Постановление Правительства Нижегородской области от 28.04.2014 № 287

Нижегородской энергосистеме на 2007 год".
     Зона деятельности ЗАО "Волгаэнергосбыт" определяется  границами
балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "ГАЗ" и  границами
эксплуатационной    ответственности    электрических    сетей    ООО
"Электросети" и ЗАО "Промышленные компьютерные технологии".
     Зона деятельности  ООО "Русэнергосбыт"  определяется  границами
балансовой   принадлежности  электрических   сетей   ОАО  "РЖД"   на
территории Нижегородской области по снабжению электрической энергией
потребителей  (юридических  и  физических  лиц),   энергопринимающие
устройства  которых  технологически  присоединены  к   электрическим
сетям,  принадлежащим  на  праве  собственности  или  ином  законном
основании ОАО "РЖД".
     Зона деятельности   ОАО  "Обеспечение   РФЯЦ-ВНИИЭФ",   г.Саров
Нижегородской  области  -  на  территории  Нижегородской  области  в
пределах   закрытой   зоны    г.Сарова   (в   границах    балансовой
принадлежности  электрических  сетей ОАО  "Саровская  Электросетевая
Компания", г.Саров Нижегородской области).
     Зона деятельности ОАО "Нижегородская  сбытовая компания" -  вся
территория Нижегородской  области  за исключением  зон действия  ООО
"Русэнергосбыт",  ОАО  "Обеспечение  РФЯЦ-ВНИИЭФ"  г.Саров,  и   ЗАО
"Волгаэнергосбыт".
     Энергосистема Нижегородской области имеет электрические связи с
Владимирской, Костромской,  Рязанской и  Ивановской  энергосистемами
ОЭС  Центра;  Кировской   энергосистемой  ОЭС  Урала;   Ульяновской,
Чувашской, Мордовской и Марийской энергосистемами ОЭС Средней Волги.
     Основные внешние  связи  энергосистемы  Нижегородской   области
представлены на рисунке 1.
     
                             Рисунок 1.
   Схема внешних электрических связей энергосистемы Нижегородской
                              области


      (В электронном виде не приводится, см. бумажный вариант)

     
     Объекты электроэнергетики на  территории Нижегородской  области
обслуживает  Нижегородская  энергосистема,  входящая  в  состав  ОЭС
Средней  Волги.  В  диспетчерском  отношении  Нижегородская  область
относится к сферам ответственности филиалов ОАО "Системный  оператор
Единой  энергетической  системы"  Нижегородское РДУ  и  ОДУ  Средней
Волги.
     Основная электрическая сеть энергосистемы Нижегородской области
сформирована с использованием системы  номинальных напряжений 110  -
220 - 500 кВ.
     В настоящее время в Нижегородской  области имеются ВЛ 110 кВ  и
выше общей  протяженностью 62 250,49  км, в  том числе ВЛ  500 кВ  -
837,45 км, ВЛ 220 кВ - 1883,051 км, ВЛ 110 кВ - 5314,29 км, ВЛ 35 кВ
и ниже - 54215,7 км.
     Линии электропередачи    500   кВ,    связывающие    подстанции
Владимирская  -  Радуга  -  Арзамасская  -  Осиновка  -  Вешкайма  и
Костромская ГРЭС - Луч - Нижегородская - Чебоксарская ГЭС, выполняют
роль межсистемных связей объединенных энергосистем Центра и  Средней
Волги  и  одновременно  служат  источниками  для  покрытия  дефицита
мощности   энергосистемы   Нижегородской  области   и   обеспечивают
электроснабжение  крупных нагрузочных  узлов.  К указанным  выше  ВЛ
подключены пять  ПС 500  кВ  (Радуга, Арзамасская,  Осиновка, Луч  и
Нижегородская),  от  которых   осуществляется  отбор  мощности   для
Нижегородской энергосистемы. Распределительные  устройства 220 кВ  и
110 кВ  указанных подстанций являются  основными "центрами  питания"
системообразующей сети 220-110  кВ, в которую осуществляется  выдача
мощности электростанций,  расположенных на территории  Нижегородской
области.
     Электрические сети     напряжением     220     кВ      являются
радиально-кольцевыми и используются для питания крупных  нагрузочных
узлов Нижегородской  области и отдельных  потребителей. В  настоящее
время на территории Нижегородской области действуют 20 18 ПС 220  кВ
(Этилен, Ока, Заречная, Бобыльская, Починковская-1,  Починковская-2,
Сергач, Кудьма, Нагорная,  Борская, Семеновская, Макарьево,  Пильна,
Рыжково, Лукояновская, Сеченово-1, Сеченово-2,  Узловая) и 2 РП  220
кВ (Сеченово, Зелецино).
     Сеть 110   кВ   одновременно   является   системообразующей   и
распределительной, используется  для осуществления  электроснабжении
г. Нижнего Новгорода и  Нижегородской области. На напряжении 110  кВ
осуществляется выдача мощности всех электростанций.
     Все находящиеся  на   территории  энергосистемы   Нижегородской
области  электросетевые  объекты  напряжением  220-500  кВ  являются
объектами  единой  национальной  электрической  сети  (ЕНЭС),  а  их
эксплуатация осуществляется филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги.
     Основная часть электросетевых  объектов  напряжением 35-110  кВ
является объектами  ОАО "МРСК  Центра  и Приволжья".  У филиала  ОАО
"Нижновэнерго"  находится  в  эксплуатации  141  ПС  110  кВ  с  272
трансформаторами и 117 ПС 35 кВ с 212 трансформаторами.
     По состоянию  на  1  января 2013  года  установленная  мощность
электростанций Нижегородской области составила 2454,53 МВт.
     Структура установленной электрической  и  тепловой мощности  на
территории Нижегородской области приведена в таблице 1.

Таблица 1. Структура установленной электрической и тепловой мощности
          на территории Нижегородской области по состоянию
                    на 1 января 2013 года, МВт.

