Распоряжение Губернатора Астраханской области от 27 апреля 2015 г. N 303-р "О схеме и программе развития электроэнергетики Астраханской области на 2016 - 2020 годы" (утратило силу)

Распоряжение Губернатора Астраханской области
от 27 апреля 2015 г. N 303-р
"О схеме и программе развития электроэнергетики Астраханской области на 2016 - 2020 годы"

ГАРАНТ:

Распоряжением Губернатора Астраханской области от 29 апреля 2016 г. N 268-р настоящее распоряжение признано утратившим силу с 1 января 2017 года

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" утвердить прилагаемую схему и программу развития электроэнергетики Астраханской области на 2016 - 2020 годы.

Губернатор Астраханской области

А.А. Жилкин

Схема и программа
развития электроэнергетики Астраханской области на 2016 - 2020 годы
(утв. распоряжением Губернатора Астраханской области от 27 апреля 2015 г. N 303-р)

1. Общие положения

Схема и программа развития электроэнергетики Астраханской области на 2016 - 2020 годы (далее - Программа) разработана в соответствии с:

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

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

- техническим заданием на разработку схемы и программы развития электроэнергетики Астраханской области на период 2016 - 2020 годов.

Астраханская область - субъект Российской Федерации (административный центр - город Астрахань) - входит в состав Южного федерального округа Российской Федерации. Её территория вытянута вдоль Нижней Волги. Она имеет границы с Волгоградской областью, Республикой Калмыкия, Республикой Казахстан.

На площади в 49 тыс. км проживает 1005,241 тыс. чел., из них в городах - 66%, в сельской местности - 34%. Астраханская область включает 11 сельских районов, 442 села и поселка и 6 городов - Астрахань, Ахтубинск, Камызяк, Знаменск, Харабали и Нариманов.

На территории области ведется добыча природного газа и его переработка на действующем газохимическом комплексе - самом энергоемком предприятии в области.

В последние годы на шельфе Каспийского моря начата добыча нефти и попутного газа. Нефть и попутный газ будут поступать на переработку на предприятия, находящиеся за пределами Астраханской области.

Накопленный в предыдущие годы потенциал позволил Астраханской области сохранить в 2014 году лидерство среди регионов России по темпам промышленного производства, в том числе по темпам объемов производства в обрабатывающей промышленности, инвестиций в основной капитал, строительства, уровню занятости.

Основным социально-экономическим достижением 2014 года стало сохранение, а в основном рост практически всех значимых социально-экономических показателей, реализация ряда важнейших программ и намеченных мероприятий.

Основной макроэкономический показатель - валовой региональный продукт - за год увеличился почти на 2% и составил по предварительной оценке более 282 млрд рублей.

По темпам роста регион более чем в 2 раза опережает показатели валового внутреннего продукта России (темп роста ВВП Российской Федерации - 100,6%).

По результатам комплексной оценки эффективности исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации в 2014 году Астраханская область вошла в состав 20 регионов с лучшими показателями качества, заняв 6-е место.

Эффективность функционирования экономики подтверждается финансовыми показателями. В целом по области объем прибыли рентабельных предприятий и организаций достиг 41,2 млрд руб., что более чем на треть выше уровня 2013 года.

За счет всех источников финансирования освоено 112,6 млрд рублей инвестиций. В последние два года наблюдается определенный рост инвестиций по сравнению с 2013 годом. Их доля в ВРП составит около 40%, что в полтора раза больше, чем в среднем по регионам России.

Темпы добычи прочих полезных ископаемых почти в 3 раза опередили нефтегазовый сектор. Индекс промышленного производства составил 129,0%. Это результаты инвестиционной программы двух ведущих предприятий нашего региона - ООО "Руссоль" и ЗАО "Кнауф Гипс Баскунчак".

В обрабатывающих производствах по основным значимым для региона отраслям, кроме нефтегазового сектора, темпы роста колеблются от 100 до 105%.

Существенна доля электроэнергетики в общем объёме промышленного производства. Астраханская энергосистема обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей, расположенных на территории области. Она входит в объединенную энергосистему Юга - ОЭС Юга.

2. Анализ существующего состояния энергосистемы Астраханской области

2.1. Характеристика энергосистемы Астраханской области.

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

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

На территории Астраханской области действуют четыре электрические станции:

- Астраханская ПГУ-117 (ООО "Лукойл - Астраханьэнерго");

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

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

- ТЭЦ-Северная (ОАО "ТЭЦ-Северная").

Общая установленная мощность тепловых электростанций Астраханской области на 01.01.2014 составляет:

- установленная электрическая мощность - 744 МВт;

- установленная тепловая мощность - 1139,8 Гкал/час.

Описание
схемы электроснабжения Астраханской области

Наибольшую протяженность электрических сетей в Астраханской области имеют следующие организации:

- филиал ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго";

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

Электрические сети филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС
Магистральные электрические сети

Воздушные линии, всего, км		1961,29
в том числе:	- напряжением 220 кВ (в габаритах 500 кВ)	338,53
	- напряжением 220 кВ	1495,83

Межгосударственные электрические сети

Воздушные линии, всего, км		126,8
в том числе:	- напряжением 110 кВ	126,8

Подстанции магистральных электрических сетей

Подстанции, всего, шт.		11
в том числе:	- напряжением 500 кВ	1
	- напряжением 220 кВ	8
	- напряжением 110 кВ	2

Электрические сети филиала ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"

Класс напряжения подстанций	Количество подстанций, ед.	Количество силовых трансформаторов, ед.	Установленная мощность, МВА
110 кВ	90	144	1808
35 кВ	46	61	367,5
6/10 кВ	ТП-3520	3850	895,59
6/10	РП-73	73	38,81

Тип линии	Напряжение, кВ	Протяженность по трассе, км
ВЛ	110	2368,2
	35	653,9
	0,4-10	16152,0
КЛ	35-110	4,78
	0,4-10	1166,8

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

организации, вырабатывающие электрическую энергию:

- ООО "Лукойл - Астраханьэнерго" - 3451,3 млн кВт * час (99,1%);

- ОАО "ТЭЦ-Северная" - 37,3 млн кВт * час (0,9%);

распределительные сетевые компании - транспортировщики:

- филиал ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" - 97%;

- прочие - 3%;

энергосбытовые компании:

- ОАО "Астраханская энергосбытовая компания" - гарантирующий поставщик, потребителями которого являются город Астрахань и муниципальные образования Астраханской области (71,46% от общего объема потребления электрической энергии);

- ОАО "Межрегионэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Газпром добыча Астрахань" (24,44% от общего объема потребления электрической энергии);

- филиал "Южный" ОАО "Оборонэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребители: войсковые части Ахтубинского района (1,69% от общего объема потребления электрической энергии);

- ООО "Русэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребитель - ОАО "РЖД" (0,92% от общего объема потребления электрической энергии);

- ООО "Гарант энерго" - потребители: юридические лица (1,16% от общего объема потребления электрической энергии);

- ОАО "Мосгорэнерго", потребителем которого является ООО "Метро Кэш энд Керри" (0,11% от общего объема потребления электрической энергии);

- ООО "МагнитЭнерго", потребителем которого является ЗАО "Тандер" (0,06% от общего объема потребления электрической энергии).

2.2. Анализ существующего баланса мощности и электроэнергии энергосистемы Астраханской области.

Максимум потребления мощности по территории энергосистемы Астраханской области в 2014 году зафиксирован 30 января 2014 года в 19:00 при t = - 20,9 °С и составил 806 МВт, что выше на 7,32% максимума 2013 года (751 МВт), зафиксированного 16 января 2013 года в 10:00 при t = - 12,4 °С. Указанное снижение связано с температурным фактором.

На час максимума потребления мощности по территории энергосистемы Астраханской области в 2014 году нагрузка электростанций энергосистемы составила суммарно по ТЭС - 619 МВт, в том числе Астраханская ГРЭС - 121 МВт, Астраханская ТЭЦ-2 - 267 МВт, Астраханская ПГУ-235 - 228 МВт, ТЭЦ-Северная - 3 МВт. Принято из энергосистемы Волгоградской области 228 МВт, передано в другие энергосистемы всего 41 МВт, в том числе:

- "АкжайыкЭнерго" - 3 МВт;

- "Атырауэнерго" - 6 МВт;

- "Калмэнерго" - 32 МВт.

Потребление:

- ОАО "Астраханская энергосбытовая компания" - 644 МВт;

- ОАО "Межрегионэнергосбыт" (Астраханский газоперерабатывающий завод) - 100 МВт;

- ООО "Русэнергосбыт" ОАО "Российские железные дороги" - 4 МВт;

- ОАО "Оборонэнергосбыт" - 4 МВт;

- ООО "Гарант Энерго" - 5 МВт;

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

- потери ЕНЭС (ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Россети") - 2 МВт.

Анализ максимумов потребления мощности за 2013 и 2014 годы

Максимум мощности в 2014 году 806 МВт зафиксирован 30 января в 19:00 при температуре (далее - t) -20,9 °С, что на 7,3% выше максимального потребления 2013 года, зафиксированного 16 января в 10:00 при t = -12,4 °С.

2.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области за 2010 - 2014 годы (МВт).

Показатель		2010	2011	2012	2013	2014
Электростанции	Установленная мощность, всего	504	504	521	521	754
	Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380
	Астраханская ГРЭС	100	100	117	117	117
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)	0	0	0	0	116
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)	0	0	0	0	117
	Блок-станция ТЭЦ-Северная	24	24	24	24	24
	Ограничения мощности, всего	15	15	16	21	29
	Астраханская ТЭЦ-2	0	0	0	0	8
	Астраханская ГРЭС	0	0	0	0	0
	Блок-станция ТЭЦ-Северная	15	15	16	21	21
	Располагаемая мощность, всего	489	489	505	500	725
	Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	372
	Астраханская ГРЭС	100	100	117	117	117
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)	0	0	0	0	116
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)	0	0	0	0	117
	Блок-станция ТЭЦ-Северная	9	9	8	3	3
	Нагрузка, всего	465	436	390	494	619
	Астраханская ТЭЦ-2	381	327	265	375	267
	Астраханская ГРЭС	75	100	117	116	121
	Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)	0	0	0	0	112
	Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)	0	0	0	0	116
	Блок-станция ТЭЦ Северная	9	9	8	3	3
Потребление мощности	По территории энергетической системы, включая потери ЕНЭС (зимний максимум)	704	741	806	751	806
	(рост %)	-3,2	5,3	8,8	-6,8	7,3
Сальдо переток	По территории энергосистемы Астраханской области	239	305	416	257	187

2.4. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Астраханской области за 2010 - 2014 годы (млн кВт * ч).

Показатель		2010	2011	2012	2013	2014
Выработка	Всего по энергосистеме Астраханской области	2601,6	2612,7	3023,2	3462,6	4209,1
	Астраханская ТЭЦ-2	2135,1	2029,9	2142,8	1954,8	1723,4
	Астраханская ГРЭС	429,2	546,0	858,3	860,4	833,2
	ПГУ-235				636,1	1647,4
	Блок-станция ТЭЦ-Северная	37,3	36,8	22,2	11,3	5,1
Электропотребление	По территории энергосистемы Астраханской области	4202,8	4285,5	4321,6	4213,7	4376,5
	(рост %)	5,4	1,97	0,84	-2,49	3,86

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

	2010	2011	2012	2013	2014
Зимний период	704	741	806	751	806
рост, %	-3,2	5,3	8,8	-6,8	7,3
Летний период	644	673	667	607	646
рост, %	13	4,5	-0,9	-9,0	6,4

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

	2010	2011	2012	2013	2014
Электропотребление, млн кВт * ч	818,453	826,473	827,233	785,827	766,490
рост, %	-2,13	0,98	0,09	-5,01	-2,5
Собственный максимум потребляемой мощности, МВт	119	117	116	116	113
рост, %	21,4	-1,68	-0,85	0,0	2,6

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

N	Наименование предприятия	Вид деятельности	2010	2011	2012	2013	2014
1.	ЗАО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р"	Транспортирование по трубопроводам нефти	47,5	47,4	46,9	47,5	50,8
2.	МУП г. Астрахани "Астрводоканал"	Распределение воды	62,1	57,2	56,6	52,8	52,6
3.	ООО "Газпром бурение"	Разведочное бурение	10,8	7,8	4,8	6,6	5,7
4.	МКП г. Астрахани "Горсвет"	Предоставление прочих услуг	20,4	18,6	18,3	17,7	19,6
5.	ОАО "Астраханское Судостроительное Производственное Объединение"	Строительство судов	16,4	13	13	6,3	1,6
6.	ОАО "ССЗ "Красные Баррикады"	Строительство судов	8,9	8,4	9,3	10,0	8,2
7.	ОАО "Желдорреммаш"	Предоставление услуг по ремонту, техническому обслуживанию и переделке железнодорожных локомотивов, трамвайных и прочих моторных вагонов	10,5	11,8	12,1	11,8	11,4

2.8. Структура потребления электроэнергии энергосистемы Астраханской области в 2014 году.

