на 4% по сравнению с 1998 годом.

В деятельности предприятия прослеживается тенденция снижения издержек производства, что позволило увеличить рентабельность предприятия с 3% в 1998 году до 4,3% в 1999 году. Показатели эффективности производственно-хозяйственной деятельности ОАО "Астраханьэнерго" приведены в таблице:

Показатели	1998 г.	1999 г.
Коэффициент использования собственного капитала	0,007	0,01
Фондоотдача основных производственных фондов, коп. на 1 рубль основных производственных фондов	16,62	16,47
Общая рентабельность, %	3,0	4,3

Использование собственного капитала также улучшилось. Коэффициент использования собственного капитала увеличился с 0,7% в 1998 году до 1% в 1999 году.

Таким образом, несмотря на значительный износ основного производственного оборудования, предприятие эффективно использует имеющиеся основные производственные фонды и при условии применения нового высокотехнологичного оборудования способно обеспечить окупаемость привлеченных инвестиций.

2.6. Инвестиционный процесс в электроэнергетике

Темп роста капитальных вложений в основной капитал экономики области в 1999 году составил 27% к уровню 1990 года (приложение 15).

В период до 1996 года прослеживалась тенденция снижения объемов инвестиций в основной капитал экономики с 20739,4 млн руб. в 1990 году до 4673,4 млн руб. в 1999 году (в ценах 1999 года), с 1996 года наметился их незначительный рост.

На этом фоне объем инвестиций в электроэнергетику области ежегодно снижался в период 1990 - 1999 гг. более высокими темпами, и их размер в 1999 году от объема 1990 года составил лишь 4,4%. Удельный вес инвестиций в электроэнергетику в общем объеме инвестиций 1999 года составил всего 0,4%, при том, что удельный вес стоимости основных производственных фондов электроэнергетики области составляет 9% от стоимости всех основных фондов области, а удельный вес объема продукции электроэнергетики в валовом региональном продукте - 5%.

Необходимый для поддержания оборудования в удовлетворительном техническом состоянии объем инвестиций в электроэнергетику на 1 рубль основных производственных фондов в 1998 году и в 1999 году должен был составить 3,8 коп. и 3,9 коп. на 1 рубль основных производственных фондов соответственно. А с учетом вывода из эксплуатации оборудования, отработавшего нормативный срок эксплуатации, данный показатель составляет 33 коп. и 34,6 коп. на 1 рубль основных производственных фондов в 1998 году и 1999 году соответственно. Фактически же было направлено - 1,6 коп. на 1 рубль основных производственных фондов в 1998 году и 0,4 коп. на 1 рубль основных производственных фондов в 1999 году.

Таким образом, практически нулевая интенсивность инвестиционного процесса вынудила электроэнергетику области функционировать в режиме ускоренного износа основных производственных фондов как генерирующих мощностей, так и сетевого хозяйства.

Оценивая производственный потенциал энергетики по состоянию на 01.01.2000 при условии режима эксплуатации в соответствии с проектно-технической документацией и соблюдения сроков выбытия основных фондов, следует подчеркнуть, что собственное производство электроэнергии на территории области составило бы 51,1% от фактического уровня потребления, дефицит возрос бы до 48,9%.

3. Развитие энергетики области на 2001 - 2005 гг. и на период до 2010 года

3.1. Перспектива социально-экономического развития Астраханской области

Согласно проекту программы развития области темп роста валового регионального продукта в 2005 году составит 163% к уровню 2000 года (приложение 16). Энергоемкость экономики в 1999 году составила 0,191 кВт ч на 1 рубль валового регионального продукта.

Прогнозируемый темп роста объема промышленной продукции в 2005 году к уровню 2000 года - 166,4%. Удельный вес потребления электроэнергии промышленностью составил в 1999 году 35,6% от общего потребления электроэнергии областью при удельном весе объема промышленной продукции в валовом региональном продукте - 56,8%. Энергоемкость промышленности в 1999 году составила 0,117 кВт ч на 1 рубль объема промышленной продукции.

Основными направлениями промышленной политики на региональном уровне на период до 2005 года приняты:

1. Интенсификация развития топливно-энергетического комплекса.

2. Поступательное развитие судостроительной отрасли, связанное с увеличением объемов получаемых заказов.

3. Выход предприятий машиностроительного профиля на качественно новый уровень работы, связанный с выпуском продукции, востребованной на рынке, отличающейся высокими качественными характеристиками.

4. Обеспечение ускоренного развития перерабатывающих отраслей агропромышленного комплекса через поддержку сельскохозяйственных товаропроизводителей, сближение их с переработчиками сельхозпродукции.

5. Развитие рыбохозяйственного комплекса.

6. Переориентация ряда предприятий легкой промышленности области (в частности, АООТ "Астратекс") на использование местного сырья (шерсти, хлопка) и с этой целью обеспечение необходимых условий для полноценного функционирования вертикали "производитель-переработчик", проведение дальнейшей модернизации производственных мощностей предприятий для выпуска конкурентоспособной продукции.

7. Перепрофилирование предприятий стройиндустрии на выпуск качественной и пользующейся спросом продукции, широкое внедрение промышленных технологий, максимально ориентированных на использование в производственном процессе местных сырьевых ресурсов.

В период 2000 - 2005 годов планируется увеличение производства по всем отраслям промышленности. Наиболее высокие темпы роста ожидаются по следующим отраслям: топливная - 176,7%, машиностроение - 208,2%, легкая - 205,1%, пищевая - 172,4%

Прогнозируется увеличение объема продукции сельского хозяйства на 147,9%. В 1999 году удельный вес продукции сельского хозяйства в валовом региональном продукте составил 14,7%, удельный вес потребления электроэнергии сельским хозяйством от общего объема электропотребления - 11,4%. Энергоемкость продукции сельского хозяйства в 1999 году - 0,238 кВт ч на 1 рубль продукции сельского хозяйства.

В 2005 году в народном хозяйстве области предполагается освоить 15230,0 млн руб. капитальных вложений, что составит 34,9% к 1990 году. Объем капитальных вложений производственного назначения составит 30,1% к уровню 1990 года.

Планируемый дополнительный ввод основных фондов в 2005 году достигнет 10660 млн руб.

Амортизационные отчисления за 5 лет возрастут в 1,3 раза и составят 1695 млн руб.

Балансовая прибыль по всем отраслям экономики за 2000 - 2005 гг. возрастет в 2,9 раза к уровню 2000 года, при этом прибыль прибыльных предприятий увеличится в 2005 году в 2,5 раза к уровню 2000 года.

Капитальные вложения в непроизводственное строительство в 2005 году составят 5815,0 млн руб. или 31,8%.

За счет всех источников финансирования дальнейшее развитие получит жилищное строительство. Основной объем финансирования составят средства населения и долгосрочные кредиты, финансовые средства федерального и областного бюджетов будут направляться на строительство жилья льготным категориям граждан и ликвидацию ветхого и аварийного жилья.

Доля бюджетных источников в общем объеме капитальных вложений составит 4,9%, из нее 2,7% - доля федерального бюджета. Доля собственных средств предприятий составит более 40% общего объема капитальных вложений, заемные средства составят - 23,2%, средства населения - 21,4%.

Денежные доходы населения увеличатся в период 2000 - 2005 годов в 3 раза.

Реально располагаемые денежные доходы населения в 2005 году составят 165% к уровню 2000 года.

Прожиточный минимум за этот период увеличится на 65,4% и составит в 2005 году 1402 рубля в среднем за месяц.