+---------+---------------------------------------------+---------------------------+---------+
|   Тип   |            Генерирующие компании            |   Установленная мощность  |  Доля в |
| электро-|                                             |                           |  общей  |
| станций |                                             |                           | установ-|
|         |                                             +---------+-----------------+         |
|         |                                             | электри-| тепловая, Гкал/ч|  ленной |
|         |                                             | ческая, |                 | мощности|
|         |                                             |   МВт   |                 | области |
|         |                                             |         +--------+--------+         |
|         |                                             |         |  всего | в т. ч.|         |
|         |                                             |         |        | отборов|         |
|         |                                             |         |        | паровых|         |
|         |                                             |         |        | турбин |         |
+---------+----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|   ТЭС   | НИЖЕГОРОДСКИЙ ФИЛИАЛ | Нижегородская ГРЭС   |   112   |   438  |   338  |    5%   |
|         | ТГК-6                |                      |         |        |        |         |
|         |                      +----------------------+---------+--------+--------+---------+
|         |                      | Новогорьковская ТЭЦ  |   205   |   510  |   457  |    8%   |
|         |                      +----------------------+---------+--------+--------+---------+
|         |                      | Сормовская ТЭЦ       |   350   |   646  |   646  |   14%   |
|         |                      +----------------------+---------+--------+--------+---------+
|         |                      | Дзержинская ТЭЦ      |   565   |  1474  |   929  |   23%   |
|         +----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|         |                      | Итого ОАО "ТГК-6"    |   1232  |  3068  |  2370  |   50%   |
|         +----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|         | Группа компаний      | Автозаводская ТЭЦ    |   580   |  2074  |  1234  |   24%   |
|         | "ВолгаЭнерго"        |                      |         |        |        |         |
|         +----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|         | ТЭЦ ЗАО "Саровская   | Саровская ТЭЦ        |    71   |   594  |   274  |    3%   |
|         | Генерирующая         |                      |         |        |        |         |
|         | Компания"            |                      |         |        |        |         |
+---------+----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|                       Всего ТЭС                       |   1883  |  5736  |  3878  |   27%   |
+---------+----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|   ГЭС   | Филиал ОАО "РусГидро"| Нижегородская ГЭС    |   520   |    -   |    -   |   21%   |
+---------+----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|  Блок-  | ФКП "Завод имени     | ТЭЦ завода имени Я.М.|    36   |   277  |   277  |    1%   |
| станции | Я.М.Свердлова"       | Свердлова            |         |        |        |         |
|         +----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|         | ООО "ТД              | ТЭЦ ООО "ТД          |    12   |   166  |   166  |    0%   |
|         | Нижегородсахар"      | Нижегородсахар"      |         |        |        |         |
|         +----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|         | ЗАО                  | ТЭЦ ЗАО              |   3,53  |  12,11 |  3,51  |    0%   |
|         | "Волгоэлектросеть-НН"| "Волгоэлектросеть-НН"|         |        |        |         |
+---------+----------------------+----------------------+---------+--------+--------+---------+
|                         Всего                         | 2454,53 | 6195,11| 4324,51|   100%  |
+-------------------------------------------------------+---------+--------+--------+---------+
     
     По данным    Территориального   органа    Федеральной    службы
государственной  статистики  по   Нижегородской  области  (далее   -
Росстат) суммарный отпуск тепловой энергии  в паре и горячей воде  в
системах централизованного  теплоснабжения Нижегородской области  за
2013 год составил 32,33 млн. Гкал. За последние три года наблюдается
стагнация отпуска тепловой энергии в диапазоне 33,6-32,3 млн.  Гкал,
в  пересчете  к  нормативному  климатическому  году  (согласно  СНиП
23-01-99*  "Строительная  климатология")  потребление  находится  на
уровне  33 млн.  Гкал.  При этом  идет  сокращение отпуска  тепла  с
коллекторов ТЭЦ в  общем объеме отпуска с  12,29 млн.Гкал (37,6%)  в
2011 году до 10,45 млн.Гкал (32,3%) в 2013 году. Объем  производства
тепловой энергии котельными области  вырос с 17,2 млн.Гкал до  18,43
млн.Гкал соответственно. Выработка тепловой энергии промышленными  и
прочими  теплоутилизационными   установками  находится  в   пределах
3,0-3,25 млн.Гкал и имеет тренд к росту.
     Индекс производства по виду  экономической деятельности Е  40.3
"производство,  передача  и   распределение  пара  и  горячей   воды
(тепловой  энергии) за  последние  6  лет снижался  с  максимального
уровня в  2010 году  в размере  102,5  до 96,6  в 2013  году, что  в
частности  объясняется  повышением  средней  температуры   наружного
воздуха  в отопительном  периоде,  а так  же  уровнем потребности  в
тепловой  энергии  основных  теплопотребляющих  секторов   экономики
области.
     По данным филиала ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ в 2013 году  в
Нижегородской   области  было   произведено   8708,791  млн.   кВт.ч
электроэнергии.
     В рамках реализации проекта по развитию генерирующих  мощностей
на территории Нижегородской области в период до 2020 года  ожидается
увеличение  установленной  электрической мощности  на  Автозаводская
ТЭЦ, за счет ввода в эксплуатацию ПГУ 440 МВт.
     За 2013 год от ТЭЦ Нижегородской области было отпущено 12 856,4
тыс. Гкал тепловой  энергии, выработано  8 014,7 млн.  кВт (или  82%
общей выработки электроэнергии  в регионе) и  отпущено 7 033,6  млн.
кВт.ч электрической энергии.
     Генерирующие тепловые    и    электрические    мощности     ТЭЦ
Нижегородской  области  обеспечили, соответственно,  41,2%  и  35,4%
суммарного отпуска  тепла от  энергоисточников и  электропотребности
региона.
     Динамика потребления электроэнергии Нижегородской области
     Полное потребление  электроэнергии  в  пределах   Нижегородской
области составило  в  2012 г.  22379  млн. кВт.ч,  или  около 2%  от
потребления  РФ,  увеличившись  по  сравнению с  2009  г.  на  13,2%
(таблица 2).
     