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

Наименование	2010	2011	2012	2013	2014
Промышленное производство	204,2	213,2	196,8	182,6	253,5
в том числе:
Добыча сырой нефти и природного газа, предоставление услуг в этих областях	37,5	37,8	35,6	35,2	37,3
Добыча прочих полезных ископаемых	17,5	19	19,4	17,5	19,2
Производство пищевых продуктов, включая напитки	23,1	34,7	30,9	26,5	26,6
Текстильное производство	1,2	1,1	1,2	1,2	1,2
Производство одежды, выделка и крашение меха	2,2	2,4	2,0	1,8	2,0
Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви	3,2	3,2	3,3	8,5	8,3
Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели	2,0	2	2,1	1,1	1,8
Химическое производство	2,1	2,5	1,2	0,7	0,7
Производство резиновых и пластмассовых изделий	10,3	11	9,7	9,8	10,3
Производство готовых металлических изделий	2,2	2,7	2,4	2,5	2,6
Производство машин и оборудования	2,0	1,6	1,9	2,5	2,6
Производство судов, летательных и космических аппаратов и прочих транспортных средств	62,2	62,1	65,8	58,8	54,5
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	94,8	94,8	91,3	139,3	139,9
Строительство	54,8	65,4	62,6	69,7	60,3
Транспорт и связь	114,8	119,1	119,9	120,3	116,2
Сельское хозяйство	114,4	129,8	107,2	90,9	101,1
Сфера услуг	98,4	105,2	104,3	116,4	147,9
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)	806,6	698,7	863,6	741,7	881,6
Потери в электрических сетях	902,1	915,2	835,2	902,5	858,3
Собственные нужды электростанции
Другие виды экономической деятельности	661,8	632,4	640,8	563,2	522,2
Всего	3094,5	2973,8	3021,66	2926,6	3081,0

2.10. Структура генерирующего оборудования электростанций по состоянию на 01.01.2015.

N	Наименование электростанций	Собственник	Установленная электрическая мощность, МВт	Тепловая мощность, Гкал/час
1	Астраханская ТЭЦ-2 (ТЭС)	ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"	380	910
2	Астраханская ПГУ-110 (ТЭС)		117	0
3	Астраханская ПГУ-235 (ТЭС)		235	131,8
4	ТЭЦ-Северная (блок-станция)	ОАО "ТЭЦ-Северная"	12	98
	Итого:		744	1139,8

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

N п/п	Наименование электростанции	Тип (марка)	Мощность	Год ввода	Срок службы, лет
					норма	факт
1	Астраханская ГРЭС
1.1		Турбины
		LM6000 PF Sprint	47	2011	12	4
		LM6000 PF Sprint	47	2011	12	4
		К-23	23	2011	40	4
1.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	4
		BDAX-290ERJT	48,5	2011	25	4
		ТТК-25-2У3-П	25	2011	25	4
1.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110-У1	63	2011	25	4
		ТДТН-63000/110-У2	63	2011	25	4
		ТДТН-40000/110-У1	40	2011	25	4
2.	Астраханская ТЭЦ-2
2.1		Турбины
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	29
		ПТ-80/100-130/13	80	1985	25*	29
		Т-110/120-130-5	110	1988	25*	26
		Т-110/120-130-5	110	1991	25*	23
2.2		Генераторы
		ТВФ-120-2УЗ	100	1985	25	29
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1985	30	29
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1988	30	26
		ТВФ-110-2ЕУЗ	110	1991	30	23
2.3		Трансформаторы
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25	29
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1985	25	29
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1988	25	26
		ТДЦ-125000/110-70-У1	125	1991	25	23
3	Астраханская ПГУ-235
3.1		Турбины
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013		1
		LM6000 PF DF Sprint	48,0	2013		1
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013		1
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013		1
		LM6000 PF DF Sprint	49,0	2013		1
		Т-20/23-4,5/0,18	20,0	2013		1
3.2		Генераторы
		BDAX-290ERJT	50	2013		1
		BDAX-290ERJT	50	2013		1
		ТТК-25-2У3-П	25	2013		1
		BDAX-290ERJT	50	2013		1
		BDAX-290ERJT	50	2013		1
		ТТК-25-2У3-П	25	2013		1
3.3		Трансформаторы
		ТДТН-63000/110-У1	63	2013		1
		ТДТН-63000/110-У2	63	2013		1
		ТДТН-40000/110-У1	40	2013		1
		ТДТН-63000/110-У1	63	2013		1
		ТДТН-63000/110-У2	63	2013		1
		ТДТН-40000/110-У1	40	2013		1

2.10.2. Состав генерирующего оборудования ОАО "ТЭЦ-Северная".

Тип котлоагрегата	Станц. номер	Паропроизводительность, т/ч	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Структура сжигаемого топлива	Давление перегретого пара, кгс/см	Температура перегретого пара, °С	% износа
БКЗ-75-39-ГМ	1	75/80	Барнаульский котельный завод	1961	газ-мазут	39	440	100%
БКЗ-75-39-ГМ	2	75/80	Барнаульский котельный завод	1962	газ-мазут	39	440	100%
БКЗ-75-39-ГМ	3	75/80	Барнаульский котельный завод	1963	газ-мазут	39	440	100% (в резерве)

Тип котлоагрегата	Станц. номер	Производительность, т/ч	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Структура сжигаемого топлива	Давление макс., кгс/см	Температура макс., °С	% износа
RIMMAX 8000	1	6,878	Завод по производству теплоэнергетического оборудования ООО "Теплостройпроект-С"	2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15%
RIM MAX 8000	2	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15%
RIM MAX 8000	3	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15%
RIM MAX 8000	4	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15%
RIM MAX 8000	5	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15%
RIM MAX 8000	6	6,878		2012	Газ/дизельное топливо	6	115	15%

Паровые турбины:

Тип турбоагрегата	Станц. номер	Установленная эл. мощность, МВт	Завод-изготовитель турбин	Год ввода в эксплуатацию	Номинальная нагрузка регулируемых отборов пара, Гкал/ч, т/ч		Давление перегретого пара, кгс/см	Температура перегретого пара, °С
					П-отб	Т-отб
Паровая турбина ПР-6-35/10/1,2 м	1	6	Калужский турбинный завод	1988	32,5 Гкал/ч, 50 т/ч	-	35	435
Паровая турбина ПР-6-35/15/5	2	6	Калужский турбинный завод	1963	32,5 Гкал/ч, 50 т/ч	-	35	435

Электрические генераторы:

Тип	Станц. номер	Установленная мощность, МВт	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	% износа
Т-2-6-2	1	6	Завод "Электросила" им. С.М. Кирова	1962	износ
Т-2-6-2	2	6	Лысьвенский турбогенераторный завод	1963	100%

Газопоршневые установки:

Тип	Станц номер	Завод-изготовитель	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение, В	Номинальная эл. мощность, кВт	Номинальная тепловая мощность, кВт
JMC 612GS-N.LC	1	GEJenbacher	2014	6000	2004	1833
JMC 612GS-N.LC	2	GEJenbacher	2014	6000	2004	1833
JMC 612GS-N.LC	3	GEJenbacher	2014	6000	2004	1833
JMC 612GS-N.LC	4	GEJenbacher	2014	6000	2004	1833

2.11. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.

ОАО "ТЭЦ-Северная"

Показатели работы	2010	2011	2012	2013	2014
Выработка электрической энергии, млн кВт * ч	37,3	36,8	23,252	11,34	5,123
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал	104,90	123,899	92,967	110,894	120,701

ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"

Выработка электрической энергии, млн кВт * ч	ООО "Лукойл - Астраханьэнерго", всего	ТЭЦ-2	ГРЭС	ПГУ-110	ПГУ-235
2010	2564,323	2135,135	429,188	0,000	0
2011	2575,903	2029,880	193,851	352,173	0
2012	3001,058	2142,767	0	858,290	0
2013	4213,7	1954,8	0	860,4	636,1
2014	4204,009	1723,386	0	833,204	1647,419

3. Основные характеристики электросетевого хозяйства

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

Воздушные линии всего, км		1960,86
в том числе:	- напряжением 220 кВ (в габаритах 500 кВ)	338,53
	- напряжением 220 кВ	1495,83
	- напряжением 110 кВ	126,8

Подстанции всего, ед.		11
в том числе:	- напряжением 500 кВ	1
	- напряжением 220 кВ	8
	- напряжением 110 кВ	2

Оборудование подстанций:		ед.	МВА
- силовые трансформаторы (автотрансформаторы)		28	1929,1
в том числе:	- напряжением 500 кВ	3	501
	- напряжением 220 кВ	14	1254
	- напряжением 110 кВ	11	174,1
- шунтирующие реакторы		1	180
в том числе:	- напряжением 500 кВ	1	180
- батареи статических конденсаторов		3	105,8
	- напряжением 110 кВ	3	52
	- напряжением 6 кВ	2	5,8

Линии электропередачи:

N	Наименование ЛЭП	Напряжение, кВ	Протяженность обслуживаемого участка по трассе, км	% износа
1.	ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 1	220	100,52	54
2.	ВЛ 220 кВ Черный Яр - Астрахань	220	238,01	54
3.	ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань	220	55,18	66
4.	ВЛ 220 кВ Астрахань - Рассвет	220	0,83	54
5.	ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная I, II цепь	220	54,55	58
6.	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1	220	62,85	90
7.	ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2	220	54,07	62
8.	ВЛ 220 кВ Владимировка - Газовая	220	234,62	48
9.	ВЛ 220 кВ Астрахань - Газовая	220	65,02	86
10.	ВЛ 220 кВ Астрахань - Лиман	220	136,99	40
11.	ВЛ 220 кВ Черный Яр - Нефтепровод	220	184,61	78
12.	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Астрахань	220	30,04	0
13.	ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Рассвет	220	30,3	0
14.	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Харабали	220	100,64	86
15.	ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Рассвет	220	62,91	58
16.	ВЛ 220 кВ Харабали - Владимировка	220	132,93	88
17.	ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2	220	94,28	80
18.	ВЛ 220 кВ Черный Яр - Большой Царын-1 I, II цепь	220	54,55	64
19.	ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (ВЛ N 441)	110	41,86	75
20.	ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ (ВЛ N 443)	110	30,76	54
21.	ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ N 756)	110	15,38	62
22.	ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук (ВЛ N 757)	110	38,93	74
23.
	Всего по ВЛ		1928,93	60,5
	В том числе	ВЛ 500 кВ	338,53	54
		ВЛ 220 кВ	1463,47	59,87
		ВЛ 110 кВ	126,93	66,2

Подстанции:

N	Наименование подстанции	Напряжение, кВ	Установленная мощность, МВА	% износа
1	ПС 500 кВ Астрахань	500/220/10	503,5	80
2	ПС 220 кВ Баррикадная	220/110/35/10/6	291	93
3	ПС 220 кВ Владимировка	220/110/35/6	146	98
4	ПС 220 кВ Газовая	220/110/10	250	4
5	ПС 220 кВ Лиман	220/110/35/10	104	85
6	ПС 220 кВ Нефтепровод	220/110/10	126	80
7	ПС 220 кВ Рассвет	220/110/10	250	94
8	ПС 220 кВ Харабали	220/110/10	95	81
9	ПС 220 кВ Черный Яр	220/110/10	126	81
10	ПС 110 кВ Бузанская	110/10	12,6	86
11	ПС 110 кВ Верхний Баскунчак	110/35/10	25	87
	Всего		1929,1	79
	В том числе	ПС 500 кВ (1 ед.)	503,5	80
		ПС 220 кВ (8 ед.)	1388	77
		ПС 110 кВ (2 ед.)	37,6	86,5

3.2. Структура электросетевого комплекса филиала ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго".

Подстанции:

N п/п	Наименование подстанций	Год ввода в эксплуатацию	Напряжение трансформаторов, кВ	Количество трансформаторов	Мощность силовых трансформаторов, МВА	% износа
1	ЦРП	1971	110/35/10	2	225,0	34,56
2	Восточная	1974	110/6	2	15,0+16,0	22,10
3	Южная	1983	110/10-6	2	225,0	62,60
4	Трикотажная	1974	110/35/6	2	240,0	20,72
5	Городская	1988	110/10-6	2	225,0	97,65
6	Судостроительная	1976	110/6	2	225,0	42,80
7	Первомайская	1983	110/35/6	2	216,0	64,44
8	Северная	1993	110/10-6	2	240,0	82,65
9	Кири-Кили	1985	110/10	2	216,0	11,14
10	Лесная	1965	110/35/6	2	215,0	40,50
11	Стройиндустрия	1969	110/35/10	2	216,0	40,30
12	Окрасочная	1974	110/6	2	210,0	48,24
13	Резиновая	1978	110/10-6	2	240,0	33,75
14	Лесная - Новая	1987	110/35/6	1	40,0	95,68
15	Вододелитель	1972	110/6	2	210,0	100
16	Джакуевка	1988	110/10	1	6,3	93,16
17	Промстройматериалы	1988	110/10	2	216,0	74,63
18	Икряное	1981	110/10	2	210,0	100
19	Маячное	1969	110/10	1	6,3	100
20	Труд-Фронт	1968	110/35/10	1	5,6	100
			110/10	1	6,3
21	Оранжерейная	1965	110/10	2	6,3+10,0	40,30
22	Мумра	1983	110/35/10	1	6,3	58,33
23	Житное	1993	110/10	1	6,3	75,74
24	Озерная	1998	110/10	2	26,3	0
25	Яндыки	1965	110/35/10	2	7,5+6,3	100
26	Оля	1967	110/10	2	26,3	100
27	Камышово	1989	110/35/10	1	6,3	100
28	Зензели	1990	110/35/10	2	26,3	25,25
29	Фунтово	1974	110/10	2	216,0	39,53
30	Евпраксино	1971	110/35/10	2	26,3	100
31	Водозабор	1989	110/6	2	22,5	100
32	ВОС	1989	110/6	2	26,3	100
33	Растопуловка	1996	110/10	1	16,0	50,0
34	Николо-Комаровка	1968	110/35/10	1	6,3	100
			110/10	1	6,3
35	Чапаевская	1973	110/35/6	1	6,3	100
36	Табола	1978	110/10	2	6,3+10,0	100
37	Чаганская	1985	110/10	2	26,3	89,01
38	Раздор	1981	110/35/10	2	210,0	100
39	Камызяк	1986	110/10	1	6,3	100
40	Увары	1987	110/10	1	16,0	100
41	Новинская	1986	110/10	2	26,3	100
42	Тузуклей	1992	110/35/10	1	10,0	81,0
43	Коммунар	1970	110/6	1	10,0	100
44	Красный Яр	1977	110/35/10	2	210,0	100
45	Дружба	1978	110/10	1	6,3	100
46	Урусовка	1973	110/10	1	6,3	100
47	Сеитовка	1979	110/10	2	26,3	100
48	Ахтубинская	1984	110/35/10	2	216,0	100
49	Аксарайская	1984	110/10	2	216,0	20,08
50	Володаровка	1968	110/35/10	2	216,0	53,74
51	Сасыколи	1976	110/35/10	1	16	100
52	Тамбовка	1980	110/35/10	1	10	100
53	Вольное	1976	110/10	2	26,3	100
54	Ашулук	1984	110/10	1	6,3	100
55	Хошеутово	1986	110/35/10	1	10,0	100
56	Удачное	1989	110/10	1	10,0	100
57	Кочевая	1983	110/6	1	10,0	100
58	Водозабор-1	1983	110/6	1	6,3	100
59	Ахтуба	1983	110/6	1	10,0	47,09
60	Рождественка	1969	110/10	2	26,3	100
61	Батаевка	1986	110/10	1	6,3	100
62	Джелга	1980	110/6	2	26,3	100
63	Пироговка	1972	110/10	2	6,3+10,0	90,5
64	Покровка	1974	110/6	2	210,0	100
65	Пологое Займище	1973	110/6	2	26,3	100
66	Советская	1983	110/35/10	2	26,3	61,64
67	Горбаневка-2	1983	110/35/10	2	10,0+6,3	100
68	Капустин Яр	1958	110/35/10	2	225,0	57,55
69	Старица	1963	110/10	1	2,5	100
70	Вязовка	1972	110/10	1	2,5	100
71	Степная	1980	110/6	1	6,3	100
72	Дальняя	1983	110/35/6	1	10,0	100
73	Ступино	1968	110/6	1	6,3	100
74	Соленое Займище	1988	110/10	1	6,3	100
75	Старица 2	1991	110/10	1	6,3	95,29
76	Солодники	1969	110/10	1	2,5	62,50
77	Черный Яр-2	1979	110/10	2	26,3	100
78	Горная	1981	110/6	1	16,0	25,0
79	Ушаковка	1971	110/6	2	210,0	100
80	Ватажная	1979	110/35/6	1	16,0	100
81	Ленино	1979	110/10	1	2,5	100
82	Ветлянка	1972	110/6	1	6,3	100
83	Косика	1972	110/10	1	10,0	100
84	Солнечная	1988	110/6	1	10,0	100
85	Береговая	1976	110/10	2	2,5+6,3	100
86	Енотаевка	1973	110/10	2	210,0	46,29
87	Никольская	1966	110/35/10	1	6,3	100
			110/10	1	6,3
88	Сероглазовка	1982	110/10	1	6,3	100
89	Царевская	2007	110/10/6	2	240,0	33,14
90	Юбилейная	2010	110/10	2	240,0	29,75
91	Кировская	1973	35/6	2	210,0	25,00
92	Стекловолокно	1967	35/6	2	215,0	96,00
93	Прогресс	1987	35/6	2	216,0	56,93
94	Кубанская	1980	35/6	1	2,5	49,39
95	ЖБК	1972	35/6	2	10,0+6,3	29,13
96	Котельная	1991	35/10	1	4,0	92,05
97	Царевская-2	1973	35/6	1	4,0	56,54
98	Временная	2008	35/6	1	10,0	31,25
99	Трусовская	1957	35/6	2	12,5+20,0	24,52
100	Октябрьская	1964	35/6	2	26,3	100
101	Интернациональная	1974	35/6	2	5,6+4,0	100
102	Нефтебаза	1977	35/6	2	26,3	34,18
103	Линейная	1970	35/10	1	4,0	100
104	Николаевка	1986	35/10	1	4,0	81,60
105	Прикаспийская	1980	110/35/10	1	6,3	100
106	Травино	1999	35/10	2	24,0	27,83
107	НС-5	1974	35/6	1	2,5	100
108	Калиновка	1971	35/10	1	4,0	46,82
109	Караванное	1987	35/10	2	24,0	100
110	Михайловка	1989	35/10	1	4,0	100
111	Бударино	1992	35/10	1	4,0	100
112	Бараний Бугор	1974	35/6	1	2,5	41,12
113	Бирюковка	1974	35/10	2	4,0+2,5	100
114	Началово	1962	35/6	1	6,3	100
			110/35/6	1	7,5
115	Киреты	1985	35/6	1	2,5	100
116	Тумак	1973	35/10	2	4,0+2,5	100
117	Марфино	1983	35/10	2	2,5+4,0	100
118	Мултаново	1978	35/10	1	4,0	100
119	Зеленга	1986	35/10	1	4,0	100
120	Тишково	1970	35/10	2	4,0+1,6	100
121	Новинка	1990	35/10	1	4,0	29,7
122	Яблонька	1973	35/6	1	4,0	100
123	Послеспадовая	1978	35/6	1	6,3	3,53
124	Гремучая	1981	35/6	1	2,5	100
125	Присельская	1978	35/10-6	2	26,3	100
126	ХВТ	1978	35/10-6	1	6,3	100
127	Михайловка-1	1987	35/6	1	4,0	100
128	Заволжская	1978	35/10	1	6,3	100
129	Грачевская	1980	35/6	1	10	100
130	Песчаная	1980	35/6	1	4,0	100
131	Капитанская	1987	35/10	1	4,0	100
132	Бассоль	1962	35/6	1	5,6	100
133	Горбаневка	1958	35/10	1	3,2	100
134	Грачи	1979	35/6	1	4,0	100
135	Садовая	1979	35/10	1	4,0	100
136	Черноземельский тракт	1983	трансформатор демонтирован

Основные характеристики линий электропередачи филиала ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" напряжением 35 - 110 кВ