Учитывая прогнозируемые параметры социально-экономического развития области, оценен перспективный спрос на электроэнергию в Астраханской области.

3.2. Оценка перспективного спроса на электроэнергию

Потребность в электроэнергии на территории области в период 2001 - 2005 гг. будет определяться двумя факторами: ростом материального производства, включая промышленность, строительство, сельское хозяйство, транспорт, и ростом энергопотребления в социальной сфере экономики, включая ЖКХ и прочие отрасли.

Потребность в электроэнергии на период 2001 - 2005 гг. по отраслям сферы материального производства будет определяться, исходя из соотношения темпов роста выпускаемой продукции и темпов роста энергопотребления 10% и 2,5%.

Рост энергопотребления в социальной сфере в определяющей мере будет обусловлен ростом энергопотребления ЖКХ и прочими отраслями экономики области, потребление в которых в 1999 году составило 19,8% и 5,1% от общего потребления соответственно.

Динамика темпов роста электропотребления ЖКХ характеризуется резким всплеском в 1996 году и стабилизацией в последующие годы. Исходя из основных направлений градостроительной политики на территории области с преобладающим развитием индивидуального строительства, состояния жилищно-коммунального хозяйства и проводимых в нем энергосберегающих мероприятий, а также учитывая рост реально располагаемых доходов населения, принят ежегодный среднегодовой темп роста 104,6%.

Среднегодовой темп роста потребности в электроэнергии прочих отраслей экономики области принят 110,8%.

Рассматривая прогноз электропотребления (приложение 17) на период 2001 - 2005 гг., следует отметить, что к моменту наиболее интенсивного выбытия генерирующих мощностей (2003 год) потребность в электроэнергии на территории области возрастет на 15% к уровню 2000 года. В 2005 году потребность в электроэнергии на территории области возрастет на 26,6%, при этом обеспеченность электроэнергией собственного производства составит 60%.

Ожидается, что с 2005 года по 2010 год электропотребление на территории области будет продолжать расти. Прогнозируемый среднегодовой прирост 3,2% - должен быть уточнен по мере реализации мероприятий, намеченных Концепцией.

3.3. Стратегия развития энергетики области

Суммарная потребность области в электроэнергии, при рассматриваемом сценарии развития экономики, с 2000 по 2005 год ежегодно возрастает на 4,8% по сравнению с уровнем предыдущего года. Соответственно, докризисный (1991 год) уровень потребления электрической энергии при отсутствии ограничений и благоприятном сценарии развития экономики может быть превышен уже в 2002 году. Расположенные на территории области генерирующие мощности увеличили выработку электрической энергии до максимального технически возможного уровня и не смогут надежно обеспечить растущее энергопотребление. Существуют два варианта возмещения ожидаемого дефицита электроэнергии: увеличение покупки электроэнергии на ФОРЭМ или увеличение установленной мощности электрических станций, расположенных на территории области.

В соответствии с прогнозом, данным в Основных положениях Энергетической стратегии России на период до 2020 года (проект, 1-я редакция, Москва, декабрь 1999 год), текущее состояние мощностей на ФОРЭМ, начиная с 1999 года, характеризуется четко прослеживаемой тенденцией снижения возможности поставок энергии со снижением их в 2005 году на 40 - 45%.

Прогноз, данный в Основных положениях Энергетической стратегии России на период до 2020 года полностью подтверждается итогами работы Астраханской энергосистемы за 1999 год. Потребность области в поставках мощности с ФОРЭМ была удовлетворена только на 75%. Ограничения продолжаются и в 2000 году. Сведения о фактических ограничениях электропотребления, введенных ОДУ Центра на территории Астраханской области в мае 2000 года, приведены в приложении 18. В связи с введенными ограничениями потребители области недополучили только в мае 2000 года 1,5 млн кВт ч электрической энергии.

Ситуация, складывающаяся на ФОРЭМе, и практика поставок электрической энергии в область позволяют сделать вывод, что дефицит электрической энергии в области удовлетворить за счет ее покупки на ФОРЭМ будет невозможно.

Увеличение объема электропотребления области обуславливает соответствующий рост максимума нагрузки (мощности) потребителей Астраханской области. Прогноз увеличения максимума нагрузки потребителей и график выбытия генерирующих мощностей Астраханской области с 2001 по 2005 год приведены в приложении 19.

Ожидаемый в 2005 году максимум нагрузки потребителей Астраханской области составит 710 МВт. Без ввода новых генерирующих мощностей установленная мощность электрических станций Астраханской области составит:

N п/п	Наименование	Установленная электрическая мощность в 2005 г., МВт
1.	Астраханская ГРЭС	25
2.	Астраханская ТЭЦ-2	380
3.	"ТЭЦ-Северная"	24
	Всего	429

Дефицит мощностей составит 281 МВт.

Следовательно, для надежного обеспечения Астраханской области электрической энергией уже с 2001 года требуется начать увеличение суммарной установленной мощности электростанций, расположенных на территории области, до уровня, превышающего ожидаемую величину максимальной нагрузки потребителей (710 МВт), при одновременной компенсации выбывающих генерирующих мощностей.

Развитию собственных электрических мощностей на территории Астраханской области способствует наличие собственной топливной базы (Аксарайское газовое месторождение) и географическое расположение Астраханской области (через область осуществляется транзит энергии в Калмыкию и Казахстан, возможно его наращивание в Закавказье и другие его - восточные регионы).

Выбор стратегии развития энергетики Астраханской области на 2000 - 2005 гг. и до 2010 года определяется следующими условиями:

имеющимся 60% резервом тепловых мощностей электрических станций, расположенных на территории области;

возможностью использования пассивной части основных фондов электрических станций (здания, сооружения) при выбытии активной части, что позволяет провести увеличение электрической мощности генерирующих источников с затратами на капитальное строительство только активной части основных фондов;

имеющимися резервами повышения эффективности использования существующих генерирующих мощностей.

Исходя из перечисленных условий, увеличение установленных электрических мощностей, расположенных на территории области, на период до 2005 года целесообразно осуществить за счет реконструкции и модернизации существующих электрических станций, строительства новых генерирующих мощностей, при одновременном развитии малой и нетрадиционной энергетики, энергосбережения.

Реконструкция и модернизация электрических станций и строительство новых генерирующих мощностей должны увеличить электрическую мощность энергосистемы до уровня, превышающего ожидаемый в 2005 году максимум нагрузки потребителей Астраханской области (710 МВт), и позволить удовлетворить потребность области в электрической энергии, а развитие малой энергетики и энергосбережения позволит повысить надежность электроснабжения потребителей, улучшит эффективность использования природного газа на территории области, снизит протяженность электрических сетей и технологический расход электроэнергии на ее транспорт.

3.4. Мероприятия по развитию электроэнергетики Астраханской области на 2001 - 2005 гг. и на период до 2010 года

Для увеличения установленной электрической мощности энергосистемы области и повышения надежности электроснабжения потребителей предлагаются следующие мероприятия:

- реконструкция Астраханской ГРЭС с увеличением установленной электрической мощности до 140 МВт;

- реконструкция Астраханской ТЭЦ-2 с увеличением установленной электрической мощности до 450 МВт;

- модернизация "ТЭЦ-Северная" с увеличением установленной электрической мощности до 59 МВт;

- реконструкция электрических сетей и дополнительное сетевое строительство;

- строительство парогазовой ТЭЦ на Астраханском газоперерабатывающем заводе (ТЭЦ АГПЗ) суммарной электрической мощностью 300 МВт;

- развитие малой энергетики на территории области путем реконструкции котельных промышленных и муниципальных предприятий в ГТУ ТЭЦ суммарной электрической мощностью более 40 МВт;

- энергосберегающие мероприятия.