                             Таблица 2.
            Динамика полного потребления электроэнергии
                      в Нижегородской области

+-----------------+-----------------------------------------------------------------+
|    млн. кВт.ч   |                               годы                              |
|                 +------+---------+------+------+------+-------+---------+---------+
|                 | 2005 |   2006  | 2007 | 2008 | 2009 |  2010 |   2011  |   2012  |
+-----------------+------+---------+------+------+------+-------+---------+---------+
|      Полное     | 20693|  21800  | 21724| 21411| 19754| 21297 |  22 542 |  22379  |
|   потребление   |      |         |      |      |      |       |         |         |
+-----------------+------+---------+------+------+------+-------+---------+---------+
|    Изменение    |      |  105,4% | 99,7%| 98,6%| 92,3%| 107,8%|  105,8% |  99,27% |
|     полного     |      |         |      |      |      |       |         |         |
|  потребления, % |      |         |      |      |      |       |         |         |
+-----------------+------+---------+------+------+------+-------+---------+---------+
|   в том числе   | 2169 |   2069  | 2173 | 2901 | 2684 |  2385 |   2490  |   2415  |
|  потери в сетях |      |         |      |      |      |       |         |         |
+-----------------+------+---------+------+------+------+-------+---------+---------+
|   собственные   | 1073 |   1104  | 1070 | 1053 | 1009 |  1014 |   999   |   1076  |
|      нужды      |      |         |      |      |      |       |         |         |
|  электростанций |      |         |      |      |      |       |         |         |
+-----------------+------+---------+------+------+------+-------+---------+---------+
|     Полезное    | 17451|  18627  | 18480| 17457| 16061| 17898 |  19053  |  19964  |
|    (конечное)   |      |         |      |      |      |       |         |         |
|   потребление   |      |         |      |      |      |       |         |         |
+-----------------+------+---------+------+------+------+-------+---------+---------+
|    Изменение    |      |  106,7% | 99,2%| 94,5%| 92,0%| 111,4%|  106,5% |  104,8% |
|    конечного    |      |         |      |      |      |       |         |         |
|  потребления, % |      |         |      |      |      |       |         |         |
+-----------------+------+---------+------+------+------+-------+---------+---------+
|  Доля потерь в  | 11,1%|  10,0%  | 10,5%| 14,3%| 14,3%| 11,8% |  11,6%  |  10,8%  |
| сетях от отпуска|      |         |      |      |      |       |         |         |
|  электрической  |      |         |      |      |      |       |         |         |
| энергии в сеть, |      |         |      |      |      |       |         |         |
|        %        |      |         |      |      |      |       |         |         |
+-----------------+------+---------+------+------+------+-------+---------+---------+
     
     Полное потребление  электроэнергии  в  пределах   Нижегородской
области по  данным ОАО "СО  ЕЭС" отличается  от данных Росстата.  По
данным Системного оператора (СО) оно составило в 2012 году  22879,28
млн. кВт.ч, увеличилось по отношению к 2011 году на 0,5%.
     Эти расхождения  существуют   во   всех  субъектах   Российской
Федерации.    Чаще    данные   Росстата    превышают    данные    по
электропотреблению  СО,  и   это  расхождение  традиционно   принято
относить  на  децентрализованную зону  производства  и  потребления,
которая  находится вне  зоны  ответственности (и  учёта)  Системного
оператора.  Однако в  целом  ряде  регионов  (в отдельные  годы  или
постоянно) данные Системного оператора превышают данные Росстата.  К
ним относится  и Нижегородская  область. Видно,  что различия  между
данными   Росстата  и   Системного   оператора  по   области   носят
долговременный характер и стали  достигать ощутимого размера с  1992
года (рисунок 2).  В 2003, 2005, 2009,  2011 годах данные  указанных
организаций сильно сближались.
     
 (Рисунок 2 в электронном виде не приводится, см. бумажный вариант)

 Рисунок 2. Динамика электропотребления на территории Нижегородской
                              области
             по данным Росстата и Системного оператора

     В анализе ретроспективного электропотребления необходимо  будет
придерживаться данных электробаланса Росстата, так как в отличие  от
него данные  Системного  оператора никак  не  структурированы и  тем
более они  не структурированы в  "привязке" к  экономике - по  видам
экономической деятельности  (ВЭД) и бытовому  сектору, что  является
препятствием для проведения  углубленного анализа отраслевых  причин
изменения электропотребления в регионе.
     Среднегодовой темп  прироста   полного  электропотребления   за
период 2007-2011 гг. составил  всего 0,67%. Темп прироста  конечного
(полезного) электропотребления за этот же период был несколько  ниже
- 0,45%. Для  сравнения, за тот  же период в  РФ темп роста  полного
электропотребления  составил  около  1,2%.  Причина  низких   темпов
прироста  в  области   -  в  продолжавшемся   в  течение  трёх   лет
рассматриваемого  периода   -  с   2007  по  2009   год  -   падении
электропотребления,  связанного  с особенностями  развития  отраслей
специализации  области  (большой  вес  отраслей  машиностроительного
блока  и  предприятий  ОПК)  и в  связи  с  кризисными  явлениями  в
экономике.
     Динамика доли потерь  в сетях  от полезного  отпуска по  данным
Росстата  носит  неравномерный  характер  и  в  последние  три  года
снижалась. В 2011 году она составила 11,6%. Отметим, что в 1990 году
эта доля была существенно ниже и составляла по данным Росстата 8,2%,
в том  числе и  по причине большей  доли промышленного  потребления,
осуществляемого по более высокому напряжению, чем это имеет место  в
непроизводственной  сфере.  Также   отметим,  что  форма   5-энерго,
собираемая от сбытовых компаний  и ФСК, фиксирует примерно на  40-50
млн.  кВт.ч  больший  объем   потерь  в  сетях,  чем  содержится   в
электробалансе Росстата по Нижегородской области.
     В отраслевой структуре, как  и в  целом по стране,  преобладает
промышленное  электропотребление:  на  обрабатывающие  производства,
сектор Е ОКВЭД ("Производство и распределение электроэнергии, газа и
воды",  включает и  сегмент  "Собственные нужды  электростанций")  и
добывающие производства  приходится  в совокупности  40,8% (41,4%  в
2010 году), в том числе на обрабатывающие производства 32,8% .
     Следующая по  доле  в потреблении  -  непроизводственная  сфера
(24,3%) в составе бытового сектора (12,6%) и сферы услуг (11,7%).
     Немногим уступает непроизводственной сфере сектор "Транспорт  и
связь" (22%). Столь значительная доля  (в среднем по стране на  этот
вид деятельности приходится менее 9% от полного  электропотребления)
связана с большим расходом электроэнергии на работу  трубопроводного
транспорта - почти  3,6 млрд. кВт.ч  (более 81% из  них - на  работу
газопроводов).  Связью израсходовано  в  2011  году всего  134  млн.
кВт.ч.
     В 2011 году общее потребление обрабатывающими производствами  в
Нижегородской области  составило почти  7,4 млрд.  кВт.ч. По  данным
Росстата, электропотребление обрабатывающих производств снижалось  в
период кризиса с увеличивающимся темпом (таблица 3).