N п/п	Наименование линий электропередачи	Год ввода в эксплуатацию	Количество цепей	Длина	В том числе на опорах			% износа
				по трассе в км	деревянных	металлических	железобетонных
1	2	3	4	5	6	7	8	9
	ВЛ 220/110 кВ
1	N 453 (ТЭЦ-2 - ГПП-1)	1983	1	62,800		13,180	49,620	23,62
2	N 456 (ТЭЦ-2 - Газовая)	1986	1	50,900		9,330	41,570	22,88
			2	11,300		4,200	7,100
			2	3,700		0,600	3,100
3	N 457 (Газовая - ГПП-1)	1986	1	1,810		0,560	1,250	22,82
4	N 133, 134 участок ЦРП - Яксатово	2003	2	21,700		10,250	11,450	77,88
	ВЛ 110 кВ
5	N 455 (ТЭЦ-2 - Кири-Кили) с отпайкой ВЧ-отбор	1985	1	15,600		3,220	12,380	23,62
			2	6,760		3,480	3,280
6	N 454 (Кири-Кили - Газовая) с отпайками ПХ, ВЧ-отбор	1985	1	38,590		5,370	33,220	23,62
			2	18,610		4,590	14,020
7	N 417 (Аксарайская - Ахтубинская)	1978	1	10,750		0,670	10,080	31,27
			2	0,190		0,130	0,060
8	N 418 (Сеитовка - Аксарайская)	1978	1	10,770		1,800	8,970	31,39
			2	6,400		1,880	4,520
9	N 419 (Сеитовка - Бузанская)	1979	1	15,440		2,900	12,540	29,89
			2	6,210		1,960	4,250
10	N 420 (Бузанская - Урусовка)	1969	1	18,250		3,550	14,700	53,64
			2	0,450		0,450	0,000
11	Отпайка Растопуловка от ВЛ N 420	1998	1	15,230		1,680	13,550	16,56
12	Растопуловка (Растопуловка - Бузанская)	1985	1	10,000		1,530	8,470	19,47
			2	5,265		0,250	5,015
13	N 437 (Бузанская - Володаровка)	1975	1	44,960		1,510	43,450	36,32
			2	2,230		0,900	1,330
14	Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ N 437	1975	1	13,960		2,570	11,390	32,93
			2	0,240		0,240	0,000
15	N 436 (Первомайская - Володаровка) с отпайкой Кири-Кили	1966	1	31,530		2,840	28,690	34,47
			2	3,600		0,830	2,770
16	Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ N 436	1966	1	14,640		2,470	12,170	64,29
			2	0,240		0,240	0,000
17	N 461 (Кири-Кили - Водозабор) с отпайкой ВОС	1983	1	8,848		0,540	8,308	21,32
			2	6,950		1,900	5,050
18	N 462 (Кири-Кили - Водозабор) с отпайкой ВОС	1983	1	8,807		0,910	7,897	21,37
			2	6,737		2,140	4,597
19	N 458 (Кири-Кили - Тяговая-2)	1983	1	0,367		0,367	0,000	22,07
			2	11,993		3,523	8,470
20	N 459 (Кири-Кили - Тяговая-2)	1983	1	0,180		0,000	0,180	22,07
			2	12,190		4,300	7,890
21	N 409 (Удачное - Сасыколи)	1970	1	25,860		0,870	24,990	46,29
			2	16,350		1,590	14,760
22	N 410 (Сасыколи - Харабали)	1975	1	29,680		1,140	28,540	32,79
			2	16,350		1,590	14,760
23	N 411 (Харабали - Тамбовка)	1979	1	22,460		0,340	22,120	29,89
			2	7,760		1,100	6,660
24	N 412 (Тамбовка - Вольное)	1975	1	24,340		0,000	24,340	36,33
			2	12,690		2,240	10,450
25	N 413 (Вольное - Хошеутово)	1985	1	20,810		0,000	20,810	23,62
			2	7,050		1,800	5,250
26	N 414 (Хошеутово - Ахтубинская)	1973	1	23,990		1,330	22,660	40,91
			2	2,120		0,670	1,450
27	N 470 (Харабали - Ашулук)	1978	1	58,300		2,800	55,500	31,27
28	Отпайка Котельная от ВЛ Первомайская (110/35 кВ)	1978	1	0,600			0,600	31,27
29	Заволжская (Хошеутово - Заволжская) 110/35 кВ	1992	2	20,330		1,330	19,000	19,01
30	Городок-1 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ	1998	2	5,500		1,500	4,000	16,56
31	Городок-2 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ	1998	2	5,500		1,500	4,000	16,56
32	N 127, 128 с отпайками (Оранжерейная - Яндыки - Лиман - Оля)	1960, 1965	2	53,860		7,785	46,075	77,88
33	N 125, 126 (Баррикадная - Оранжерейная)	1960, 1965	2	58,200		9,145	49,055	77,88
34	N 135 (ГРЭС - Первомайская)	1983	1	2,560		1,213	1,347	21,66
35	N 121 с отпайками (Рассвет - Стройиндустрия - АЗРО)	1961	1	21,840		3,718	18,122	100
36	Увары 1, 2 (Камызяк - Увары)	1988	2	12,050		3,250	8,800	27,36
37	Отпайка Промстройматериалы	1988	2	1,200		0,686	0,514	21,32
38	N 129 (Окрасочная - Лесная)	1988	1	9,160		3,898	5,262	34,62
39	N 130 (Окрасочная - Баррикадная)	1979	1	17,590		1,099	16,491	20,452
40	N 133, 134 с отпайками (ЦРП - Баррикадная - Табола - Камызяк - Чаганская - Маячное - Трудфронт - Мумра - Житное)	1965, 1960, 1978, 1978, 1978, 1975, 1975, 1975, 1994	1	32,840		7,580	25,260	77,88
			2	95,110		14,877	80,233
41	N 151, 152 с отпайками (ЦРП - Камызяк - Раздор - Евпраксино - Тузуклей - Фунтово)	1970	1	103,850		15,160	88,690	49,390
			2	13,800		3,665	10,135
42	N 137, 138 (Озерная - Камышово - Баррикадная)	1984	1	59,340		1,530	57,810	24,40
43	Зензели 1, 2 (Лиман - Зензели)	1990	1	49,080		3,780	45,300	20,20
44	Судостроительная 1,2 с отпайкой (ЦРП - Судостроительная - Южная)	1986	2	12,110		4,560	7,550	23,41
45	Городская 1, 2 (ТЭЦ-2 - Городская)	1988	2	2,700		2,400	0,300	16,02
46	N 131, 132 (ГРЭС - ЦРП - Трикотажная)	1963	2	6,900		4,310	2,590	100
47	N 136 (Лиман - Камышово)	1980	1	32,840		0,227	32,613	28,52
48	N 171, 172 (ТЭЦ-2 - ЦРП)	1984	2	1,687		1,054	0,633	24,40
49	N 123, 124, 170, 173 (Рассвет - Бузанская - АТЭЦ-2 - ЦРП)	1970	2	58,360		12,736	45,624	49,39
50	Заводская 1, 2 с отпайками Рассвет - Заводская - Джакуевка - Вододелитель)	1988	2	21,870		3,394	18,476	23,55
51	N 122 с отпайками (Рассвет - Лесная - Стройиндустрия - АЗРО)	1992	1	20,050		3,310	16,740	19,10
52	Раздор - Чапаево - Новинская (Камызяк - Новинская - Чапаевская)	1989	1	13,970		1,257	12,713	20,77
			2	25,350		5,090	20,260
53	N 101 (ТЭЦ-2 - Царевская) с отпайкой ПС Восточная	2008	1	6,880		4,148	2,732	18,93
54	N 102 (ПС Городская - ПС Юбилейная)	1992	2	1,645		1,645		18,23
55	N 103 (ПС Северная - ПС Юбилейная)	1992	1	0,300		0,300		18,23
			2	7,150		2,510	4,64
56	Восточная-1 с отпайкам Восточная (ПС Городская - ПС Царевская)	1989	2	6,27		2,382	3,888	22,68
57	N 104 (ПС Северная - ПС Царевская)	1989	2	6,70		2,510	4,190	18,23
58	Николаевка (110/35 кВ) (Октябрьская - Николаевка)	1997	1	17,890		1,460	16,430	15,91
59	Отпайка на ПС Прикаспийская от ВЛ Линейная	1969	1	24,470		2,050	22,420	53,29
60	Нефтебаза 1,2 (110/35 кВ) (Трусовская - Нефтебаза)	1979	2	14,490		4,170	10,320	30,45
61	Отпайка Октябрьская от ВЛ Нефтебаза 1,2 (110/35 кВ)	1957	2	1,200		0,685	0,515	100
62	N 119 с отпайками (Рассвет - Береговая - Вододелитель)	1971	1	41,800		3,321	38,479	41,53
63	N 742 (Капустин Яр - Советская)	1986	1	34,320			34,320	100
64	N 297 Колобовка - Капустин Яр	2010	1	9,53		1,53	8,0	96,00
65	N 741 (Владимировка - Советская)	1982	1	52,140			52,140	100
66	N 701 (Капустин Яр - Пологое Займище)	1958	1	26,60	26,60			100
67	N 702 (Пологое Займище - Покровка)	1958	1	18,870	18,87			100
68	N 703 (Владимировка - Покровка)	1958	1	9,100	9,100			100
69	N 740 (Владимировка - Баскунчак)	1991	1	12,570		5,420	7,150	19,38
			2	30,880			30,880
70	N 750 (Владимировка - Батаевка)	1981	1	23,630			23,630	27,74
71	N 704 (Владимировка - Джелга)	1963	1	9,170		5,420	3,750	100
72	N 755 (Джелга - Рождественка)	1988	1	16,420			16,420	21,20
73	N 705 (Джелга - Рождественка)	1963	1	22,220	16,69		5,530	100
74	Отпайка к ПС Батаевка от ВЛ N 705	1988	1	0,400			0,400	100
75	N 707 (Рождественка - Пироговка)	1971	1	43,100			43,100	32,53
76	N 409 Заход на ПС Удачное	1988	1	6,500			6,500	21,26
77	N 708 (Пироговка - Удачное)	1972	1	22,290			22,290	46,02
78	Отпайка к ПС Ахтуба от ВЛ N 704	1983	1	1,010			1,010	100
79	Отпайка к ПС Водозабор от ВЛ N 704, 750	1981	2	1,620			1,620	27,37
80	N 320 (Райгород - Солодники)	1994	1	24,200			24,200	18,37
81	N 320 Заход на ПС Ушаковка	1994	2	5,700			5,700	18,37
82	N 721 (Солодники - Старица)	2009	1	55,240		1,71	53,53	41,32
83	Отпайка к ПС Вязовка от ВЛ N 721	2009	1	1,831		0,181	1,65	41,32
84	Отпайка к ПС Ступино от ВЛ N 721	1976	1	5,800			5,800	36,16
85	N 722 (Старица - Черный Яр)	2003	1	22,400			22,400	100
86	N 723 (Черный Яр - Никольская)	1965	1	51,000			51,000	44,75
87	Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 723	1974	1	4,720			4,720	44,75
88	Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 781	1979	1	4,700			4,700	40,30
89	Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ N 723	1979	1	1,230			1,230	23,41
90	Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ N 781	1988	1	1,100			1,100	71,05
91	Отпайка к ПС Никольская от ВЛ N 781	1979	1	38,100			38,100	44,75
92	Отпайка к ПС Соленое Займище от ВЛ N 723, 781	1986	2	6,200			6,200	23,41
93	N 780 (Черный Яр - Горная)	1980	2	1,800			1,800	37,85
94	N 781 (Черный Яр - Дальняя)	1979	1	26,000			26,000	31,15
95	Отпайка к ПС Ветлянка от ВЛ N 724	1974	1	4,760			4,760	40,50
96	N 725 (Цаган-Аман - Енотаевка)	1970	1	49,870			49,870	49,39
97	N 727 (Енотаевка - Косика)	1976	1	42,950			42,950	34,32
98	N 728 (Косика - Ленино)	1976	1	16,740			16,740	29,78
99	N 729 (Ленино - Сероглазовка)	1981	1	17,070			17,070	43,09
100	N 730 (Сероглазовка - Нефтепровод)	1981	1	21,200			21,200	43,09
101	N 731 (Нефтепровод - Береговая)	1971	1	17,030			17,030	31,15
102	Отпайка от ВЛ N 728 к ПС Солнечная	1988	1	0,240			0,240	21,20
103	Отпайка 110 кВ на ПС Горбаневка от ВЛ N 701	1978	1	3,040			3,040	72,32
104	N 782 (Степная - Дальная)	1980	1	25,300			25,300	31,03
105	N 104	2011	1	1,909		1,009	0,900	16,64
106	ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ - Капустин Яр-1 (портал ПС Капустин Яр - опора N 1; (опора N 10 - портал ГТУ ТЭЦ); (опора N 1 - опора N 10)	2013	1	1,208		0,988	0,220	9,92
107	ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ- Капустин Яр-2 (портал ПС Капустин Яр - опора N 1 существующая); (опора N 11 - портал ГТУ ТЭЦ); (опора, N 1 существующая опора N 2) L=0,095 км; (опора N 2-опора, N 11) L=1,077 км	2013	1	1,255		0,8785	0,3765	9,92
108	ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ - Советская (опора N 1/существующая опора N 10); (опора N 10 - портал ГТУ ТЭЦ)	2013	1	1,167		0,908	0,259	9,92
	КЛ-110 кВ
109	N 102	2011	1	0,432				18,23
110	N 103а	2011	1	0,79				18,23
111	N 104	2011	1	0,432				18,23
112	КВЛ 110 кВ N 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП) опора 1 - опора 41	2013	1	7,343		4,048	3,295	7,75
113	КВЛ 110 кВ N 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП) АПГУ-35 - опора 1	2013	1	0,451				7,75
114	КВЛ 110 кВ N 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская) опора 1 - опора 41	2013	1	7,321		3,801	3,520	7,75
115	КВЛ 110 кВ N 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская) АПГУ-35 - опора 1	2013	1	0,491				7,75
116	КВЛ 110 кВ N 463 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 1)	2013	1	1,048				7,75
117	КВЛ 110 кВ N 463, 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили)	2013	2	0,033		0,066		7,75
118	КВЛ 110 кВ N 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кири-Кили N 2)	2013	1	1,0581				7,75
	ВЛ-35 кВ
119	Кировская 1,2 с отпайкой (ГРЭС - Кировская - ЖБК)	1963	2	2,51		2,405	0,105	100
120	Бирюковка (Евпраксино - Бирюковка	1981	1	15,36		0,307	15,053	27,36
121	НС-4 с отпайкой (Евпраксино - С-4 - Яблонька)	1974	1	15,9		0,620	15,28	38,21
122	Стекловолокно 1,2 с отпайкой (ГРЭС - Стекловолокно - Прогресс)	1963	2	3,17		2,591	0,579	100
123	Бударино (Лиман - Бударино)	1982	1	21,21		0,34	20,87	25,31
124	Травино (Увары - Травино)	1972	1	7,900		0,600	7,300	43,09
125	Тутинка (Увары - Тутинка)	1990	1	11,300		1,080	10,220	26,30
126	НС-5 (Раздор - НС-5)	1978	1	10,140		0,360	9,780	31,15
127	Калиновка (Коммунар - Травино)	1970	1	18,400		3,100	15,300	46,02
128	Началово 2 (ЦРП - Началово)	1958	1	6,21			6,21	40,50
			2	7,52		0,850	6,670
129	Отпайка Интернациональная от Нефтебаза 1,2	1957	2	1,210		1,210		30,45
130	Киреты (Камышово - Киреты)	1982	1	18,070		0,160	17,910	26,82
131	Лесная (Трусовская - Лесная)	1957	1	6,210		3,720	2,490	100
			2	4,260		2,560	1,700
132	Караванная (Яндыки - Караванная)	1982	1	26,020		2,580	23,440	26,30
133	Линейная (Баррикадная - Прикаспийская)	1971	1	38,090		1,090	37,00	53,29
134	Николаевка 2 (Баррикадная - Николаевка)	1985	1	34,850		0,150	34,700	23,96
135	Черноземельский тракт (Лиман - Черноземельский тракт) с отпайкой на ПС Караванная	1979	1	35,910		0,718	35,192	30,11
136	Началово 1 (Кировская - Началово)	1958	1	6,590	1,920	0,870	3,800	100
			2	0,830		0,096	0,734
137	Центральная 1, 2 с отпайками (ГРЭС - Трикотажная - Царевская)	1989	2	7,620		1,814	5,806	34,62
138	Отпайка на ПС Трикотажная (Городская - Центральная - Царевская)	1989	2	0,480		0,480		46,55
139	Царевская 1,2 с отпайкой (ГРЭС - ЦРП - Царевская)	1989	2	5,940		4,000	1,940	46,55
140	Отпайка на ПС ЦРП (Городская - Центральная - Царевская)	1989	2	2,225		0,580	1,645	46,55
141	Тишково (Евпраксино - Тишково)	1970	1	43,700		1,460	42,240	46,551
142	Марфино (Володаровка - Марфино)	1975	1	25,300		1,360	23,940	36,32
143	Мултаново (Марфино - Мултаново)	1975	1	10,300		0,440	9,860	36,32
144	Тумак (Володаровка - Тумак)	1974	1	22,600		0,290	22,310	38,39
145	Зеленга (Тумак - Зеленга)	1974	1	15,530		0,870	14,660	38,39
146	Отпайка Новинка от ВЛ Тумак	1989	1	0,710			0,710	38,39
147	Присельская (Сасыколи - Присельская)	1975	1	19,650		0,320	19,330	36,49
148	Послеспадовая (Сасыколи - Послеспадовая)	1985	1	0,340			0,340	23,68
			2	4,930		1,220	3,710
149	Гремучая (Тамбовка - Гремучая)	1979	2	17,900		4,100	13,800	29,89
150	ХВТ (Сасыколи - ХВТ)	1978	1	19,070		0,930	18,140	31,27
			2	4,930		1,220	3,710
151	Михайловка (Сасыколи - Михайловка)	1983	1	25,300		0,350	24,950	22,07
152	Бассоль (Владимировка - Бассоль)	1965	1	4,540	4,540			100
153	Горбаневка (Капустин Яр - Горбаневка)	1965	1	9,800	9,800			100
154	Садовая (Горбаневка - Садовая)	1979	1	19,800			19,800	30,68
155	Грачевская (Ватажная - Грачевская)	1980	1	6,400			6,400	31,15
156	Песчаная (Грачевская - Песчаная)	1980	1	19,120			19,120	28,83
157	Пришибинская	1979	1	12,270			12,270	31,03
158	Ильинка 1,2	2005	2	4,000		0,800	3,200	0
	КЛ-35 кВ
159	Спуск 35 кВ на ПС 35/6 кВ Временная	2008	1	0,090				31,25

Износ основных производственных фондов составляет:

- общий износ по оборудованию - 84,4%, в том числе:

- по трансформаторному оборудованию - 89,6%;

- по коммутационным аппаратам - 78,8%;

- общий износ по линиям электропередачи - 75,3%, в том числе:

- по ВЛ 35-110 кВ - 72%;

- по ВЛ 0,4-6/10 кВ - 79,8%;

- по КЛ 35-110 кВ - 6,3%;

- по КЛ 0,4-6/10 кВ - 65,6%.

4. Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области

Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области с другими энергосистемами:

с энергосистемой Волгоградской области:

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1 (ВЛ 220 кВ Владимировка-1);

- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2 (ВЛ 220 кВ Владимировка-2);

- ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр [в габаритах 220 кВ] (ВЛ 220 кВ Чёрный Яр);

- ВЛ 220 кВ Южная - Чёрный Яр [в габаритах 500 кВ] (ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр);

- ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ N 297), разомкнутая в нормальном режиме;

- ВЛ 110 кВ Солодники - Райгород-2 с отпайкой на Ушаковка (ВЛ 110 кВ N 320), разомкнутая в нормальном режиме;

с энергосистемой Республики Калмыкия:

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

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

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

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

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

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

- ВЛ 110 кВ Дальняя - Ковыльная (ВЛ 110 кВ 783);

- ВЛ 110 кВ Большой Царын-1 - Солодники с отпайками (ВЛ 110 кВ Красносельская), (разомкнутая в нормальном режиме);

с энергосистемами Республики Казахстан:

- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ N 756);

- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук (ВЛ N 757);

- ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (ВЛ N 441);

- ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ (ВЛ N 443).