3.4.1. Реконструкция и модернизация существующих электрических станций и сетей

По имеющимся экспертным оценкам реконструкции и модернизации целесообразно подвергнуть следующие электрические станции Астраханской области: Астраханская ГРЭС, Астраханская ТЭЦ-2, "ТЭЦ-Северная".

Реконструкция Астраханской ГРЭС, осуществляемая путем установки на свободном месте производственных площадей Астраханской ГРЭС двух модулей ПТУ-70 суммарной электрической мощностью 140 МВт.

Реконструкция Астраханской ТЭЦ-2, путем монтажа предвключенных газовых турбин с использованием установленных энергетических котлов в качестве котлов-утилизаторов, что позволит увеличить установленную мощность станции с 380 до 450 МВт, т.е. на 70 МВт.

Модернизация "ТЭЦ-Северная" за счет установки конденсационной турбины ПТ-30/35-3,4/1,0, что позволит увеличить электрическую мощность станции на 35 МВт с 24 до 59 МВт.

Реконструкция электрических станций потребует реконструкции схемы выдачи мощности и дополнительного сетевого строительства.

ОАО "Астраханьэнерго" предусматривается реконструкция 5 подстанций 110 кВ (Царевская, Трусовская, Кировская, Прогресс, Лесная), что обеспечит преобразование и передачу электроэнергии в условиях ожидающегося увеличения нагрузок. Для обеспечения работоспособности электрических сетей необходимо также осуществить поэтапную реконструкцию электрических сетей 35 кВ правобережной части города с переводом их на напряжение 110 кВ.

Развитие коммунальных сетей г. Астрахани предусматривается согласно перспективным планам коммунальных организаций города (МП ПЭО "Астркоммунэнерго", УМП "Коммунэнерго" Трусовского района).

3.4.2. Строительство новых генерирующих источников на территории Астраханской области

Строительство парогазовой ТЭЦ на Астраханском газоперерабатывающем заводе (ТЭЦ АГПЗ-1) суммарной электрической мощностью 300 МВт.

В соответствии с Правилами устройства электроустановок оборудование Астраханского газоперерабатывающего завода относится к электроприемникам I категории, перерыв в электроснабжении которых может быть допущен лишь на время автоматического восстановления подачи электрической энергии, в том числе выделена особая группа электроприемников I категории, схема электроснабжения которых должна предусматривать дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания. На ТЭЦ АГПЗ-1 планируется установка двух газовых турбин мощностью 150 МВт. По оценке ООО "Астраханьгазпром" к 2011 году электрическая мощность Астраханского газоперерабатывающего завода составит 130 - 150 МВт, годовое электропотребление 1118,5 млн кВт ч. Установка двух турбин суммарной электрической мощностью 300 МВт позволит создать ремонтный, аварийный и нагрузочный резервы генерирующих мощностей ТЭЦ АГПЗ-1 и обеспечить выдачу избытка электрической мощности (150 - 170 МВт) в электрические сети Астраханской энергосистемы.

Строительство ТЭЦ АГПЗ-1 позволит гарантировать надежное электроснабжение завода и полностью исключит возможность перерывов энергоснабжения, вызванных износом и старением электроэнергетического оборудования ОАО "Астраханьэнерго" и в целом РАО "ЕЭС России".

Особенностью строительства ТЭЦ АГПЗ-1 является целенаправленность сооружения современной парогазовой ТЭЦ на электроснабжение конкретного электрического приемника (Астраханский газоперерабатывающий завод). Следовательно, технологический цикл работы ТЭЦ АГПЗ-1 будет подчинен требованиям этого электрического приемника, и может отличаться от режима работы Астраханской энергетической системы и Единой энергетической системы России в целом, и направлен на удовлетворение потребности в электрической энергии Астраханского газоперерабатывающего завода без учета графика электрических нагрузок потребителей Астраханской области.

3.4.3. Развитие на территории области малой энергетики

Повышение надежности электроснабжения потребителей и эффективности использования природного газа при снижении протяженности электрических сетей и технологического расхода электроэнергии на ее транспорт обеспечивается развитием в области малой и нетрадиционной энергетики.

По данным Астраханского областного комитета государственной статистики в 1999 году на территории области работало 294 котельных тепловой мощностью до 3 Гкал/ч, 87 котельных тепловой мощностью от 3 до 20 Гкал/ч и 16 котельных тепловой мощностью от 20 до 100 Гкал/ч. Таким образом, существует возможность реконструкции части котельных в газотурбинные электростанции единичной мощностью 2,5 - 5 МВт.

По существующим предварительным оценкам в Володарском, Икрянинском, Камызякском, Лиманском, Наримановском районах Астраханской области 15 крупных котельных промышленных и муниципальных предприятий могут быть реконструированы в ГТУ ТЭЦ суммарной установленной мощностью более 40 МВт.

3.4.4. Энергосбережение

В 2001 - 2005 гг. основой политики энергосбережения на территории области будут являться малозатратные и беззатратные мероприятия по энергосбережению, в том числе:

- установление норм расхода энергоресурсов для организаций, в отношении которых осуществляется государственное регулирование;

- установление лимитов расхода энергоресурсов для бюджетных организаций;

- проведение энергетических обследований (энергоаудита) предприятий и организаций с составлением энергетических паспортов.

ОАО "Астраханьэнерго" разработана и внедряется комплексная программа энергосбережения. Намечено, что в 2001 - 2005 гг. расход электроэнергии на собственные нужды электростанций снизится на 73,3 млн кВт ч, в т.ч. технологический расход энергии на транспорт на 59 млн кВт ч. Не требующие дополнительных затрат мероприятия по работе с отдельными потребителями (перенос времени максимума нагрузки, внедрение приборов учета) позволят снизить нагрузку по Астраханской области в часы максимума энергосистемы на 27 МВт.

Энергосберегающие мероприятия ОАО "Астраханьэнерго" представлены в таблице:

Наименование мероприятия	Стоимость мероприятия, млн руб.	Эффективность
1. Программа оснащения участников рынка энергии приборами учета
1.1. Установление приборов учета электроэнергии	10,6	Объективный учет потребления электроэнергии
1.2. Установление приборов учета теплоэнергии	0,12	Объективный учет потребления теплоэнергии
Итого по разделу 1	10,72
2. Программа технологических мер в производстве и транспорте электрической и тепловой энергии
2.1. Выравнивание нагрузок фаз в эл. сетях 0,4 кВ путем перераспределения нагрузок	0	Снижение потерь электроэнергии
2.2. Замена перегруженных силовых трансформаторов	0,35	Снижение потерь электроэнергии
2.3. Доведение присосов в W системы т/а	0,785	Экономия топлива
2.4. Уплотнение газовоздушного тракта	0,8	Экономия топлива
2.5. Замена проводов на перегруженных ВЛ-0,4-10 кВ	0,39	Снижение потерь электроэнергии
2.6. Восстановление поврежденной тепловой изоляции на контрольных теплопроводах, трубопроводах и подогревателях	0,255	Экономия топлива
2.7. Химическая очистка котлов	0,075	Экономия топлива
2.8. Восстановление поврежденной изоляции на магистральных теплопроводах	1,025	Экономия топлива
2.9. Строительство градирни БТ-2600 ст. N 3	5,0	Экономия топлива
2.10. Замена ПНД-1, 2, 3 на т/у ст. N 3	0,42	Экономия топлива
2.11. Химическая очистка котлов	0,075	Экономия топлива
2.12. Восстановление поврежденной изоляции станционных трубопроводов и подогревателей	1,025	Экономия топлива
Итого по разделу 2	10,2
3. Программа мер по работе с потребителями
3.1. Внедрение приборов учета электроэнергии с указанием максимума нагрузки	2,0	Снижение максимума нагрузки
3.2. Внедрение отопления с аккумулированием тепла	0,05	Снижение максимума нагрузки
Итого по разделу 3	2,05
4. Программа организационно-экономических мер
4.1. Организация учета реальных затрат на производство электро- и теплоэнергии в различных режимах работы оборудования	1,3	Экономия материальных ресурсов
4.2. Программа НИОКР по энергосбережению (АСКУЭ Астраханской энергосистемы)	0,5	Повышение надежности энергосистемы, снижение потерь электроэнергии
4.3. Создание регионального энергетического фонда	0,16	Организация финансирования определяющих энергосберегающих технологий
4.4. Мероприятия по привлечению инвестиций в энергосбережение	1,2
Итого по разделу 4	3,16
Всего	26,13