                             Таблица 3.
                Динамика потребления электроэнергии
                   обрабатывающими производствами

+-----------------------------------+------+-----+--------+--------+-------+-----+
|                                   | 2006 |2007 |  2008  |  2009  | 2010  |2011 |
+-----------------------------------+------+-----+--------+--------+-------+-----+
|Потребление электроэнергии         |7292,1|7142 | 6704,1 |  6280  | 7085  |7395 |
|обрабатывающими производствами     |      |     |        |        |       |     |
+-----------------------------------+------+-----+--------+--------+-------+-----+
|Прирост/снижение к пред. году      | 2,4% |-2,1%| -6,1%  | -6,3%  | 12,8% |4,4% |
+-----------------------------------+------+-----+--------+--------+-------+-----+
|Индексы производства               | 9,1% |0,7% | -10,8% | -24,8% | 19,3% |10,3%|
+-----------------------------------+------+-----+--------+--------+-------+-----+

     "Накопленное" падение  за  три  года  составило  13,9%.  Однако
снижение  объёмов  производства  составило  за эти  же  два  года  в
совокупности   почти   33%.   Таким   образом,    электропотребление
обрабатывающих  производств  с  относительно  низкой   эластичностью
реагировало на снижение  объемов выпуска  продукции, что связано,  в
основном,  с  высокой  долей условно-постоянных  затрат  энергии  на
производстве.  В   2010  году  электропотребление   уже  с   высокой
эластичностью отреагировало на  выход обрабатывающих производств  из
кризиса. Эластичность  в  2011 году  также демонстрирует  достаточно
высокое значение 0,43.
     Росстат приводит   данные   по   структуре   электропотребления
обрабатывающих производств. Однако сумма потребления этих "отраслей"
ниже  общего  потребления  обрабатывающими  производствами.  Разница
является  так  называемым "нераспределенным  остатком",  формируемым
мелкими предприятиями и, по-видимому, предприятиями ОПК. Например, в
2010 и  2011  годах в  Нижегородской  области этот  нераспределённый
остаток   был   соответственно   менее   5%   и   5,2%   потребления
обрабатывающими производствами, в Москве он достигает 70-75%.
     В "видимой"    структуре   электропотребления    обрабатывающих
производств (рисунок  3) Нижегородской области  основное место  (три
четверти   объёма)   занимают:  "Металлургическое   производство   и
производство готовых металлических изделий" (23,4%, это прежде всего
районы   Выксы   и  Кулебак),   "Целлюлозно-бумажное   производство;
издательская и полиграфическая деятельность" (20,8%, район Балахны и
Правдинска), "Химическое производство" (18,1%, в основном  Дзержинск
и  Кстово),  "Производство  транспортных  средств  и   оборудования"
(12,8%, в основном сосредоточено в Нижегородской агломерации).

                             Рисунок 3.
       Структура электропотребления обрабатывающих производств
            по крупным и средним предприятиям, 2011 год

 (Рисунок 3 в электронном виде не приводится, см. бумажный вариант)
    