5. Динамика потребления тепловой энергии и структура отпуска теплоэнергии от электростанций и котельных в Астраханской области

Теплоснабжение потребителей Астраханской области осуществляется от разных источников, как централизованных, так и нецентрализованных.

От централизованных источников в основном снабжаются тепловой энергией потребители г. Астрахани, г. Нариманова, г. Камызяка, г. Харабали, с. Черный Яр, г. Ахтубинска, р.п. Верхний Баскунчак.

5.1. Система теплоснабжения Южного филиала ООО "Газпром энерго".

Система теплоснабжения Южного филиала ООО "Газпром энерго" представляет собой самостоятельную систему, обслуживающую промышленную площадку Астраханского газоконденсатного месторождения. Основной нагрузкой является производство пара для технологических нужд газоперерабатывающего завода, отопление и горячее водоснабжение. Источником теплоснабжения являются две котельные - Узловая и Пусковая, работающие на природном газе. Суммарная установленная тепловая мощность котельных составляет 700 Гкал/час.

Отпуск тепловой энергии потребителям осуществляется от разных источников. Отпуск тепловой энергии в паре и горячей воде для нужд ГПЗ ООО "Газпром добыча Астрахань" осуществляется с коллекторов пусковой котельной. Тепловая энергия для организаций Аксарайского промузла кроме ГПЗ осуществляется с коллекторов Узловой котельной.

Структура отпуска тепловой энергии (по параметрам пара) от котельных Южного филиала ООО "Газпром энерго" за 2014 год

N п/п	Наименование источника	Отпуск тепловой энергии в 2014 году, тыс. Гкал	Параметры пара/вид топлива
	Пусковая котельная
1.	Пар высокого давления	1278,170	36 - 39 кгс/см (380 - 420 °С)
2.	Пар низкого давления	46,998	4,5 - 5,06 кгс/см (160 - 200 °С)
	Узловая котельная пар не отпускает

5.2. Основные характеристики теплосетевого хозяйства филиала ООО "Лукойл-ТТК" в городе Астрахани.

Теплоснабжение осуществляется от шести крупных источников тепловой энергии - ТЭЦ-2, котельных "Городская", "Центральная", "Покровская", N 1, и котельной Т-15, принадлежащей МУП г. Астрахани "Коммунэнерго".

На балансе филиала ООО "Лукойл-ТТК" в городе Астрахани (далее - филиал) находятся водяные тепловые сети общей протяженностью 482,1 км (223 км трассы) в однотрубном исчислении, условным диаметром от 32 до 1000 мм, из них надземного исполнения - 332,8 км (151,9 км трассы), канального - 115,5 км (55,0 км трассы), бесканального - 33,8 км (16,0 км трассы). Сети построены в период с 1960 по 2011 год. Нуждаются в замене - 402,4 км (186,3 км трассы), из них ветхих - 213,9 км (99 км трассы).

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

Всего	- 1776,6 Гкал/ч
В том числе мощностью:
до 3 Гкал/ч	- 9,2 Гкал/ч (котельные N 2, 3, 5, 17, 21, 22, Т-15);
от 3 до 20 Гкал/ч	- 67,1 Гкал/ч (котельные N 6, 9, 10, 12, 15, 16, 36, 51, 52, 53);
от 20 до 100 Гкал/ч	- 108,6 Гкал/ч (ПГУ-110, котельная N 1, "Покровская);
свыше 100 Гкал/ч	- 1591,7 Гкал/ч (ТЭЦ-2, ПГУ-235, котельные "Центральная", "Городская");
Число теплоисточников:
Всего	- 24;
В том числе мощностью:
до 3 Гкал/ч	- 7;
от 3 до 20 Гкал/ч	- 10;
от 20 до 100 Гкал/ч	- 3;
свыше 100 Гкал/ч	- 4.

Отпуск тепловой энергии от теплоисточников осуществляется в горячей воде.

На теплоисточниках ТЭЦ-2, котельных "Покровская", "Центральная", N 1, 6, 16, 21, 22, 36, 52 установлены коммерческие узлы учета тепловой энергии и теплоносителя.

Существующие мощности котельных "Центральная", "Покровская", "Городская", N 1, 5, 9, 15, 16, 17, Т-15, 36, 51, 52 в основном превышают величину максимальной присоединенной к тепловой сети нагрузки.

В настоящее время все источники теплоснабжения в городе работают локально, каждый - на свою зону. Тепловые сети выполнены по тупиковой схеме, двухтрубными либо четырехтрубными (в одном канале проложены сети отопления и горячего водоснабжения), циркуляционными, подающими одновременно тепловую энергию на отопление, вентиляцию, технологические нужды и горячее водоснабжение.

Система теплоснабжения:

- на котельных "Центральная", N 2, 3, 5, 9, 12, 16, 22, 36, 51, 52, т-15 - закрытая,

- на теплоисточниках ТЭЦ-2, ГРЭС - ПГУ-110, котельных "Покровская", "Городская", N 1, 6, 10, 15, 16, 17, 21, 53 - открытая.

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

5.3. Динамика потребления тепловой энергии от электростанций и котельных города Астрахани за 2010 - 2014 годы.

ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"	2010	2011	2012	2013	2014
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	2078	2185	2154	1949	2101
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-313	107	-31	-205	152
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0		+7,8
Астраханская ТЭЦ-2
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	1231	1412	1580	1423	1518
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-198	182	168	-157	95
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0		+6,7
Астраханская ГРЭС
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	357	219	0	0	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-44	-138	-219	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	-1	0	0
Астраханская ПГУ-235
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал				61	231
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал				61	170
Среднегодовые темпы прироста, %				0	+279
Котельная "Центральная"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	206	231	252	175	22
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-23	24	21	-77	-153
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	0	-87,4
Малые котельные
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	283	317	322	308	331
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-48	34	4	-14	+23
Среднегодовые темпы прироста, %	0	0	0	0	+7,5
Астраханская ГРЭС
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	-	5.4	0.0	00	0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	0.0	0.0	-5.4	00	0
Среднегодовые темпы прироста, %	0.0	0.0	-1.0	00	0
МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	318,8	305,4	296,8	291,3	292,1

Динамика потребления тепловой энергии по Астраханской области за 2010 - 2014 годы

	2010	2011	2012	2013	2014
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	11875,21	12260,89	11946,8	11481,42	11511,54
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	1013,24	385,68	-314,09	-465,38	30.12
Среднегодовые темпы прироста, %	9,3	3,1	-2,6	-3,9	0,26

5.4. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных генерирующих компаний Астраханской области за 2014 год по филиалу ООО "Лукойл-ТТК".

N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:		1748,67
1	Астраханская ТЭЦ-2	1517,9	газ
2	Астраханская ПГУ-235	230,77	газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:		352,671	газ
1	Центральная	21,627	газ
2	Городская	128,464	газ
3	Покровская	18,058	газ
4	N 1	45,707	газ
5	N 2	3,978	газ
6	N 3	1,157	мазут
7	N 5	0,469	дизель
8	N 6	17,599	газ
9	N 7	1,185	газ
10	N 9	5,535	газ
11	N 10	22,581	газ
12	N 12	4,387	газ
13	N 13	0,298	электроэнергия
14	N 15	8,764	газ
15	N 16	11,854	газ
16	N 17	2,414	газ
17	N 21	4,066	газ
18	N 22	3,101	газ
19	N 28	1,336	газ
20	N 36	2,078	мазут
21	N 47	0,139	газ
22	N 48	0,126	газ
23	N 51	15,350	газ
24	N 52	5,979	газ
25	N 53	26,280	газ
26	Т-15	0,139	газ
Блок-станции (электростанции предприятий других отраслей)
Всего, в том числе:
	-	-

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

	2010	2011	2012	2013	2014
Отпуск тепловой энергии электростанциями:
Астраханская ТЭЦ-2	1231	1412	1580	1423	1518
Астраханская ГРЭС	357	224	0	0	0
Астраханская ПГУ-235	-	-	-	61	231
ОАО "ТЭЦ-Северная"	104,9	104,30	93,0	98.0
Котельные ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"	490	548	574	465,9	352,5
Котельные МУП города Астрахани "Коммунэнерго"	318,8	305,4	296,8	308
Всего	2501,7	2593,7	2543,8	2355,9	2101,5

5.6. Динамика потребления тепловой энергии в 2010 - 2014 годах (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго").

	2010	2011	2012	2013	2014
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка
котельными	310858	321020	358970	319664	322400
- полезный отпуск:
котельными	318812	305371	296801	291361	300373
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,393	0,505	0,416	0,322	0,380
- газ (млн куб. м)	46,049	47,866	49,241	44,219	47,932
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):	318812	305371	296801	291361	300373
промышленность	31628	30099	27509	23186	28990
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	235992	222091	218049	223245	220954
коммунально-бытовой сектор	51192	53181	51243	44930	50429

5.7. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от котельных МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" за 2014 год.

N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Параметры пара, вид топлива
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в т.ч.:		325,91
1	котельная N Т-1	143,589	горячая вода, природный газ
2	котельная N Т-2	36,266	горячая вода, природный газ
3	котельная N Т-3	5,277	горячая вода, природный газ
4	котельная N Т-4	24,853	горячая вода, природный газ
5	котельная N Т-6	56,721	горячая вода, природный газ
6	котельная N Т-8	6,66	горячая вода, природный газ
7	котельная N Т-9	4,901	горячая вода, природный газ
8	котельная N Т-10	3,665	горячая вода, природный газ
9	котельная N Т-11	1,495	горячая вода, природный газ
10	котельная N Т-12	0,578	горячая вода, природный газ
11	котельная N Т-13	0,307	горячая вода, природный газ
12	котельная N Т-14	0,924	горячая вода, природный газ
13	котельная N Т-15	2,071	горячая вода, природный газ
14	котельная N Т-16	1,977	горячая вода, природный газ
15	котельная N Т-17	1,957	горячая вода, природный газ
16	котельная N Т-18	0,107	горячая вода, природный газ
17	котельная N Т-19	0,403	горячая вода, природный газ
18	котельная N Т-20	3,172	горячая вода, природный газ
19	котельная N Т-21	2,964	горячая вода, природный газ
20	котельная N Т-22	0,236	горячая вода, природный газ
21	котельная N Т-23	6,013	горячая вода, природный газ
22	котельная N Т-24	0,401	горячая вода, природный газ
23	котельная N Т-25	0,259	горячая вода, природный газ
24	котельная N Т-41	1,545	горячая вода, мазут топочный
25	котельная N Т-43	0,909	горячая вода, мазут топочный
26	котельная N Т-44	18,66	горячая вода, природный газ

5.8. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных ООО "Лукойл - Астраханьэнерго" за 2014 год.

N п/п	Наименование энергоисточника	Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
Всего от ТЭС, в т.ч.:		1802,823
1	Астраханская ТЭЦ-2	1517,945
2	Астраханская ПГУ-235	230,771
Всего от котельных, в том числе:		352,533
1	Центральная	21,627
2	Городская	128,464
3	Покровская	18,058
4	N 1	45,707
5	N 2	3,978
6	N 3	1,157
7	N 5	0,469
8	N 6	17,599
	N 7	1,185
9	N 9	5,535
10	N 10	22,581
11	N 12	4,387
12	N 13	0,298
13	N 15	8,764
14	N 16	11,854
15	N 17	2,414
16	N 21	4,066
17	N 22	3,101
18	N 28	1,336
19	N 36	2,078
20	N 47	0,139
21	N 48	0,126
22	N 51	15,350
23	N 52	5,979
24	N 53	26,280
25	Т-15	2,255

5.9. Динамика потребления тепловой энергии по муниципальным образованиям за 2010 - 2014 годы.