3.5. Оценка суммарной установленной мощности энергосистемы области после реализации намеченных мероприятий и необходимых капитальных вложений

Установленная электрическая мощность электрических станций Астраханской области после реализации намеченных мероприятий к 2010 году должна составить:

N п/п	Наименование	Установленная электрическая мощность в 2010 году, МВт
1.	Астраханская ГРЭС	140
2.	Астраханская ТЭЦ-2	450
3.	"ТЭЦ-Северная"	59
4.	ГТУ ТЭЦ	40
5.	ТЭЦ АГПЗ-1	300
	Всего	989

Прогноз увеличения максимума нагрузки потребителей до 2010 года и график необходимого увеличения установленной электрической мощности энергетических источников Астраханской области с 2001 по 2010 год приведены в приложении 20.

При этом величина прогноза максимума нагрузки по Астраханской области в 2010 году принята по приложению 4 к протоколу совещания "О прогнозе электропотребления по Астраханской области на период до 2010 года", подписанному первым заместителем начальника департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" Бобылевым А.В.

Вопрос о строительстве Астраханской ТЭЦ-3, предусмотренный Схемой теплоснабжения г. Астрахани на 1995 - 2005 гг. с перспективой до 2010 года, разработанной БелНИПИЭнергопром в 1991 - 1993 гг., целесообразно рассмотреть в ходе реализации мероприятий по развитию электроэнергетики области на период до 2005 года и уточнения в 2001 - 2002 гг. параметров социально-экономического развития Астраханской области и прогноза потребления электрической и тепловой энергии, положенных в основу настоящей Концепции. Прогноз электробаланса Астраханской области после реализации предложенных мероприятий по развитию электроэнергетики области до 2005 года приведен в приложении 21.

Величину капитальных вложений в реконструкцию энергетических объектов Астраханской области можно оценить, исходя из величины капитальных вложений в реконструкцию энергетических объектов, осуществляемых в 2000 году РАО "ЕЭС России" (реконструкция Костромской ГРЭС, реконструкция Конаковской ГРЭС, реконструкция Черепетской ГРЭС, реконструкция Ириклинской ГРЭС). В соответствии с проектами реконструкции этих объектов электроэнергетики стоимость их реконструкции оценивается в сумму от 400 до 500 долларов США за 1 кВт.

Исходя из этой величины, стоимость реконструкции и модернизации существующих электростанций Астраханской области, а также строительство ТЭЦ АГПЗ-1 можно оценить суммой от 5812 до 7240 млн рублей (207,6 - 258,6 млн долларов США).

Всего необходимо капитальных вложений в реконструкцию и модернизацию существующих электростанций, строительство новой ТЭЦ АГПЗ-1, развитие малой энергетики, энергосбережение, реконструкцию сетей и новое сетевое строительство от 6678,2 до 8106,2 млн руб. (238,5 - 289,5 млн долларов США).

3.6. Инвестиционная политика развития электроэнергетики

Инвестиционная политика в развитии энергетики области в соответствии с настоящей Концепцией основывается на недостаточном инвестиционном потенциале энергопроизводящих организаций: ОАО "Астраханьэнерго" и ОАО "ТЭЦ-Северная". Однако ОАО "Астраханьэнерго" потенциально имеет возможности привлечения заемных средств и привлечения средств за счет увеличения капитала.

Резервом привлечения дополнительных средств является также дебиторская задолженность предприятия. На 01.01.2000 превышение дебиторской задолженности над кредиторской составило 245031 тыс. руб.

Этих возможностей предприятия для привлечения инвестиций будет недостаточно для решения задач по реконструкции и модернизации существующих электростанций и сетей.

Энергетика Астраханской области является достаточно эффективной сферой материального производства, обеспечивающей реальную окупаемость и достаточную норму прибыли капитальных вложений. Это позволяет рассматривать вопрос привлечения прямых финансовых средств соответствующих инвесторов, либо создание топливно-энергетического холдинга на основе предприятий Астраханской области.

Исходя из объективных условий и структуры территориально-хозяйственного комплекса Астраханской области, наиболее допустимо прорабатывать вариант образования топливно-энергетического холдинга на основе предприятий ОАО "Астраханьэнерго" и ООО "Астраханьгазпром".

Это не исключает дальнейшей проработки варианта привлечения консорциума "Интерэнерджи Лимитед" к инвестиционным проектам по развитию энергетики области. Одним из предпочтительных вариантов может рассматриваться включение основных направлений развития энергетики Астраханской области в Федеральную целевую программу "Топливо и энергия", утвержденную Постановлением Правительства Российской Федерации от 06.03.96 N 263.

4. Заключение

На территории Астраханской области действуют три тепловые электрические станции:

- Астраханская ГРЭС (ОАО "Астраханьэнерго");

- Астраханская ТЭЦ-2 (ОАО "Астраханьэнерго");

- "ТЭЦ-Северная" (ОАО "ТЭЦ-Северная").

Наибольшую протяженность электрических сетей в Астраханской области имеют следующие организации:

- ОАО "Астраханьэнерго" (21291 км);

- МП ПЭО "Астркоммунэнерго" (1350,77) км;

- УМП "Коммунэнерго" Трусовского района (708,9 км).

Оценка технического состояния основного электрооборудования энергоснабжающих организаций Астраханской области показывает наличие объективных причин выбытия основных генерирующих мощностей в объеме 100 МВт в 2007 году, что составляет 20% от установленной мощности генерирующих источников на территории области по состоянию на 01.01.2000.

Фактически отработанный к 2000 году парковый ресурс эксплуатации генерирующего оборудования (без учета Астраханской ГРЭС) составляет 57 - 66% от нормативного.

Техническое состояние системообразующего сетевого хозяйства обуславливает необходимость ежегодного обновления 120 - 150 км электрических сетей взамен выбывающих по техническому состоянию.

Низкая интенсивность инвестиционного процесса обусловила функционирование энергетики области в режиме ускоренного износа основных производственных фондов (как генерирующих мощностей, так и сетевого хозяйства).

Генерирующие мощности, расположенные на территории области, увеличили выработку электрической энергии до максимально возможного уровня и не смогут обеспечить рост энергопотребления на территории области, электрические сети и оборудование подстанций работают в режимах, отличающихся от расчетных. Зависимость области от поставок электрической энергии с ФОРЭМ не позволит стабилизировать энергообеспечение экономики области.