     Динамика указанной  структуры  в  период  2006-2011  годов.  Из
рисунка следует, что за рассматриваемый период значительно снизилась
доля традиционной для Нижегородской области отрасли по  производству
транспортных   средств,   резко   увеличилась   доля    металлургии,
существенно увеличилась  доля нефтеперерабатывающей  промышленности.
Последние  отрасли имеют  большой  потенциал по  наращиванию  своего
электропотребления в перспективе 4-10 лет.
     Можно сказать,  что  металлургия  и  производство  транспортных
средств и оборудования оказываются на разных "полюсах": первая резко
нарастила свою  долю в последние  годы -  с 13% до  23,4%, вторая  -
снизила   с   19%   до   12,8%.   Не   лучшие   времена,   судя   по
электропотреблению, переживало последние  годы производство машин  и
оборудования,  достигшее  локального  пика  в  2007  году  (который,
кстати, был отмечен для машиностроения по всей стране).
     Остальные отрасли    демонстрируют    достаточно     устойчивое
электропотребление и  существенным  образом не  меняют  свою долю  в
общей структуре. Особенно устойчивы в этом плане "лесные" отрасли  -
целлюлозно-бумажная  и  деревообрабатывающая. Также  устойчива  доля
химического  производства.  Химическое  производство  имеет  большой
потенциал к росту электропотребления в ближайшие несколько лет.
     Что касается  обрабатывающей  промышленности в  2011  году,  то
практически  во   всех   её  сегментах   происходил  ощутимый   рост
электропотребления  из-за  восстановительных процессов  в  экономике
после кризиса.
     Лидерами по абсолютному приросту были:
     - "производство  кокса, нефтепродуктов"  с  приростом 212  млн.
кВт.ч, или 35%;
     - растущая третий год подряд металлургия - почти 70 млн. кВт.ч,
или на 4,4%;
     - "Производство транспортных средств и оборудования" - 37  млн.
кВт.ч,  которая по  сравнению  с "отскоком"  назад  после кризиса  в
размере 36% в 2010  г. продемонстрировала умеренный прирост в  4,4%.
При этом она еще не вышла  по итогам 2011 г. на докризисные  позиции
по электропотреблению (отставание составило 15%).
     В целом можно отметить, что 2011 год демонстрирует максимальное
значение потребления  на   рассматриваемом  промежутке  времени.   В
структуре    электропотребления     на    транспорте     преобладает
трубопроводный транспорт, его  доля колеблется  по годам в  пределах
72-78%.
     Однако необходимо заметить, что  последние данные ООО  "Газпром
Трансгаз    Нижний    Новгород"   о    потреблении    электроэнергии
насосно-перекачивающими станциями (НПС) на территории  Нижегородской
области, полученные ЗАО "АПБЭ" в ходе опроса крупных потребителей  в
2012 году, существенно  отличаются от потребления электроэнергии  на
"транспортирование    газа    и    продуктов    его    переработки",
зафиксированное  формой  Э-3 электробаланса  Росстата.  Данный  факт
учтется при формировании прогноза электропотребления на перспективу.
     Несмотря на   падение   численности   населения   в    области,
потребление электроэнергии населением все последние годы растет:  по
сравнению  с  2006  года  оно   выросло  на  12%.  В  свою   очередь
электропотребление в 2011 году выросло по сравнению с 2010 годом  на
6,5%.
     Рост электропотребления в  бытовом  секторе вызван  углублением
его электрификации прежде всего за счет насыщения домашних  хозяйств
различными  бытовыми  электроприборами  (БЭП) как  базисной,  так  и
селективной    группы.    Также   постепенно    росло    потребление
электроэнергии  на  освещение  и  пищеприготовление  за  счет  роста
современного  жилищного  фонда и  парка  электроплит,  увеличивалось
потребление электроэнергии на  отопление и горячее водоснабжение  (в
основном в сельской местности  и сезонных жилищах), в последние  2-3
года начинает достигать  ощутимых объемов расход электроэнергии  для
кондиционирования воздуха внутри жилых помещений.
     Объемы потребления  электроэнергии  сельским  населением   были
весьма  устойчивы  во  времени, однако  2011  год  продемонстрировал
"взрывной" рост (почти на 30%)
     В теплоэнергетике:  около   46%  суммарного  отпуска   тепловой
энергии приходится на население  и объекты соцкультбыта. В  условиях
стабильного  снижения  численности населения  Нижегородской  области
потребление населением тепловой энергии  держится на уровне от  11,2
до  12 млн.  Гкал/год.  На долю  промышленных  и прочих  предприятий
приходится около 54%. Из нее крупные потребители тепла потребляют до
45%   суммарного  теплопотребления   области.   Прежде  всего,   это
предприятия ОАО "ГАЗ", ФГУП "ВНИИЭФ", ФГУП "Завод им.Я.М.Свердлова",
Балахнинский бумкомбинат, ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" и ряд
других.   В  структуре   конечного   потребления  тепловой   энергии
промышленными  предприятиями   наибольший   вес  имеют   энергоемкие
отрасли:   химическое   производство   (47%),    целлюлозно-бумажное
производство  (8%),  металлургия (7,6%).  Динамика  теплопотребления
промышленным   сектором    определяется   динамикой    промышленного
производства. В динамике укрупненной структуры потребления  тепловой
энергии  за  последние  годы  прослеживается  тенденция:  рост  доли
бытового сектора и снижение доли промышленности.
     
     Характеристика балансов   электрической  энергии   и   мощности
энергосистемы Нижегородской
     
     Баланс электрической энергии (мощности) обеспечивается за  счет
собственной выработки электрической энергии ТЭС и Нижегородской  ГЭС
в области, которая составляет не более 50% от электропотребления,  и
сальдированного перетока электроэнергии  по магистральным сетям  ОАО
"ФСК ЕЭС" от поставщиков оптового рынка электроэнергии (мощности).
     Совмещенный c ОЭС Средней Волги максимум нагрузки Нижегородской
области в 2013 году (в 10:00 28.01.2013) составил по данным ОАО  "СО
ЕЭС" 3641,4 МВт, что составляло около 9,7% от общего потребления ОЭС
Средней Волги.
     Собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2012 году (в 9:00
24.12.2012) составил 3956,49 МВт, а в 2013 (в 9:00 24.01.2013)  году
3697,98 МВт, продемонстрировав снижение в размере 6,5%. При этом  за
рассматриваемый период наибольшая собственная нагрузка энергосистемы
была  зафиксирована по  данным  Нижегородского  РДУ  в 2012  году  и
составила 3956,49 МВт.
     Анализ также показывает, что в 2009 году, когда влияние кризиса
было максимальным, для  энергосистемы  было характерно  существенное
разуплотнение годового режима электропотребления ввиду снижения доли
промышленной  нагрузки   (сокращение  загрузки   вечерних  смен   на
предприятиях и т.п.).
     Данные выводы  подтверждаются  и представленными  в  таблице  5
значениями коэффициентов неравномерности и коэффициентов  заполнения
суточных графиков нагрузки потребителей Нижегородской  энергосистемы
в период 2007-2011 годов.
     Анализ данных,   приведенных   в  таблицах,   показывает,   что
Нижегородская энергосистема является дефицитной как по мощности, так
и по объему (количеству) вырабатываемой электроэнергии.
     В таблице  4 приведена  динамика  изменения максимума  нагрузки
крупных узлов нагрузки  Нижегородской энергосистемы согласно  данным
Нижегородского РДУ.
     