Наименование	2010	2011	2012	2013	2014
МО "ЗАТО Знаменск Астраханской области"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	177,7	173,59	166,8	166,7	162,7
Источники тепловой энергии, всего	5	5	5	5	5
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	5	5	5	5	5
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	5	5	5	5	5
Прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Икрянинский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	46,289	49,002	47,892	40,791	42,384
Источники тепловой энергии, всего	-	-	-	-	-
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	-	-	38	38	38
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	-	-	38	38	38
прочие источники	-	-	-	-
МО "Черноярский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	51,588	54,419	49,367	49,986	47,609
Источники тепловой энергии, всего	20	20	20	20	20
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	20	20	20	20	20
энергокомпаний	-	-	-	-
муниципальные	19	19	19	19	19
прочие источники	1	1	1	1	1
МО "Приволжский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	8,6	12,7	15,00	16,27	10,63
Источники тепловой энергии, всего	-	-	1	-	-
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	-	-	-	42	43
энергокомпаний	14	34	35	-	-
муниципальные	-	-	-	42	43
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Лиманский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	21,5	20,4	22,6	35,27	34,64
Источники тепловой энергии, всего	31	31	31	31	31
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	28	28	28	28	31
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	3	3	3	3	31
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Красноярский район"	-	-	-	-	-
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	48,58	37,51	30,88	30,54	30,54
Источники тепловой энергии, всего	37	37	35	35	35
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	1	1	1	1	1
котельные, всего, в том числе:	36	36	34	34	33
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	36	36	34	34	33
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Наримановский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	42,06	40,49	32,45	46,04	129,36
Источники тепловой энергии, всего	2	2	3	3	16
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	2	2	3	3	16
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	2	2	3	3	16
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Камызякский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	42,06	40,49	32,45	36,51	36,27
Источники тепловой энергии, всего	9	9	9	9	9
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	9	9	9	9	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	9	9	9	9	9
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Харабалинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	45,59	49,37	54,68	49,91	51,78
Источники тепловой энергии, всего	-	-	-	-	-
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	34	34	34	34	51,78
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	34	34	34	34	51,78
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Ахтубинский район"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	178,161	159,211	161,332	165,96	157,29
Источники тепловой энергии, всего	-	-	-	-	-
ТЭЦ, всего, в том числе:	-	-	-	-	-
энергокомпаний	-	-	-	-	-
блок-станций	-	-	-	-	-
котельные, всего, в том числе:	12	12	12	12	12
энергокомпаний	-	-	-	-	-
муниципальные	12	12	12	12	12
прочие источники	-	-	-	-	-
МО "Енотаевский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	31,14	30,98	26,38	28,68	54,43
Источники тепловой энергии, всего	15	15	15	14	14
ТЭЦ, всего, в том числе:
энергокомпаний
блок-станций
котельные, всего, в том числе:	15	15	15	14	14
энергокомпаний
муниципальные	15	15	15	14	13
прочие источники
МО "Володарский район"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	30,60	30,80	30,40	30,40	23,90
Источники тепловой энергии, всего	27	27	27	27	33
ТЭЦ, всего, в т.ч.:
энергокомпаний
блок-станций
котельные, всего, в том числе:	27	27	27	27	33
энергокомпаний
муниципальные	26	26	26	26	33
прочие источники

5.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2014 год.

N	Наименование потребителя, место расположения	Вид деятельности	Годовой объем теплопотребления, тыс. Гкал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Параметры пара	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	ГАУ АО "Спорткомплекс "Звездный", г. Астрахань, ул. Н. Островского, 147	производство	20 276,40	ТЭЦ-2	-	5,41
2	ГБОУ ВПО "Астраханский государственный медицинский университет" Минздрава России, г. Астрахань, ул. Бакинская, 121	образование	2 485,01	ТЭЦ-2	-	1,22
3	ГБОУ ВПО "Астраханский государственный медицинский университет" Минздрава России, г. Астрахань, ул. Мечникова, 20	образование	2 297,35	ТЭЦ-2	-	1,1
4	ГБУ АО "Областная детская клиническая больница им. Н.Н. Силищевой", г. Астрахань, ул. Медиков, 6	медицина	6287,17	ТЭЦ-2	-	2,73
5	ГБУЗАО "Областная детская клиническая больница имени Н.Н. Силищевой", г. Астрахань, ул. Татищева, 2а	медицина	4 065,16	ТЭЦ-2	-	1,76
6	ООО "НОА", г. Астрахань, ул. Куйбышева, 69	производство	19 219,25	ТЭЦ-2	-	5,16
7	ОАО "АстраханьПассажирТранс", г. Астрахань, ул. Энергетическая, 2	производство	3 254,44	Котельная "Центральная"	-	1,79
8	ОАО "Астраханский станкостроительный завод", г. Астрахань, ул. Латышева, 16а	производство	11 148,66	ТЭЦ-2	-	5,49
9	Автономное учреждение культуры Астраханской области "Астраханский государственный театр Оперы и Балета", г. Астрахань, ул. А. Барбюса, 16, литер 1	культура	11 570,18	ТЭЦ-2	-	5,67
10	ОАО "Федеральная пассажирская компания", г Астрахань, ул. 1-я Гаражная, 7	транспорт	8 357,68	ТЭЦ-2	-	3,42

5.11. Потребление топлива электростанциями и котельными за 2014 год.

Наименование	Всего	в том числе
		газ	уголь	нефтетопливо (мазут)	прочее топливо (котельно-печное)
Всего - годовой расход топлива	502928,40	500895,97	58,36	104,16	0,783
ООО "Лукойл - Астраханьэнерго" - годовой расход топлива, всего, тыс. т.у.т.	1419,685	1418,204	-	1,348	0,133
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	1 103,398	1 103,369	-	0,029	-
Расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	281,986	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	316,287	314,835	-	1,319	0,133
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии	150,524	-	-	-	-
в том числе:
Астраханская ТЭЦ-2
Топливо, всего, тыс . т.у.т.	735,528	735,491	-	0,037	-
Топливо на электрическую энергию, тыс т.у.т.	511,825	511,796	-	0,029	-
Расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	333,374	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	223,703	223,696	-	0,007	-
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	147,372	-	-	-	-
Астраханская ПГУ-235
Топливо, всего, тыс. т.у.т.	415,252	415,252	-	-	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	382,285	382,285	-	-	-
Расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	242,633	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	32,967	32,967	-	-	-
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	142,857	-	-	-	-
Астраханская ГРЭС
Топливо, всего, тыс. т.у.т.	209,288	209,288	-	-	-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.	209,288	209,288	-	-	-
Расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч	260,924	-	-	-	-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.	-	-	-	-	-
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	-	-	-	-	-
Котельная "Центральная"
Топливо, тыс. т.у.т.	3,941	3,941	-	-	-
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	182,216	-	-	-	-
Малые котельные
Топливо, тыс. т.у.т.	55,676	54,232	-	1,311	0,133
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал	168,255	-	-	-	-
ООО "Газпром энерго", тыс. т.у.т.	254 719,65	254 707,37	-	12,28	-
Узловая котельная, тыс. т.у.т	13 473,56	13 461,28	-	12,28	-
Пусковая котельная, тыс. т.у.т.	241 246,09	241,246,09	-	-	-
Приволжская дирекция по тепловодоснабжению филиала ОАО "РЖД", тыс. т.у.т.	10 895,037	10 887,5	2,3	4,8	0,6
ОАО "ТЭЦ - Северная", тыс. т.у.т.	30,898	30,898	-	-	-
МУП г. Астрахани "Коммунэнерго", тыс. т.у.т.	56 481,0	55 889,0	-		-
Муниципальные (всего, тыс. т.у.т.)	179382,128	177963	56,064	85,732	0,05

5.12. Динамика потребления в топливе Южным филиалом ООО "Газпром энерго" (млн т.у.т.).

	газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2011	230,733	100	-	-	-	-	-	-	230,733	100
2012	220,77	100	-	-	-	-	-	-	220,77	100
2013	209,484	100	-	-	-	-	-	-	209,484	100
2014	254,706	99,995	0,01228	0,005	-	-	-	-	254,719	100

5.13. Единый топливно-энергетический баланс Астраханской области.

N п/п	Наименование показателей	Единица измерения	2010	2011	2012	2013	2014
Суммарный объём внутреннего производства
1	Добыча газа	млн куб. м	11751,3	12035,5	11834,6	10860,6	10282,4
2	Добыча газового конденсата	тыс. тонн	4094,8	4183,9	4092,5	3742,6	3520,7
3	Добыча нефти	тыс. тонн	25,19	23,04	22,06	22,54	41,1
4	Выработка автомобильных бензинов	тыс. тонн	930,9	841,5	895,9	988,6	1002,6
5	Выработка дизельного топлива	тыс. тонн	849,0	662,8	784,1	756,5	764,4
6	Выработка топочного мазута	тыс. тонн	369,1	295,2	347,3	351,4	329,6
7	Выработка сжиженного газа	тыс. тонн	341,4	323,6	341,7	300,1	296,9
8	Выработка товарного газа	млн куб. м	6240,4	6425,7	6372,7	5784,8	5461,1
9	Заготовка топливных дров	тыс. пл. куб. м	16,5	14,2	13,6	8,3	10,0
10	Электроэнергия	млн кВт час	2601,6	2612,7	3023,2	3462,6	4209,1
11	Тепловая энергия	тыс. Гкал	13023,5	13723,72	13325,42	12528,09	12796,51
Суммарный объём внутреннего потребления
1	Автомобильные бензины, всего	тыс. тонн	192,5	215,9	265,2	227,0	243,2
2	Дизельное топливо	тыс. тонн	62,3	62,0	65,5 153,2 - с учетом ОАО "РЖД" - Росжелдорснаб Астраханского отдела	76,7 165,5 - с учетом Астраханского отделения ПЖД филиала ОАО "РЖД"	77,8 167,9 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"
3	Топочный мазут	тыс. тонн	22	22,6	21,2	13,1	13,9
4	Топливо печное	тыс. тонн	0,5	0,4	0,12	0,05	0
5	Керосин осветительный	тыс. тонн	0,018	0,013	0	0	0
6	Природный газ, всего,	млн куб. м	2020,2	2018,2	2035,4	2011,9	2240,4
	в том числе для бытовых нужд населения		427,4	452,8	428,8	401,6	441,1
7	Сжиженный газ, всего,	тыс. тонн	43,3	53,2	56,04	38,1	54,8
	в том числе для бытовых нужд населения		3,0	3,6	2,99	2,97	3,1
8	Уголь, всего,	тыс. тонн	8,3	7,8	9,8	13,1 (с учетом Астраханского отделения ПЖД - филиала ОАО "РЖД" - 6,3)	13,5 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6,4)
	в том числе для бытовых нужд населения		4,9	4,7	6,7	4,4	4,5
9	Дрова, всего,	тыс. куб. м	16,5	14,7	13,2	7,4	10,1
	в том числе для бытовых нужд населения		14,8	13,8	12,4	7,0	9,0
10	Авиационное топливо	тыс. тонн	6,3	5,3	5,8	6,2	6,1
11	Электроэнергия	млн кВт час	4202,8	4285,3	4321,4	4213,7	3954,8
12	Тепловая энергия	тыс. Гкал	11875,2	12260,89	11946,8	11481,42	11913,59

6. Особенности функционирования и существующие проблемы электроэнергетики энергосистемы Астраханской области

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

"Узкими местами", по которым имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети, являются ПС 110/6 кВ Восточная, ПС 110/10 кВ Кири-Кили, ПС 110/6 кВ Судостроительная, ПС 110/35/6 кВ Трикотажная, ПС 110/10 кВ Красный Яр, ПС 110/10 кВ Черный Яр-2, ПС 35/10 кВ Тишково, ПС 35/10 кВ Марфино, ПС 35/6 кВ Началово, ПС 35/6 кВ Октябрьская, ПС 35/6 кВ Трусовская, ПС 35/6 кВ Интернациональная по причине загрузки трансформаторов, превышающей нормативные требования по результатам замеров в режимные дни (приложение 1).

6.2. Наличие "узких мест", связанных с недостатком пропускной способности электрических сетей 35 - 110 кВ для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов.

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

6.3. Наличие "узких мест", связанных с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения.

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

7. Основные направления развития электроэнергетики Астраханской области

За основу прогноза роста спроса на электроэнергию, основных вводов генерирующей мощности и электросетевых объектов 220 кВ приняты материалы Схемы развития ЕЭС России на семилетний период, выполненной ОАО "СО ЕЭС".

Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше (нормальная схема) указаны в приложении 2.

Схемы потокораспределения сети 110 кВ и выше в ремонтно-аварийных режимах указаны в приложении 3.

Схема энергосистемы Астраханской области с учетом перспективного развития указана в приложении 4.

7.1. Прогноз потребления электрической энергии по территории энергосистемы Астраханской области на 2015 - 2020 годы (млн кВт * ч).

Наименование	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность (потребление электрической энергии)	4388	4429	4448	4474	4492	4496
Рост, %	0,27	0,93	0,43	0,58	0,40	0,09

7.2. Прогноз потребления мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2015 - 2020 годы (МВт).

Наименование	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность (собственный максимум)	784	787	791	795	796	796
Рост, %	-2,7	0,4	0,5	0,5	0,1	0,0

8. Прогноз потребления тепловой энергии и топлива на период 2015 - 2020 годов

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

	2015	2016	2017	2018	2019	2020
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса
Тепловая энергия (Гкал):
- выработка
котельными	317966	317966	317966	317966	317966	326723
- полезный отпуск:
котельными	297891	297891	297891	297891	297891	305839
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:
- мазут (тыс. тонн)	0,385	0,385	0,385	0,385	0,385	0,385
- газ (млн куб. м)	49,279	49,279	49,279	49,279	49,279	49,529
- печное топливо (тыс. тонн)
- уголь (тыс. тонн)
2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):	297891	297891	297891	297891	297891	305839
промышленность	27135	27135	27135	27135	27135	27267
транспорт
сельское хозяйство
строительство
население	220946	220946	220946	220946	220946	226048
коммунально-бытовой сектор	49810	49810	49810	49810	49810	52524

8.2. Прогноз потребления топлива электростанций и котельных энергосистемы Астраханской области.