В 2005 году потребность в электроэнергии на территории области возрастет на 26,6%, при этом обеспеченность электроэнергией собственного производства составит только 60%.

Ожидается, что с 2005 года по 2010 год электропотребление на территории области будет продолжать расти. Прогнозируемый среднегодовой прирост 3,2% - должен быть уточнен по мере реализации намеченных мероприятий.

Выбор стратегии развития энергетики Астраханской области на 2001 - 2005 гг. и на период до 2010 года определяется следующими условиями:

- имеющимся 60% резервом тепловых мощностей электрических станций, расположенных на территории области;

- возможностью использования пассивной части основных фондов электрических станций (здания, сооружения) при выбытии активной части, что позволяет провести увеличение электрической мощности генерирующих источников с затратами на капитальное строительство только активной части основных фондов;

- имеющимися резервами повышения эффективности использования существующих генерирующих мощностей.

Исходя из перечисленных условий, увеличение установленных электрических мощностей, расположенных на территории области, на период до 2005 года целесообразно осуществить за счет реконструкции и модернизации существующих электрических станций, строительства новых генерирующих мощностей при одновременном развитии малой и нетрадиционной энергетики, энергосбережения.

Для увеличения установленной электрической мощности энергосистемы области и повышения надежности электроснабжения потребителей необходимо осуществление следующих мероприятий:

- реконструкция Астраханской ГРЭС с увеличением установленной электрической мощности до 140 МВт;

- реконструкция Астраханской ТЭЦ-2 с увеличением установленной электрической мощности до 450 МВт;

- модернизация "ТЭЦ-Северная" с увеличением установленной электрической мощности до 59 МВт;

- реконструкция электрических сетей и дополнительное сетевое строительство;

- строительство парогазовой ТЭЦ на Астраханском газоперерабатывающем заводе (ТЭЦ АГПЗ-1) суммарной электрической мощностью 300 МВт;

- развитие малой энергетики на территории области путем реконструкции котельных промышленных и муниципальных предприятий в ГТУ ТЭЦ суммарной электрической мощностью более 40 МВт;

- энергосберегающие мероприятия.

Установленная электрическая мощность электрических станций Астраханской области после реализации намеченных мероприятий к 2010 году должна составить 989 МВт, что позволит полностью удовлетворить прогнозируемую потребность области в электрической мощности (755 МВт) и электрической энергии, повысит надежность электроснабжения потребителей.

Имеющийся резерв (234 МВт) электрической мощности энергосистемы позволит обеспечить рост энергопотребности области за пределами 2010 года.

Прогнозируемый рост энергопотребности будет обусловлен будущим развитием топливной отрасли промышленности (обустройство и разработка нефтяных и газовых месторождений).

Электропотребность области за пределами 2010 года будет уточнена в ходе реализации мероприятий, намеченных Концепцией.

5. Приложения

Приложение 1

Малые энергоснабжающие источники

	Количество, шт.	Мощность, кВт	Выработка эл.-эн. за 1999 год, тыс. кВт ч
Рыболовецкие колхозы
Володарский район	16	903	233
Икрянинский район	18	800	641
Камызякский район	21	1172	121
Красноярский район	7	843	-
Наримановский район	9	2115	6
Итого:	71	5833	1001
Сельхозколхозы
Ахтубинский район	22	229	8
Володарский район	11	870	-
Енотаевский район	40	154	12
Икрянинский район	7	757	-
Камызякский район	12	1390	117
Красноярский район	21	812	22
Лиманский район	30	389	-
Наримановский район	1	100	-
Харабалинский район	91	1318	45
Итого:	235	6019	204
Промышленные предприятия
Зеленгинский СРЗ	1	1897	54
Мумринский СРЗ	1	1884	-
Кировский рыбозавод	1	1890	200
Рыбокомбинат им. Куйбышева	1	800	-
СРЗ АРКСа	1	250	-
Первомайский СРЗ	1	400	-
Волго-Каспийский СРЗ	1	360	-
База морлова	1	320	-
КРХФ	1	320	-
Рыбокомбинат "Володарский"	2	830	-
ОАО "З-д металлоконструкций"	1	370	-
АО "Бассоль"	1	1380	30
АООТ "Эллинг"	2	250	-
ЗАО "Юг-Танкер"	3	440	-
ОАО "Промстройматериалы"	1	60	-
АООТ "СпецЖБИ"	1	630	-
Кирпичный з-д N 1	1	60	-
ООО "Керамик"	1	30	35
ООО "Астраханьгазпром"	19	9940	632
ООО "Лукойл-Астраханьморнефть"	7	920	50
ОАО "Хлебзавод им. Лемисова"	2	120	-
ООО "Трусовский хлебзавод"	1	100	-
ПО "Поиск"	1	37	35
Черноярский хлебокомбинат	1	30	-
Хлебзавод п. Оранжереи	1	30	-
Лиманский хлебокомбинат	2	80	-
Итого:	56	23428	1036
Управление исполнения наказаний по Астраханской области
УД-2	2	200	-
УД-6	1	100	-
УД-10	4	250	-
УД-7	1	35	-
ОЭСП-2	2	257	-
Итого:	10	842	-
Министерство путей сообщения РФ
Приволжская ж/д	9	3198	177
ТРЗ	1	600	-
Итого:	10	3798	177
Транспортные предприятия
Астраханский морской рыбный порт	2	605	1436
Северо-Каспийское морское пароходство	1	300	-
Итого:	3	905	1436
Строительство
СМП-633	1	30	2
ОАО "Волгомост"	8	1480	54
ООО "Астраханьгазстрой"	3	600	-
Итого:	12	2110	56
Прочие
Камызякская агропромхимия	1	37	-
Администрация Джанайского сельсовета (Красный Яр)	1	30	1
Узел связи АООТ "Связьинформ"	3	96	1
Енотаевский райпотребсоюз	1	80	80
Никольское сельпо	3	74	74
АИГРЭ (Астраханская исследовательская геологоразведочная экспедиция)	4	600	150
ОАО "Оранжереинские деликатесы"	2	150	-
Итого:	15	1067	306
Всего:	412	44002	4216

Приложение 3

ГАРАНТ:

См. форму "Таблицы" в редакторе MS-Word

Электробаланс Астраханской области, млн кВт ч

Год	Выработано электроэнергии	Получено электроэнергии из-за пределов области	Отпущено за пределы области	Электропотребление
				Всего	Промышленность и строительство	Транспорт	Сельское хозяйство	Коммунальное хозяйство (включая городское население)	Прочие отрасли народного хозяйства	Потери в сети общего пользования
1990	2085,6	2124,4	278,0	3932,0	1712,5	56,9	728,8	690,6	343,2	400,0
1991	2709	1629,2	289,6	4048,6	1956,9	54,9	820,8	471,5	334,7	409,8
1992	2946,3	1267,7	282,6	3931,4	1925,7	50,6	741,5	596,9	215,1	401,6
1993	3090,7	1079,6	321,2	3849,1	1759,2	79,2	755,4	582,3	239,0	434,0
1994	2948,1	1044,6	489,1	3503,6	1514,1	134,2	663,3	475,8	318,3	397,9
1995	3122,3	910,2	606,8	3425,7	1338,7	162,9	707,1	537,4	268,5	411,1
1996	3201,8	919,0	631,2	3489,6	1287,1	126,6	669,6	746,0	225,0	435,3
1997	3067,9	885,1	528,9	3424,1	1254,1	142,1	631,7	730,1	192,3	473,8
1998	3349,7	758,5	556,5	3551,7	1286,9	152,4	549,3	756,6	202,3	604,2
1999	3223,4	796,3	450,0	3569,7	1270,9	112,6	656,1	707,2	180,4	642,5

Примечание: Электробаланс составлен по материалам Астраханского областного комитета государственной статистики:

1. Статистический сборник. Экономика Астраханской области 1985 - 1994 гг.