 Таблица 4. Перечень основных крупных узлов нагрузки Нижегородской
                              области

+----+-------------+-------+-------+-------+-------+------+-----+
|  N | Наименование|  2006 |  2007 |  2008 |  2009 | 2010 | 2011|
| п/п|  энергоузла |  год  |  год  |  год  |  год  |  год | год |
|    |             +-------+-------+-------+-------+------+-----+
|    |             |           Максимум нагрузки, МВт           |
+----+-------------+-------+-------+-------+-------+------+-----+
| 1. |  Нагорно -  |  393  |  496  |  480  |  544  |  569 | 562 |
|    | Кудьминский |       |       |       |       |      |     |
+----+-------------+-------+-------+-------+-------+------+-----+
| 2. |   Борско -  |  298  |  273  |  267  |  336  |  335 | 316 |
|    | Семеновский |       |       |       |       |      |     |
+----+-------------+-------+-------+-------+-------+------+-----+
| 3. |   Заречный  |  699  |  795  |  792  |  752  |  739 | 751 |
+----+-------------+-------+-------+-------+-------+------+-----+
| 4. |  Сергачский |  121  |  141  |  140  |  163  |  141 | 138 |
+----+-------------+-------+-------+-------+-------+------+-----+
| 5. |    Радуга   |  370  |  404  |  519  |  513  |  594 | 558 |
+----+-------------+-------+-------+-------+-------+------+-----+

     Проблемы топливно-энергетического комплекса Нижегородской
области.
     