Подразделение	Вид топлива	Единица измерения	2015	2016	2017	2018	2019	2020
ОАО "ТЭЦ-Северная"	газ	тыс. т.у.т.	63,253	63,253	63,253	63,253	63,253	63,253
Знаменская ПГУ-ТЭЦ	газ	тыс. м	97800	97800	97800	97800	97800	97800
Астраханская ТЭЦ-2	газ	млн м	706,360	706,360	706,360	706,360	706,360	706,360
	мазут	тыс. тонн	0	0	0	0	0	0
Астраханская ГРЭС	газ	млн м	180,638	179,732	170,063	170,063	170,063	170,063
Астраханская ПГУ-235	газ	млн м	352,441	351,502	358,459	358,459	358,459	358,459
	котельное печное	тыс. тонн	0,695	0,196	0,196	0,196	0,196	0,196
Котельные	газ	млн м	42,497	42,497	42,497	42,497	42,497	42,497
Всего по ООО "Лукойл - Астрахань энерго"	мазут	тыс. тонн	0,346	0,346	0,346	0,346	0,346	0,346
	котельное печное	тыс. тонн	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041
	газ	млн м	1281,936	1280,091	1277,379	1277,379	1277,379	1277,379

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

ООО	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2015	1,490892	99,90	0,000484	0,07			0,001082	0,03	1,492458	100
2016	1,4871263	99,95	0,000484	0,03			0,000348	0,02	1,4879585	100
2017	1,4855608	99,94	0,000484	0,03			0,000348	0,02	1,486393	100
2018	1,4855608	99,94	0,000484	0,03			0,000348	0,02	1,486393	100
2019	1,4855608	99,94	0,000484	0,03			0,000348	0,02	1,486393	100
2020	1,4855608	99,94	0,000484	0,03			0,000348	0,02	1,486393	100
Астраханская ТЭЦ-2	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2015	0,821497	100	0	0					0.821497	100
2016	0,821497	100	0	0					0,821497	100
2017	0,821497	100	0	0					0,821497	100
2018	0,821497	100	0	0					0,821497	100
2019	0,821497	100	0	0					0,821497	100
2020	0,821497	100	0	0					0,821497	100
Астраханская ГРЭС	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2015	0,210082	100							0,210082	100
2016	0,209028	100							0,209028	100
2017	0,197783	100							0,197783	100
2018	0,197783	100							0,197783	100
2019	0,197783	100							0,197783	100
2020	0,197783	100							0,197783	100
Астраханская ПГУ-235	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2015	0,410911	99,75					0,001023	0,25	0,411934	100
2016	0,407177	99,93					0,000288	0,07	0,407465	100
2017	0,416856	99,93					0,000288	0,07	0,417144	100
2018	0,416856	99,93					0,000288	0,07	0,417144	100
2019	0,416856	99,93					0,000288	0,07	0,417144	100
2020	0,416856	99,93					0,000288	0,07	0,417144	100
Котельная "Центральная"	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2015	0,003271	100							0,00327133	100
2016	0,003271	100							0,00327133	100
2017	0,003271	100							0,00327133	100
2018	0,003271	100							0,00327133	100
2019	0,003271	100							0,00327133	100
2020	0,003271	100							0,00327133	100
Малые котельные	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2015	0,046153	98,84	0,000484	1,04			0,00006	0,13	0,046697	100
2016	0,046153	98,84	0,000484	1,04			0,00006	0,13	0,046697	100
2017	0,046153	98,84	0,000484	1,04			0,00006	0,13	0,046697	100
2018	0,046153	98,84	0,000484	1,04			0,00006	0,13	0,046697	100
2019	0,046153	98,84	0,000484	1,04			0,00006	0,13	0,046697	100
2020	0,046153	98,84	0,000484	1,04			0,00006	0,13	0,046697	100

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

	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.
2015	8,299	-	0,005	-	0,003	-	0,0006	-	8,307	-
2016	8,299	-	0,005	-	0,003	-	0,0006	-	8,307	-
2017	8,299	-	0,005	-	0,003	-	0,0006	-	8,307	-
2018	8,299	-	0,005	-	0,003	-	0,0006	-	8,307	-
2019	8,299	-	0,005	-	0,003	-	0,0006	-	8,307	-
2020	8,299	-	0,005	-	0,003	-	0,0006	-	8,307	-

8.5. Прогноз потребления топлива Южного филиала ООО "Газпром энерго" (млн т.у.т.).

	Газ		Мазут			Уголь		Прочее		Итого
	год	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%		млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.
2015	225,0	100	-	-	-		-	-	-	225,0	100
2016	225,0	100	-	-	-		-	-	-	225,0	100
2017	225,0	100	-	-	-		-	-	-	225,0	100
2018	225,0	100	-	-	-		-	-	-	225,0	100
2019	225,0	100	-	-	-		-	-	-	225,0	100
2020	225,0	100	-	-	-		-	-	-	225,0	100

8.6. Прогноз потребления топлива котельных МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" (млн т.у.т.).

Год	Газ		Мазут		Уголь		Прочее		Итого
	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%	млн т.у.т.	%
2015	55,636		0,547
2016	55,636		0,547
2017	55,636		0,547
2018	55,636		0,547
2019	55,636		0,547
2020	55,636		0,547

8.7. Прогноз потребления тепловой энергии.

Прогноз теплопотребления по централизованной зоне теплоснабжения

Потребление тепловой энергии потребителями, Гкал
Прогноз	ООО "Лукойл-ТТК"	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	ОАО "ТЭЦ-Северная"	Всего
2015	1519469,21	299476	114770	1931375,21
2016	1519469,21	305839	114770	1931375,21
2017	1519469,21	305839	114770	1931375,21
2018	1519469,21	305839	114770	1931375,21
2019	1519469,21	305839	114770	1931375,21
2020	1519469,21	305839	114770	1931375,21
Итого	91168125,26	1782816	688620	93636561,26

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

N п/п	Наименование	2015	2016	2017	2018	2019	2020
1.	ООО "Лукойл - Астраханьэнерго"	1995,286	1995,286	1952,667	1952,667	1952,667	1952,667
1.1	Астраханская ТЭЦ-2	1483,521	1483,521	1449,581	1449,581	1449,581	1449,581
1.2	Астраханская ГРЭС	-	-	-	-	-	-
1.3	Астраханская ПГУ-235	176,1358	176,1358	167,4567	167,4567	167,4567	167,4567
1.4	Котельные:	281,8839	281,8839	281,8839	281,8839	281,8839	281,8839
1.5	Котельная "Центральная"	53,74521	53,74521	53,74521	53,74521	53,74521	53,74521
1.6	Малые котельные	281,8839	281,8839	281,8839	281,8839	281,8839	281,8839
2	МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"	358,048	358,048	358,048	358,048	358,048	358,048
3	Южный филиал ООО "Газпром энерго"	1285	1285	1285	1285	1285	1285
4	ОАО "ТЭЦ - Северная"	114,8	114,8	114,8	114,8	114,8	114,8
5	Астраханский участок Приволжской дирекции по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"	99,6	99,6	99,6	99,6	99,6	99,6
6	Муниципальные образования (всего)	789,9	789,9	789,9	789,9	789,9	789,9
	всего	5036,25	5036,25	5036,25	5036,25	5036,25	5036,25

8.9. Прогноз развития теплового хозяйства Астраханской области.

Описание
развития схемы теплоснабжения г. Астрахани до 2020 года

В настоящее время тепловые мощности в области сконцентрированы на 390 отопительных котельных суммарной мощностью 2 412,2 Гкал/час и на трех электростанциях - Астраханской ПГУ-235, Астраханской ТЭЦ-2, ОАО "ТЭЦ-Северная".

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

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

Некоторые котельные города Астрахани планируется закрыть с переводом снабжения теплом их потребителей на сети Астраханской ТЭЦ-2. Переход на централизованное теплоснабжение от Астраханской ТЭЦ-2 взамен квартальных котельных предусматривается отдельными планами мероприятий ООО "Лукойл - Астраханьэнерго". Планируется закрыть и вывести из эксплуатации старую электростанцию ОАО "ТЭЦ-Северная".

Министерством жилищно-коммунального хозяйства Астраханской области на перспективу до 2020 года предусмотрено использование электроэнергии на электроотопление на следующих объектах:

1. Перевод на электроснабжение многоквартирных домов по ул. Молодежная и Мира с. Сасыколи Харабалинского района, стоимость строительства - 1,54 млн рублей.

2. Перевод на электроснабжение котельной школы, с. Вольное Харабалинского района, стоимость строительства - 2,37 млн рублей.

3. Перевод на электроснабжение котельной школы с. Михайловка Харабалинского района, стоимость строительства - 1,54 млн рублей.

Предусмотрена реализация следующих мероприятий: "Строительство котельной "Табола", г. Камызяк, Астраханская область" и "Строительство объединенной котельной микрорайона Южный в г. Камызяке Астраханской области" с целью ликвидации двух нерентабельных котельных "Чебурашка" и "Коммунар".

В 2014 году продолжилась реализация намеченных мероприятий по модернизации системы теплоснабжения города Камызяка. Завершено строительство 4 блочных котельных для объектов социальной сферы Камызякского района (школ в селах Хмелевка, Парыгино, Затон, Лебяжье), а также завершены работы по строительству котельной "Табола" в городе Камызяке, котельной "Южная".

По состоянию на 01.01.2015 продолжена работа по разработке и актуализации схем теплоснабжения муниципальных образований.

Схемы теплоснабжения разрабатывают 24 муниципальных образования. На сегодняшний день утверждено 20 схем теплоснабжения населенных пунктов с численностью населения до 500 тыс. человек. Схема теплоснабжения города Астрахани разработана и находится на утверждении в Министерстве энергетики Российской Федерации.

Схемы водоснабжения и водоотведения разрабатывают 149 муниципальных образований. Утверждено 98 схем.

Министерством жилищно-коммунального хозяйства Астраханской области постоянно ведется активная работа с муниципальными образованиями, направленная на ускорение решения данного вопроса. Все схемы находятся в стадии разработки.

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

N п/п	Наименование теплоисточника	2015	2016	2017	2018	2019	2020
1.	Реконструкция котельной N 6 с увеличением тепловой мощности и закрытие котельной N 10			+
2.	Реконструкция котельной N 3			+
3.	Реконструкция котельной N 5		+
4.	Реконструкция котельной N 36 с установкой блочной котельной и переводом на сжигание природного газа	+
5.	Реконструкция котельной N 47 с установкой блочной котельной		+
6.	Реконструкция котельной N 48		+
7.	Реконструкция котельной N 28 с установкой блочной котельной		+
8.	Реконструкция котельной N 12 по ул. Безжонова с монтажом блочной котельной, реконструкция тепловой сети от котельной N 12 к потребителям котельных N 9,52 и их закрытие			+
9.	Реконструкция котельной N 16 с установкой блочной котельной		+
10.	Котельная "Покровская". Установка горелочных устройств на два котла ДКВР4/13
11.	Закрытие котельной N 13 с оборудованием у потребителей индивидуального отопления на природном газе		+
12.	Техперевооружение АТЭЦ-2 с переводом тепловой нагрузки с котельных N 1, 17, 53, Городской Центральной котельной на Астраханскую ТЭЦ-2				+
13.	Знаменская ПГУ-ТЭЦ	+

8.11. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на 2015 - 2020 годы.

ГАРАНТ:

Нумерация пунктов в таблице приводится в соответствии с источником

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час	Протяженность, км	Обоснование необходимости строительства	Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)	Место расположения	Стоимость строительства (или удельные капиталовложения)
11.	Блочно-модульная котельная (далее - БМК) (на территории Узловой котельной Южного филиала ООО "Газпром энерго")	2015	31,136	0	Снижение затрат на эксплуатацию Узловой котельной, уменьшение расхода топлива на отпуск тепловой энергии, сокращение собственных нужд на выработку тепловой энергии	БМК, территория Узловой котельной	Астраханская область, Красноярский район, п. Аксарайский, территория Узловой котельной Южного филиала ООО "Газпром энерго"	Будет определена после разработки проектно-сметной документации (далее - ПСД)
22.	Блочно-модульная котельная (на территории административно-блочного корпуса Южного филиала ООО "Газпром энерго" (далее - АБК ЮФ)	2015	4,98	0	Снижение затрат на эксплуатацию Узловой котельной, уменьшение расхода топлива на отпуск тепловой энергии, сокращение собственных нужд на выработку тепловой энергии	БМК, территория АБК ЮФ	Астраханская область, Красноярский район, п. Аксарайский, территория АБК ЮФ	Будет определена после разработки ПСД
3.	Тепловая сеть по ул. Плещеева города Астрахани, Ду 200 мм	2015	18,4	1,0	Подключение нового микрорайона	ТЭЦ-2	г. Астрахань, ул. Ахшарумова/Бакинская/Волжская/Мусы Джалиля	56 351

8.12. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на 2015 - 2020 годы.

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час	Протяженность, км	Обоснование необходимости строительства	Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)	Место расположения	Стоимость строительства (или удельные капиталовложения)
1	Жилой дом по ул. Балаковская г. Астрахани	2015	0,87	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
2	Жилой комплекс, 207 квартир в г. Астрахани	2015	1,618	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
3	Западный-2 (участок N 3), г. Астрахань	До 2020	2,54	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
4	Жилые дома по ул. 3-я Керченская г. Астрахани	До 2020	1,474845	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
5	Жилые дома по ул. Молдавская г. Астрахани	До 2020	1,274845	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
6	Бывший профилакторий "Дельта", г. Астрахань, ул. Гомельская, 11	До 2020	0,5	по ПСД	ИП	котельная N Т-9	г. Астрахань	по ПСД
7	4-секционный жилой дом в мкрн "Западный-2"	До 2020	0,63874	по ПСД	жилые дома	котельная N Т-1	г. Астрахань	по ПСД
8	Итого:		8,906

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

9.1. Планируемые вводы электрических станций.