2. Статистический сборник. Экономика Астраханской области 1994 - 1998 гг.

3. Статистический ежегодник Астраханской области 1999 г.

Приложение 6

ГАРАНТ:

См. форму "Таблицы" в редакторе MS-Word

Динамика
фактически сложившихся показателей удельного расхода топлива и объемов производства электрической (тепловой) энергии по Астраханской ГРЭС

Наименование	Единицы измерения	Проект	Фактически
			1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999
Выработка электрической энергии, всего,	млн кВт ч
в том числе		652,5	655,1	643,3	607,2	679,4	581,5	696	712,1	754,7	747,5	614,3
по теплофикационному циклу		533,6	329,1	326	287,9	271,2	221,8	218,6	217,8	224,5	196,1	198,1
по конденсационному циклу		118,9	326	317,3	319,3	408,2	359,7	477,4	494,3	530,2	551,4	416,2
Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии	г/кВт ч	285,3	364,9	367,2	379,8	387,8	394,7	381,9	421,6	400,2	417,7	402,6
Годовой отпуск тепловой энергии, всего	тыс. Гкал	1573	970,2	1135	931,2	861,2	823,9	706,9	659,1	640,1	571,8	561.5
Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии	кг/Гкал	155	182,4	182,2	183,5	181,6	182,7	181,7	148,8	152,1	152,7	148,2

Приложение 7

ГАРАНТ:

См. форму "Таблицы" в редакторе MS-Word

Динамика
фактически сложившихся показателей удельного расхода топлива и объемов производства электрической (тепловой) энергии по Астраханской ТЭЦ-2

Наименование	Единица измерения	Проект	Фактически
			1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999
Выработка электрической энергии, всего,	млн кВт ч
в том числе:		2161	1229	1890	2181	2288	2303	2392	2446	2274	2543	2496
по теплофикационному циклу		1263	279	408	447	499	463	411	450	405	442	442
по конденсационному циклу		898	950	1482	1734	1789	1840	1981	1996	1869	2101	2054
Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии	г/кВт, ч	226,5	347,7	353	353,9	351,8	351	351,1	356	355,1	353,3	351,8
Годовой отпуск тепловой энергии, всего	тыс. Гкал	3323	880,8	1077	1176	1386	1343	1072	1257	1245	1296	1234
Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии	кг/Гкал	168,4	184,7	184,1	183,4	181,9	181,4	179,1	150,5	148,5	148,7	147,4

Приложение 15

ГАРАНТ:

См. форму "Таблицы" в редакторе MS-Word

Капитальные вложения в основной капитал экономики Астраханской области (в сопоставимых ценах 1999 г.)

	1990 г.	1991 г.	1992 г.	1993 г.	1994 г.	1995 г.	1996 г.	1997 г.	1998 г.	1999 г.	2000 г. ожид.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Капитальные вложения в основной капитал, млн руб.	20739,4	15430,1	9566,7	7557,7	6288,0	6306,8	4673,4	5094,0	5144,9	5607,9	5944,4
Темпы роста к предыдущему году, %	90,4	74,4	62,0	79,0	83,2	100,3	74,1	109,0	101,0	109,0	106,0
Темпы роста к 1990 г., %	-	74,4	46,1	36,4	30,3	30,4	22,5	24,6	24,8	27,0	28,7
Капитальные вложения в электроэнергетику, млн руб.	477,0	216,0	334,8	264,5	220,1	75,7	275,7	107,0	87,5	21,1	23,7
Темпы роста к предыдущему году, %	-	45,3	155,0	79,0	83,2	34,4	364,2	38,8	81,8	25,8	112,3
Темпы роста к 1990 г., %	-	45,3	70,2	55,5	46,1	15,9	57,8	22,4	18,3	4,4	5,0
Удельный вес в общей сумме капитальных вложений, %	2,3	1,4	3,5	3,5	3,5	1,2	5,9	2,1	1,7	0,4	0,4

Приложение 16

ГАРАНТ:

См. форму "Таблицы" в редакторе MS-Word

Макроэкономические показатели
экономики Астраханской области (в сопоставимых ценах 1999 г.), млн руб.

N п/п	Показатели	1998 г. факт.	1999 г. факт.	2000 г. ожидаем.	Прогноз
					2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Валовой региональный продукт	17229,0	18676,2	21085,4	23257,2	25792,2	28732,5	31634,5	34386,7
	темпы роста, в % к предыдущему году	101,2	108,4	112,9	110,3	110,9	111,4	110,1	108,7
	темпы роста, в % к 2000 г.				110,3	122,3	136,3	150,0	163,0
2	Объем промышленной продукции	8993,8	10612,7	12597,3	14234,9	15957,3	17888,1	19354,9	20961,4
	темпы роста, в % к предыдущему году	115,6	118,0	118,9	113,0	112,1	112,1	108,2	108,3
	темпы роста, в % к 2000 г.				113,0	126,7	142,0	153,6	166,4
	в т.ч. по отраслям:
	- электроэнергетика	904,03	919,4	961,7	982,9	1009,4	1031,6	1081,1	1163,3
	темпы роста, в % к предыдущему году	113,0	101,7	104,6	102,2	102,7	102,2	104,8	107,6
	темпы роста, в % к 2000 г.				102,2	105,0	107,3	112,4	121,0
	- топливная	5134,3	6002,0	7214,4	8166,7	9375,4	10828,6	11803,2	12747,5
	темпы роста, в % к предыдущему году	135,0	116,9	120,2	113,2	114,8	115,5	109,0	108,0
	темпы роста, в % к 2000 г.				113,2	130,0	150,1	163,6	176,7
	химическая и нефтехимическая	148,6	165,0	184,3	205,3	226,2	246,33	265,8	280,4
	темпы роста, в % к предыдущему году	132,1	111,0	111,7	111,4	110.2	108,9	107,9	105,5
	темпы роста, в % к 2000 г.				111,4	122,7	133,7	144,2	152,1
	- машиностроение	630,3	751,3	821,9	986,3	1173,7	1362,7	1526,2	1710,9
	темпы роста, в % к предыдущему году	102,0	119,2	109,4	120,0	119,0	116,1	112,0	112,1
	темпы роста, в % к 2000 г.				120,0	142,8	165,8	185,7	208,2
	промышленность строительных материалов	196,0	267,0	321,7	355,5	382,2	408,95	454,8	513,5
	темпы роста, в % к предыдущему году	98,0	136,2	120,5	110,5	107,5	107,0	111,2	112,9
	темпы роста, в % к 2000 г.				110,5	118,8	127,1	141,4	159,6
	- лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная	57,05	54,9	56,7	60,2	63,93	68,21	72,2	77,54
	темпы роста, в % к предыдущему году	88,0	96,4	103,3	106,1	106,2	106,7	105,8	107,4
	темпы роста, в % к 2000 г.				106,2	112,8	120,3	127,3	136,8
	- легкая	87,34	103,5	108,7	131,08	150,3	168,5	189,1	222,9
	темпы роста, в % к предыдущему году	128,0	118,5	105,0	120,5	114,7	112,1	112,2	117,9
	темпы роста, в % к 2000 г.				120,5	138,3	155,0	174,0	205,1
	- пищевая	1645,9	2095,2	2543,6	2909,9	3299,8	3649,6	3992,7	4384,0
	темпы роста, в % к предыдущему году	102,6	127,3	121,4	114,4	113,4	110,6	109,4	109,8
	темпы роста, в % к 2000 г.				114,4	129,7	143,5	157,0	172,4
3	Валовая продукция сельского хозяйства	2756,51	2751,0	2971,1	3274,13	4043,55	5256,62	6739,0	7365,73
	темпы роста, в % к предыдущему году	86,1	99,8	108,0	110,2	123,5	130,0	128,2	109,3
	темпы роста, в % к 2000 г.				110,2	136,1	177,0	226,8	247,9