     Важнейшей характеристикой    сети    является    срок    службы
оборудования.  Из   года  в  год   усиливается  тенденция   старения
электрических  сетей,  ухудшается  их  техническое  состояние,   что
снижает   надежность   электроснабжения  потребителей   и   качество
отпускаемой им электроэнергии.
     Срок службы электросетевых  объектов, введенных  до 2002  года,
определяется в соответствии  с постановлением Совета Министров  СССР
от 22  октября 1990  года N  1072 "О  единых нормах  амортизационных
отчислений  на  полное  восстановление  основных  фондов   народного
хозяйства  СССР"  и,  в  основном,  соответствует   амортизационному
периоду.
     Для объектов,  введенных после  1  января 2002  года,  согласно
письму Министерства финансов Российской Федерации от 28 февраля 2002
года   N    16-00-14/75,   применяются   правила,    зафиксированные
постановлением Правительства Российской  Федерации от 1 января  2002
года  N   1  "О   Классификации  основных   средств,  включаемых   в
амортизационные группы".
     На данный момент, доля установленной трансформаторной  мощности
на ПС c высшим напряжением 220 кВ и выше со сроком службы 25 и более
лет составляет около 61%, а к 2022 году достигнет уровня почти  73%,
ПС c  высшим напряжением  110 кВ  со сроком  службы 25  и более  лет
составляет около 73%, а к 2022 году достигнет уровня более 86%, ПС c
высшим напряжением 35 кВ со сроком службы 25 и более лет  составляет
около 65%, а к 2022 году достигнет уровня 84%.
     На данный момент доля ВЛ  220 кВ и выше  со сроком службы 50  и
более лет составляет почти 29%, а к 2022 году достигнет уровня почти
45%, ВЛ 110 кВ со сроком службы 50 и более лет составляет более 42%,
а к 2022 году достигнет уровня 61%,  ВЛ 35 кВ со сроком службы 50  и
более лет составляет более 20%, а к 2022 году достигнет почти 33%.
     Необходимо отметить,   что   продолжающийся   рост   количества
морально устаревшего электротехнического оборудования,  находящегося
в  эксплуатации   и  имеющего  высокую   степень  износа,   вызывает
необходимость ежегодного увеличения эксплуатационных затрат, а также
затрат на ремонтные работы, что в свою очередь снижает эффективность
функционирования распределительного электросетевого комплекса. Также
высокий  уровень  износа  сетевого  и  подстанционного  оборудования
снижает надежность электроснабжения потребителей региона.
     Средний возраст основных  фондов (здания,  сооружения) по  виду
экономической  деятельности   Е  40.3   "производство,  передача   и
распределение пара и  горячей воды (тепловой  энергии)" в 2012  году
составил 24 года. Степень  износа основных фондов в  теплоэнергетике
на 1 января 2013 года - 42%.
     Доля генерирующего оборудования, введенного за последние 10 лет
составляет около  10%  общей  установленной  мощности  Нижегородской
энергосистемы.   При   этом   67%   всех   генерирующих    мощностей
электростанций  введено  более  30  лет  назад.  Доля  установленной
электрической мощности оборудования со сроком эксплуатации 50 лет  и
выше составляет 26%.
     В российской    электроэнергетике    в   последние    20    лет
прослеживается  отрицательная  динамика полезного  отпуска  тепла  и
электроэнергии  с  коллекторов/шин тепловых  электростанций.  Отпуск
тепла от ТЭС за этот период  сократился в 1,5 раза за счет  снижения
отпуска пара производственных параметров от тепловых  электростанций
промпредприятиям  в  начале  рассматриваемого  периода  и  замещения
тепловой   нагрузки    от   ТЭС   в    горячей   воде    котельными.
Перераспределение  существующих  тепловых  нагрузок  от   источников
комбинированной выработки в пользу котельных сопровождалось массовым
строительством  котельных,   так  называемая  "котельнизация".   Это
привело   к   снижению   доли   электроэнергии,   вырабатываемой   в
теплофикационном  режиме,  соответственно  снизилась   эффективность
использования топлива.
     Основные проблемы ТЭЦ Нижегородской области:
     - физический износ и моральное старение большей части основного
оборудования. Практически   на   всех   ТЭЦ   области   используется
малоэффективное оборудование;
     - низкая загрузка отборов паровых турбин по теплу, что приводит
к увеличенной  доли  выработки  электроэнергии  по  конденсационному
циклу и перерасходу  топлива на  ее производство, и,  следовательно,
снижения конкурентоспособности ТЭЦ на рынках электроэнергии;
     - использование базового  теплофикационного оборудования ТЭЦ  в
основном полупиковом режиме покрытия суточного графика электрических
нагрузок.   Среднее   число   часов   использования    располагаемой
электрической мощности ТЭЦ в 2011 году составило 3 870 ч;
     - малоэффективное   использование   теплофикационного   ресурса
региона  из-за  использования   основного  оборудования  с   низкими
показателями  выработки  электроэнергии  на  тепловом   потреблении.
Среднее значение  этого  показателя по  ТЭЦ  области составляет  409
кВт.ч/Гкал.
     Проблемы, связанные с оптимальной загрузкой ТЭЦ по теплу, в том
числе за  счет увеличения  зоны  теплоснабжения станции  при  выводе
ближайших котельных в резерв или в пиковый режим работы  разрешаются
в схемах теплоснабжения поселений, городских округов.
     Проблемы электросетевого  комплекса.   Основным  узким   местом
Нижегородской   энергосистемы   является   Центральный   энергоузел.
Электроснабжение  центрального  энергорайона  Нижегородской  области
обеспечивают  ПС 500  кВ  Луч и  ПС  500 кВ  Нижегородская,  питание
которых осуществляется от Костромской ГРЭС по ВЛ 500 кВ  Костромская
ГРЭС -  Луч  (из ОЭС  Центра)  и по  ВЛ 500  кВ  Чебоксарская ГЭС  -
Нижегородская (из  ОЭС  Средней Волги),  а  также от  электростанций
(Дзержинская    ТЭЦ,    Сормовская    ТЭЦ,    Нижегородская    ГРЭС,
Новогорьковская ТЭЦ, Автозаводская ТЭЦ и Нижегородская ГЭС).
     Надежность питания потребителей центральной части Нижегородской
энергосистемы напрямую  связана   с   режимом  работы   ВЛ  500   кВ
Костромская ГРЭС - Луч и ВЛ 500 кВ Чебоксарская ГЭС - Нижегородская.
     Для ликвидации   "узкого   места"   наиболее   предпочтительным
вариантом  является  строительство  ВЛ 500  кВ  Костромская  ГРЭС  -
Нижегородская., позволит в  большинстве случаев проводить  ремонтную
компанию  вне  зависимости  от  включенного  состава   генерирующего
оборудования (ГО) и  создаст возможность планирования режима  работы
ГО в соответствии с экономическими интересами электростанций.
     Действующая сеть 110  кВ энергосистемы  выполняет, в  основном,
функции распределительной сети  и в целом соответствует  требованиям
надежного   электроснабжения   потребителей.   Вместе   с   тем    в
энергосистеме имеется ряд недостатков:
     - большое количество ПС 35-110 кВ было построено по  простейшим
схемам первичных соединений с отделителями и короткозамыкателями;
     - до  настоящего  времени  электроснабжение  потребителей  ряда
районов   осуществляется  от   ПС,   на  которых   установлен   один
трансформатор  или   которые   присоединяются  по   одной  ВЛ   (нет
резервирования). Установленные на ПС силовые трансформаторы морально
и физически устарели;
     - нарастание  объемов старения  оборудования  110 кВ  превышает
темпы вывода его из работы и замены.
     Нижегородская область,  как   и   другие  субъекты   Российской
Федерации, не  имеющие собственных запасов  нефтегазовых и  угольных
топливно-энергетических ресурсов,  имеет аналогичную  энергетическую
инфраструктуру и комплекс проблем, требующих системного подхода к их
решению.
     Общие для топливно-энергетического комплекса региона проблемы:
     - Нижегородская  область  не обладает  собственными  первичными
энергоресурсами  (кроме  торфа  и  древесины)  и  имеет  практически
монотопливный баланс, доля газа в котором составляет около 80%.  Это
предъявляет   повышенные   требования   к   обеспечению   надежности
газоснабжения   региона    и    требует   разработки    мероприятий,
способствующих обеспечению энергетической безопасности;
     - значительный  дефицит  собственных  генерирующих   мощностей,
ограничения  по  пропускной  способности  и  недостаточное  развитие
системы электрических  и газовых сетей  значительно снижает  уровень
энергетической безопасности региона, повышая зависимость области  от
смежных энергосистем и соседних регионов;
     - отсутствие крупных электрогенерирующих установок;
     - энергоснабжение  Нижегородской   области  обеспечивается   на
основе  использования  морально устаревших  технологий  60-70  годов
прошлого  века и  физически  изношенного оборудования,  что  снижает
надежность,  эффективность  работы  и  производственные  возможности
систем, приводит к перерасходу топлива и других энергоресурсов;
     Однако в течение прошедшего десятилетия топливно-энергетический
комплекс Нижегородской   области   сохранял   свою    энергетическую
устойчивость и обеспечивал потребности региона в топливе и энергии.
     С учетом прогноза социально-экономического развития  Российской
Федерации на 2015  год и плановый  период 2016-2018 годов  основными
ограничениями развития электроэнергетики являются:
     значительный износ основных фондов;
     высокая доля газа в топливном балансе (на уровне 70 процентов);
     неравномерность внутреннего  спроса  на  электроэнергию  как  в
региональном, так и в отраслевом разрезе.
     Для дальнейшего  развития  топливно-энергетического   комплекса
Нижегородской  области   с  преодолением  вышеуказанных   негативных
тенденций необходимо произвести работу по направлениям:
     - повышение надежности энергоисточников с максимально возможным
использованием существующих  резервов   мощности   в  нормальных   и
послеаварийных режимах, обеспечение нормативного резервирования всех
систем транспорта газа, электроэнергии и тепла;
     - перевооружение  и  развитие  действующих  ТЭЦ  с  постепенным
переходом  к  парогазовому   циклу,  ГТУ   ТЭЦ,  а  также   развитие
когенерации на крупных источниках теплоснабжения;
     - ускорение  темпов  замены  и  реконструкции   энергетического
оборудования со сверхнормативным сроком эксплуатации;
     - развитие  внешних  системообразующих  связей  для  расширения
возможностей   по   приему   электрической   мощности   из   смежных
энергосистем;
     - предотвращение        непроизводительного        расходования
топливно-энергетических ресурсов,  обеспечение учета производимых  и
потребляемых топливно-энергетических ресурсов с помощью  современных
средств измерений и передовых образцов учетно-измерительных систем;
     - диверсификация  используемых  видов   энергии  и  топлива   -
развитие  малой  энергетики  и  использование  альтернативных  видов
топлива (торфа, биотоплива и ВИЭ);
     - регулярная     разработка    отчетных     и     перспективных
топливно-энергетических     балансов     Нижегородской      области,
муниципальных районов и городских округов региона;
     - повышение   экономической   и   экологической   эффективности
действующих энергоисточников;