N п/п	Наименование объекта	Вводимая мощность	Год ввода	Источник информации
1.	Строительство Знаменской ПГУ-ТЭЦ (ЗАО "ГК-4")	44 МВт	2015	Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы. Договор технологического присоединения (далее - договор ТП) от 21.08.2009 N ГК/2-ТП
2.	Строительство солнечной электростанции "Резиновая" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")	15 МВт	2015	Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы. Договор ТП от 03.06.2014 N 23105-14-00161013-5
3.	Строительство солнечной электростанции "Володаровка" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")	15 МВт	2015	Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы. Договор ТП от 03.06.2014 N 23110-14-00161107-5
4.	Строительство солнечной электростанции "Промстройматериалы" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")	15 МВт	2015	Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
5.	Строительство солнечной электростанции "Енотаевка" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")	15 МВт	2015	Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
6.	Строительство солнечной электростанции "Заводская" (ООО "КомплексИндустрия")	15 МВт	2015	Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
7.	Строительство солнечной электростанции "Володаровка" (ООО "КомплексИндустрия")	15 МВт	2015	Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
8.	Строительство ветровой электростанции "Фунтово" (ООО "КомплексИндустрия")	15 МВт	2017	Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
9.	Строительство ветровой электростанции "Аксарайская" (ООО "КомплексИндустрия")	15 МВт	2016	Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы

9.2. Планируемые выводы из эксплуатации генерирующего оборудования в Астраханской энергосистеме.

Планируется вывод из эксплуатации старой части электростанции ОАО "ТЭЦ-Северная" мощностью 12 МВт с использованием генераторов N 1 и 2 1962 и 1963 годов ввода в эксплуатацию.

10. Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности

10.1. Перспективный баланс электроэнергии по территории энергосистемы Астраханской области на 2016 - 2020 годы (млн кВт * ч).

	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность (потребление электрической энергии)	4388	4429	4448	4474	4492	4496
Покрытие (производство электрической энергии)	4531	4357	4615	4085	4095	4117
в том числе:
Теплоэлектростанции (ТЭС)	4369	4165	4393	3863	3873	3895
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ)	162	192	222	222	222	222
Сальдо перетоков электрической энергии	-143	72	-167	389	397	379

10.2. Региональная структура перспективных балансов мощности энергосистемы Астраханской области на 2015 - 2020 годы (МВт).

	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность (собственный максимум)	784	787	791	795	796	796
Покрытие (установленная мощность)	878	893	908	908	908	908
в том числе:
ТЭС	788	788	788	788	788	788
ВИЭ	90	105	120	120	120	120

10.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2015 - 2020 годы (МВт).

Астраханская энергосистема	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Установленная мощность, всего	878	893	908	908	908	908
Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380	380
Астраханская ГРЭС	117	117	117	117	117	117
Астраханская ПГУ-235	235	235	235	235	235	235
Знаменская ПГУ-ТЭЦ	44	44	44	44	44	44
ТЭЦ Северная	12	12	12	12	12	12
Объекты ВИЭ	90	105	120	120	120	120
Ввод мощности, всего	134	15	15	0	0	0
ГТУ-ТЭЦ в г. Знаменске	44	0	0	0	0	0
Объекты ВИЭ	90	15	15	0	0	0
Вывод мощности (демонтаж/перемаркировка), всего	0	0	0	0	0	0
Ограничения мощности, всего	0	0	0	0	0	0
Располагаемая мощность, всего	878	893	908	908	908	908
Астраханская ТЭЦ-2	380	380	380	380	380	380
Астраханская ГРЭС	117	117	117	117	117	117
Астраханская ПГУ-235	235	235	235	235	235	235
Знаменская ПГУ-ТЭЦ	44	44	44	44	44	44
ТЭЦ Северная	12	12	12	12	12	12
Объекты ВИЭ	90	105	120	120	120	120
Нагрузка, всего	725	725	725	725	725	725
Астраханская ТЭЦ-2	323	323	323	323	323	323
Астраханская ГРЭС	117	117	117	117	117	117
Астраханская ПГУ-235	235	235	235	235	235	235
Знаменская ПГУ-ТЭЦ	44	44	44	44	44	44
ТЭЦ Северная	6	6	6	6	6	6
Объекты ВИЭ	0	0	0	0	0	0
Потребление мощности по территории энергосистемы Астраханской области	784	787	791	795	796	796
Прирост (%)	-2,7	0,4	0,5	0,5	0,1	0,0
Сальдо перетоков	-59	-62	-66	-70	-71	-71

11. Предложения по развитию электроэнергетической системы Астраханской области

N п/п	Необходимые мероприятия по объектам электроэнергетики (с указанием технических характеристик)	Новое строительство/реконструкция/демонтаж	Необходимые сроки реализации	Ответственные исполнители (субъекты электроэнергетики)	Документы, обосновывающие необходимость включения	Обоснование необходимости реализации мероприятий и возможные риски в отсутствии их реализации
1.	Установка БСК на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Харабали (26 МВА)	Реконструкция	2015	МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС"	Мероприятие включено в утвержденную инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС" 2015 - 2019 годов на 2015 год/Проект СиПР ЕЭС 2015 - 2021 годов на 2015 г.	В период летнего максимума потребления при отключении ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704) или ВЛ 110 кВ Бузанская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419) в схеме ремонта АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали имеет место снижение напряжения ниже аварийно допустимого значения на ПС 110 кВ транзитов ПС 220 кВ Владимировка - ПС 220 кВ Харабали или ПС 220 кВ Харабали - ПС 110 кВ Бузанская

12. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 110 кВ и ниже на период до 2020 года

Реализуемый проект:

- строительство газотурбинной электростанции в ЗАТО Знаменск Астраханской области.

12.1. Планируемые вводы крупных потребителей.

N	Объект	Максимальная мощность, МВт	Год ввода	Источник информации	Точки присоединения
1	ПС 110 кВ А-НПС-5А	19,5	2015	Договор ТП от 21.04.2010 N 22-2010-22/ТП-М1	ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Нефтепровод, ответвление от ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели-2
2	ПС 110 кВ ГПП-3 (II очередь)	29	2015	Договор ТП от 17.06.2008 N 22-2008-36/ТП-М1	ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Газовая
3	Аэродром "Приволжский"	16	2015 - 2016	Договор ТП от 01.07.2014 N 18-2014	РУ-10 кВ ПС Аэродромная (проектируемая)

12.2. Предложения по развитию сети 35-110 кВ на период до 2020 года предусматривают реконструкцию и новое строительство следующих объектов*:

N	Наименование объекта	Характеристика объекта (МВА, км)	Год ввода
1	Реконструкция ПС 110/10 кВ Кири-Кили с заменой трансформаторов	240,0 МВА	2019 - 40 МВА 2020 - 40 МВА
2	Реконструкция ПС 35/6 кВ Началово с заменой трансформаторов	210,0 МВА	2019 - 10 МВА 2020 - 10 МВА
3	Реконструкция ВЛ-110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище (N 701)	26,6 км	2018 - 18,1 км 2019 - 8,5 км
4	Строительство ЛЭП 110 кВ от ВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайкой на ПС Стройиндустрия (N 121) и от ВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками (N 122) для электроснабжения проектируемой ПС 110/10 кВ Аэродромная	21,74	2016

* Перечень объектов и сроки ввода могут быть скорректированы по итогам принятия тарифно-балансовых решений.

Сроки реконструкции ПС 110/6 кВ Судостроительная, ПС 110/35/6 кВ Трикотажная, ПС 110/10 кВ Красный Яр, ПС 110/10 кВ Черный Яр-2, ПС 35/10 кВ Тишково, ПС 35/10 кВ Марфино, ПС 35/6 кВ Трусовская, ПС 35/6 кВ Интернациональная с заменой трансформаторов будут определены по итогам принятия тарифно-балансовых решений.

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

Оценка плановых значений показателей надежности и качества оказываемых услуг филиала ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго":

	2013 (факт)	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электроэнергии	0,0641	0,1546	0,1523	0,15	0,1478	0,1478	0,1478	0,1478
Показатель уровня качества обслуживания потребителей услуг территориальных сетевых организаций	0,8989	1,0102	1,0102	1,0102	1,0102	1,0102	1,0102	1,0102

13. Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ на период 2016 - 2020 годов

Астраханская энергосистема

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2016 - 2020 гг.

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

МВАр

км

МВА

110 кВ

21,74

18,1

8,5

40

40

48,34

80

35 кВ

10

10

20

14. Предложения по развитию генерирующих мощностей в Астраханской области

С целью увеличения установленной электрической мощности энергосистемы области и повышения надежности электроснабжения потребителей в проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2015 - 2021 годы включены генерирующие объекты, а также имеются намерения о строительстве следующих объектов генерации:

14.1. ОАО "Газпром" намерено осуществить строительство ТЭЦ на территории ООО "Газпром добыча Астрахань" (Астраханская ПГУ-ТЭЦ) суммарной электрической мощностью около 147 МВт. Схема выдачи мощности Астраханской ПГУ-ТЭЦ проходит процедуру согласования. Планируемый срок ввода электростанции - 2016 год. По предварительной информации, работа электростанции планируется в режиме когенерации.

Строительство собственной электростанции ОАО "Газпром" позволит повысить надежность электроснабжения Астраханского газоперерабатывающего завода (далее - АГПЗ).

Особенностью строительства ТЭЦ АГПЗ является целенаправленность современной ТЭЦ на электроснабжение конкретного электрического приемника (Астраханского газоперерабатывающего завода).

14.2. Строительство ветроэлектростанций:

- ВЭС "Тинаки" (ООО "СовиТекРус") 200 МВт - с 2020 года;

- ВЭС "Промысловка" (ООО "СовиТекРус") 150 МВт - с 2020 года;

- "Фунтово" и "Аксарайская" по 15 МВт - на период до 2020 года.

14.3. Строительство солнечной электростанции в Наримановском, Володарском, Енотаевском и Приволжском районах мощностью по 15 МВт на период 2015 - 2020 годов.

14.4. Мощность солнечных электростанций для реализации электроэнергии на розничном рынке может составить величину около 21 МВт.

Предварительно имеется письмо ГК "Энергия солнца" от 26.03.2015 N 20-Т/2015 о возможности строительства солнечных электростанций малой мощности:

- от ПС 110/10 кВ Фунтово - 4,8 МВт;

- от ПС 110/35/10 кВ Володаровка - 4,8 МВт;

- от ПС 110/6 кВ Окрасочная - 4,8 МВт;

- от ПС 110/6 кВ Вододелитель - менее 4,8 МВт;

- от ПС 110/10-6 кВ Резиновая - 4,8 МВт;

- от ПС 110/10 кВ Промстройматериалы - 4,8 МВт;

- от ПС 110/10 кВ Заводская - менее 4,8 МВт;

- от КТП 10/0,4 кВ Котельная - менее 1,2 МВт.

Включение в Программу развития электростанций с использованием ВИЭ для реализации электроэнергии на розничном рынке электрической энергии и мощности будет осуществлено на основе конкурса.

Приложение 1
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Астраханской области
на 2016 - 2020 годы

Центры питания:

N п/п	Наименование центра питания	Класс напряжения, кВ	Суммарная установленная мощность трансформаторов в том числе с разбивкой по трансформаторам			Суммарная полная мощность ЦП по результатам контрольных замеров максимума нагрузки	Профицит/дефицит мощности по результатам контрольных замеров максимума нагрузки
				Т-1	Т-2
			МВА			МВА	МВА
1	2	3	4			5	6
1	ПС 110/6 кВ Восточная	110/6	31	16	15	16	-0,25
2	ПС 110/10 кВ Кири-Кили	110/10	32	16	16	19,7	-2,9
3	ПС 110/6 кВ Судостроительная	110/6	50	25	25	27,5	-1,25
4	ПС 110/35/6 кВ Трикотажная	110/35/6	80	40	40	56,60	-14,6
5	ПС 110/10 кВ Красный Яр	110/10	20	10	10	11,2	-0,7
6	ПС 110/10 кВ Черный Яр-2	110/10	12,6	6,3	6,3	8,9	-2,285
7	ПС 35/10 кВ Тишково	35/10	5,6	1,6	4	2,5	-0,82
8	ПС 35/10 кВ Марфино	35/10	6,5	2,5	4	3,1	-0,475
9	ПС 35/6 кВ Началово	35/6	13,8	6,3	7,5	7,4	-0,785
10	ПС 35/6 кВ Октябрьская	35/6	12,6	6,3	6,3	11,1	-4,485
11	ПС 35/6 кВ Трусовская	35/6	32,5	12,5	20	18,8	-5,675
12	ПС 35/6 кВ Интернациональная	35/6 кВ	9,6	5,6	4	4,4	-0,2

Приложение 2
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Астраханской области
на 2016 - 2020 годы

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2016 года. Нормальная схема. Лист 1

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме зимних максимальных нагрузок 2016 года. Нормальная схема. Лист 2 (продолжение)

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2016 года. Нормальная схема. Лист 1

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2016 года. Нормальная схема. Лист (продолжение)

Приложение 3
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Астраханской области
на 2016 - 2020 годы

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2016 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бузанская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в режиме летних максимальных нагрузок 2016 года. Ремонт АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704). Выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений не наблюдается.

Приложение 4
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Астраханской области
на 2016 - 2020 годы

\\storage\Управление документационного обеспечения\Правовые акты\303-р от 27.04.2015