Приложение 17

ГАРАНТ:

См. форму "Таблицы" в редакторе MS-Word

Электробаланс Астраханской области без ввода новых мощностей, млн кВт ч

Год	Выработано электроэнергии	Получено электроэнергии из-за пределов области	Отпущено за пределы области	Электропотребность
				Всего	Промышленность и строительство	Транспорт	Сельское хозяйство	Коммунальное хозяйство (включая городское население)	Прочие отрасли народного хозяйства	Потери в сети общего пользования
2000	3348,6	378,6	-	3727,2	1331,0	116,5	669,2	739,7	199,9	670,9
2001	3182,5	690,7	-	3873,2	1374,3	120,2	686,3	773,7	221,5	697,2
2002	3016,4	1042,3	-	4058,7	1419,8	124,0	729,6	809,3	245,4	730,6
2003	2850,3	1436,9	-	4287,2	1470,8	128,3	798,0	846,5	271,9	771,7
2004	2850,3	1674,2	-	4524,5	1509,3	132,8	881,3	885,4	301,3	814,4
2005	2850,3	1867,0	-	4717,3	1551,9	139,3	916,9	926,1	334	849,1

Примечание: В 2000 году турбоагрегат N 3 эксплуатируется за пределами нормативно-паркового ресурса эксплуатации.

Приложение 18

ГАРАНТ:

См. форму "Таблицы" в редакторе MS-Word

Сведения об ограничениях электропотребления по Астраханской области в мае 2000

Дата	Договорное сальдо с ФОРЭМ, МВт	Ограничение за неуплату, МВт	Дополнительное ограничение ОДУ Центра, МВт	Разрешенный сальдо-переток с ФОРЭМ, МВт	Ограничения по Астраханской области, МВт	Время ограничений	Ограничения по Астраханской области, млн кВт ч
01.05.00
02.05.00
03.05.00	22	0	23	1	23	с 9 до 14	0,115
04.05.00	22	0	40	-18	26	с 9 до 12	0,078
05.05.00	22	0	40	-18	29,52	с 9 до 12	0,08856
06.05.00	22	0	40	-18	30,7	с 9 до 12	0,0921
07.05.00	22	0	40	-18	нет
08.05.00	22	0	40	-18	нет
09.05.00	22	0	40	-18	нет
10.05.00	43	0	40	3	25,6	с 9 до 12	0,0768
11.05.00	43	0	40	3	нет
12.05.00	43	0	40	3	нет
13.05.00	43	0	40	3	23,1	с 16 до 17.30	0,03465
14.05.00	43	0	40	3	нет
15.05.00	15	0	40	-25	нет
16.05.00	15	0	15	0	нет
17.05.00	15	0	15	0	27,75	с 9 до 12	0,08325
18.05.00	15	0	15	0	25,1	с 9 до 12	0,0753
19.05.00	15	0	15	0	33,06	с 9 до 12	0,09918
20.05.00	15	0	15	0	нет
21.05.00	15	0	15	0	нет
22.05.00	0	0	-10	-10	31,3	с 9 до 12	0,0939
23.05.00	0	0	-10	-10	42,24	с 9 до 12	0,12672
24.05.00	0	0	-10	-10	30,96	с 9 до 12	0,09288
25.05.00	0	0	0	0	29,6	с 9 до 12	0,0888
26.05.00	0	0	0	0	47,9	с 9 до 12	0,1437
27.05.00	0	0	0	0	нет
28.05.00	0	0	0	0	нет
29.05.00	0	0	0	0	22,1	с 9 до 12	0,0663
30.05.00	0	0	0	0	26,2	с 9 до 12	0,0786
31.05.00	0	0	0	0	26,2	с 9 до 12	0,0786
Итого	1,51234

Суммарное время ограничений 51,5 часа в месяц.

Приложение 21

ГАРАНТ:

См. форму "Таблицы" в редакторе MS-Word

Прогноз электробаланса Астраханской области после реализации мероприятий по развитию электроэнергетики до 2005 года, млн кВт ч

Год	Выработано электроэнергии	Получено электроэнергии из-за пределов области	Отпущено за пределы области	Электропотребность
				Всего	Промышленность и строительство	Транспорт	Сельское хозяйство	Коммунальное хозяйство (включая городское население)	Прочие отрасли народного хозяйства	Потери в сети общего пользования
1990	2085,6	2124,4	278	3932	1712,5	56,9	728,8	690,6	343,2	400
2000	3348,6	378,6	-	3727,2	1331	116,5	669,2	739,7	199,9	670,9
2001	3182,5	690,7	-	3873,2	1374,3	120,2	686,3	773,7	221,5	697,2
2002	3016,4	1042,3	-	4058,7	1419,8	124	729,6	809,3	245,4	730,6
2003	3780,4	506,8	-	4287,2	1470,8	128,3	798	846,5	271,9	771,7
2004	4511,3	13,2	-	4524,5	1509,3	132,8	881,3	885,4	301,3	814,4
2005	5142,5	-	425,2	4717,3	1551,9	139,3	916,9	926,1	334	849,1

Примечание: В 2000 году турбоагрегат N 3 эксплуатируется за пределами нормативно-паркового ресурса эксплуатации.

6. Справочные материалы

6.1. Состав документов по реконструкции Астраханской ГРЭС.