     Основными приоритетами государственной политики в  Подпрограмме
Электроэнергетика являются:
     - повышение надежности энергоснабжения потребителей,  улучшение
качества передаваемой  электроэнергии, в том  числе снижение  общего
числа   отказов  и   технологических   нарушений  в   электросетевом
комплексе;
     - снижение потерь электроэнергии, предотвращение  возникновения
техногенных аварий в результате замены изношенного оборудования;
     - снижение доли затрат для потребителей;
     - снижение доли затрат на транспорт электроэнергии.
     
     3.2.2.2. Цели и задачи

     В соответствии с  заданными  приоритетами определена  следующая
цель      реализации      Подпрограммы      Электроэнергетика      -
инвестиционно-инновационное  обновление  отрасли,  направленное   на
обеспечение высокой  энергетической,  экономической и  экологической
эффективности производства, передачи  и распределения и  потребления
электрической энергии.
     Реализация Подпрограммы   Электроэнергетика   обеспечит    рост
эффективности   производства   электроэнергии  и   тепла   на   базе
инновационного обновления отрасли, снижения износа основных  фондов,
повышения  технологической  безопасности,  диверсификации  топливной
корзины  генерации.  На   этой  основе  будет  обеспечено   надежное
электроснабжение   потребителей    по   конкурентоспособным    ценам
(ограничение роста тарифов на электроэнергию).
     Для достижения указанной цели решаются следующие задачи:
     1. Модернизация  электроэнергетики  и   перевод  ее  на   новый
технологический уровень.
     2. Повышение  экономической   и  энергетической   эффективности
электроэнергетики.
     3. Повышение надежности функционирования электроэнергетики.

     3.2.2.3. Сроки     и     этапы     реализации      Подпрограммы
Электроэнергетика

     Подпрограмма Электроэнергетика реализуется в 2015-2020 годы,  в
один этап.
     
     3.2.2.4. Перечень основных мероприятий Подпрограммы
Электроэнергетика

              Таблица 1. Перечень основных мероприятий

+----+---------------+----------+---------+----------------+------------------------------------------+
| N  | Наименование  |Категория | Сроки   |  Исполнители   | Объем финансирования (по годам) за счет  |
|п/п | мероприятия   |расходов  | выпол-  |  мероприятий   |       средств областного бюджета         |
|    |               |(капвло-  | нения   |                |                                          |
|    |               | жения,   | (годы)  |                |                                          |
|    |               | НИОКР и  |         |                |                                          |
|    |               | прочие   |         |                |                                          |
|    |               |расходы)  |         |                |                                          |
|    |               |          |         |                +-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+
|    |               |          |         |                |2015 |2016 |2017 |2018 |2019 |2020 |Всего |
+----+---------------+----------+---------+----------------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+
|Цель подпрограммы                                         |     |     |     |     |     |     |      |
+--------------------+----------+---------+----------------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+
|Основное            | капвло-  |  2016   | ОАО "ФСК ЕЭС"  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  | 0,0  |
|мероприятие 1.1     |  жения   |         |      (по       |     |     |     |     |     |     |      |
|Реализация          |          |         | согласованию)  |     |     |     |     |     |     |      |
|мероприятий по      |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|технической         |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|модернизации        |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|(реконструкции,     |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|строительству)      |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|объектов            |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|электроэнергетики в |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|рамках              |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|инвестиционных      |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|программ            |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|организаций         |          |         |                |     |     |     |     |     |     |      |
|                    +----------+---------+----------------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+
|                    | капвло-  |  2018   | ОАО "ФСК ЕЭС"  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  | 0,0  |
|                    |  жения   |         |      (по       |     |     |     |     |     |     |      |
|                    |          |         | согласованию)  |     |     |     |     |     |     |      |
|                    +----------+---------+----------------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+
|                    | капвло-  |  2018   |   ОАО "МРСК    |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  | 0,0  |
|                    |  жения   |         |   Центра и     |     |     |     |     |     |     |      |
|                    |          |         |Приволжье" (по  |     |     |     |     |     |     |      |
|                    |          |         | согласованию)  |     |     |     |     |     |     |      |
|                    +----------+---------+----------------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+
|                    | капвло-  |  2017   |      ООО       |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  | 0,0  |
|                    |  жения   |         |"ЕвроСибЭнерго" |     |     |     |     |     |     |      |
|                    |          |         |      (по       |     |     |     |     |     |     |      |
|                    |          |         | согласованию)  |     |     |     |     |     |     |      |
|                    +----------+---------+----------------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+
|                    | капвло-  |  2018   |ОАО "ВВГК" (по  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  |0,0  | 0,0  |
|                    |  жения   |         | согласованию)  |     |     |     |     |     |     |      |
+--------------------+----------+---------+----------------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+
     
     3.2.2.5. Индикаторы   достижения   цели   и    непосредственные
результаты реализации Подпрограммы Электроэнергетика

 Таблица 2. Сведения об индикаторах и непосредственных результатах.

+----+------------------+--------------+--------------------------------------------------------+
| N  |  Наименование    |   Единица    |   Значение индикатора/непосредственного результата     |
|п/п |   индикатора/    |  измерения   |                                                        |
|    |непосредственного |              |                                                        |
|    |   результата     |              |                                                        |
|    |                  |              +------+------+------+------+------+------+------+-------+
|    |                  |              |2013  |2014  |2015  |2016  |2017  |2018  |2019  | 2020  |
|    |                  |              | год  | год  | год  | год  | год  | год  | год  | год   |