N п/п	Обозначение	Наименование	Исполнитель
1	2	3	4
1.	263.ПЗ-ТЭО.001	Книга 1. Краткая пояснительная записка	БелНИПИЭнергопром Минск, 1996
2.	263.ПЗ-ТЭО.001	Книга 1.1. Чертежи	БелНИПИЭнергопром Минск, 1996
3.	263.ПЗ-ТЭО.001	Книга 1.2. Пояснительная записка и чертежи по варианту ПТУ по схеме с вытеснением регенерации	ЗАО "Интерэнергоинжиниринг", 1996
4.	263.ПЗ-ТЭО.001	Книга 2. Организация строительства. Пояснительная записка и чертежи	БелНИПИЭнергопром Минск, 1996
5.	263.ПЗ-ТЭО.001	Книга 3. Охрана окружающей среды. Пояснительная записка	БелНИПИЭнергопром Минск, 1996
6.	263.ПЗ-ТЭО.001	Книга 3.1. Охрана окружающей среды. Приложения. Расчеты приземных концентраций	БелНИПИЭнергопром Минск, 1996
7.	263.ПЗ-ТЭО.001	Книга 3.2. Материалы по оценке воздействия на окружающую среду (ОВОС) Астраханской области	Агентство "Экодизайн", Москва, 1996
8.	263.ПЗ-ТЭО.001	Книга 4. Сводка затрат. Сводные и объектные расчеты сметной стоимости	БелНИПИЭнергопром Минск, 1996
9.		Книга 4.1. Сводка затрат. Сводные и объектные расчеты сметной стоимости по варианту с вытеснением регенерации	ЗАО "Интерэнергоинжиниринг", 1996
10.	263.ПЗ-ТЭО.001	Книга 4.2. Локальные расчеты стоимости	БелНИПИЭнергопром Минск, 1996
11.	22-И/94	Книга 5. Схема выдачи мощности. Пояснительная записка и чертежи	АО "Волгоградэнерго сетьпроект", 1995
12.		Книга 5.1. Коридоры прохода ЛЭП	АО "Волгоградэнерго сетьпроект", 1996
13.		Книга 5.2. Противоаварийная автоматика	АО "Волгоградэнерго сетьпроект", 1996
14.		Книга 6. Бизнес-план и схема финансирования работ	ЗАО "Интерэнергоинжиниринг", 1996
15.		Книга 7. Внешние сети газоснабжения	Астрахангражданпроект, 1996
16.		Книга 8. Разработка ТЭО создания автоматизированной системы управления технологическими процессами. Вариант 1	Центр СИДИЭС, Москва, 1996
17.		Книга 8.1. То же, вариант 2	Центр СИДИЭС, Москва, 1996
18.		Книга 9. Главный корпус ПТУ. Пояснительная записка и чертежи	Фирма "Модуль", Санкт-Петербург, 1995
19.		Книга 10. Главный корпус ПТУ. Объектные расчеты стоимости. Локальные расчеты стоимости	Фирма "Модуль", Санкт-Петербург, 1995
20.		Книга 11. Главный корпус ПТУ. Организация строительства. Пояснительная записка	Фирма "Модуль", Санкт-Петербург, 1995
21.		Книга 12. Отчет по инженерно-геологическим изысканиям	АстраханьТИСИЗ, 1995
22.		Книга 13. Технический отчет по инженерным изысканиям	АстраханьТИСИЗ, 1995
23.		Книга 14. Охрана окружающей среды. Пояснительная записка	БелНИПИЭнергопроМинск, 1997
24.		Книга 15. ООС. Корректировка кн. 3.1. Приложение. Расчеты приземных концентраций	БелНИПИЭнергопром Минск, 1997
25.		Книга 16. ООС. Пояснительная записка. Корректировка раздела "Охрана водного бассейна"	БелНИПИЭнергопром Минск, 1997
26.		Книга 17. Водно-солевой баланс водоподготовительных установок по варианту 1	БелНИПИЭнергопроМинск, 1997
27.		"Многоступенчатая испарительная установка ГРЭС. Технический проект"	МЭИ, 1996
28.		Разработка установки производства обессоленной воды на базе термического метода ГРЭС	МЭИ, 1996
29.		Сметная документация. АГРЭС Подготовительный период для строительства ПТУ	БелНИПИЭнергопром Минск, 1996

6.2. Перечень документации по строительству Астраханской ТЭЦ-3.

N п/п	Обозначение	Наименование	Год разработки
1	2	3	4
1.	723.ПЗ-ТЭО-001	Материалы к Акту выбора площадки. Книга 2. Охрана окружающей среды. Пояснительная записка и приложения	БелНИПИЭнергопром Минск, 1993
2.	723.ПЗ-ТЭО-001	Материалы к акту выбора площадки. Пояснительная записка и приложения	БелНИПИЭнергопром Минск, 1993
3.	723.ПЗ-ТЭО.001	Уточнение тепловых нагрузок. Книга 3	БелНИПИЭнергопром Минск, 1993
4.		Предварительная оценка воздействия Астраханской ТЭЦ-3 на окружающую среду по условиям выбора площадки. (ОВОС)	Экоцентр, Москва, 1993
5.	492.ПП-ТГ.001.009	Расчет годовой потребности в топливе для АТЭЦ-3	БелНИПИЭнергопром, Минск, 1994
6.	723.ПЗ-ТЭО-001	Материалы к акту выбора площадки. Книга 4	БелНИПИЭнергопром, Минск, 1993
7.		Техническое предложение на паротурбинную установку Т-110-6,9 для парогазового комбинированного блока ПТУ-325	БелНИПИЭнергопром, Минск, 1992
8.		Парогазовая установка ПГУ-325Т для Астраханской ТЭС. 1994 г.	БелНИПИЭнергопром, Минск, 1994
9.		Книга 1. Раздел 1. Разработка исходных материалов для ТЭО по варианту сооружения парогазовой установки ПГУ-250. Пояснительная записка и чертежи	ЗАО "Интерэнергоинжиниринг", 1995
10.		Книга 1. Раздел 2. Разработка исходных материалов для ТЭО по варианту сооружения парогазовой установки ПГУ-325. Пояснительная записка и чертежи	ЗАО "Интерэнергоинжиниринг", 1995
11.		Книга 2. Разработка исходных материалов для ТЭО по варианту сооружения парогазовой установки ПГУ-325. Пояснительная записка и чертежи	ЗАО "Интерэнергоинжиниринг", 1995
12.		ТЭО строительства. 1-й этап. Технические предложения по выбору варианта основного энергетического оборудования	ВНИПИэнергопром, Москва, 1995
13.		Проект действующей системы экологического мониторинга для района строительной площадки Астраханской ТЭЦ-3 (промежуточный отчет, этап II)	ВНИПИэнергопром, Москва, 1996
14.		Определение зоны использования электрической мощности ТЭЦ-3 и схема присоединения к сети энергосистемы. Этап 1	"Энергосетьпроект", Москва, 1996
15.		Внешние сети газоснабжения. Газовое хозяйство на площадке	"Газпромпроект", г. Астрахань, 1995
15.1.		Книга 1. Пояснительная записка. Исходные данные	"Газпромпроект", г. Астрахань, 1995
15.2.		Книга 2. Охрана окружающей среды	"Газпромпроект", г. Астрахань, 1995
15.3.		Книга 3. Сметная документация	"Газпромпроект", г. Астрахань, 1995
16.		Технический отчет об инженерных изысканиях по трассе подъездных путей от станции Рыча до площадки АТЭЦ-3	ВНИПИэнергопром, Москва, 1995
17.		Технический отчет. Инженерно-геологические изыскания по трассе газопровода ГРЭС-4 ТЭЦ-3	ВНИПИэнергопром, Москва, 1995
18.		Проект постоянно действующей системы экологического мониторинга окружающей среды. Пусковой комплекс	ВНИПИэнергопром, Москва, 1996
19.		Разработка технических требований и программы экологического мониторинга района Астраханской ТЭЦ-3	"Экодизайн ЛТД", Москва, 1995
20.		Технический отчет об инженерных изысканиях к рабочему проекту карьеров грунта на р. Волге в районе с. Растопуловка для намыва площадки под строительство ТЭЦ-3	СоюзморНИПИпроект г. Астрахань, 1998
21.		Отчет о научно-исследовательской работе. Разработка термоводоподготовки для Астраханской ТЭЦ-3	МЭИ, Москва, 1996
22.		Внеплощадочные системы водоснабжения и канализации	"Астрахангипроводхоз", г. Астрахань, 1998
23.		Инженерная защита от подтопления	"Астрахангипроводхоз", г. Астрахань, 1998
24.		Схема выдачи мощности Астраханской ТЭЦ-3	"Волгоградэнергосетьпроект", г. Волгоград, 1996

Примечание: Указанные в настоящем перечне материалы находятся в ОАО "Астраханьэнерго", остальные материалы у генпроектировщика "БелНИПИЭнергопром".