Постановление Правительства Нижегородской области от 28.04.2014 № 287

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
                                       
                                                                  
                                                                  
+----+-------------+------+--------+------+------+------+--------+
|  № | 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 №  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   №    16-00-14/75,   применяются   правила,    зафиксированные
постановлением Правительства Российской  Федерации от 1 января  2002
года  №   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

  (в ред. постановления Правительства области от 17.04.2015 № 229
                      -см.предыдущую редакцию)
 
              Таблица 1. Перечень основных мероприятий

                                                                                                       
                                                                                                       
+----+---------------+----------+-------+----------------+--------------------------------------------+
|  № |  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) |      |     |     |     |     |     |       |
|                    |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
+--------------------+----------+-------+----------------+------+-----+-----+-----+-----+-----+-------+
| Основное           | прочие   |  2015 | Министер- ство |   2  | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |   2   |
| мероприятие 1.2.   | расходы  |       | ЖКХ и ТЭК      | 000,0|     |     |     |     |     | 000,0 |
|  Выполнение работы |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| по разработке схемы|          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| и программы        |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| перспективного     |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| развития           |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| электроэнергетики  |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| Нижегородской      |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| области на         |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| 2016-2020 годы с   |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| перспективой до    |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
| 2022 года          |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
|                    |          |       |                |      |     |     |     |     |     |       |
+--------------------+----------+-------+----------------+------+-----+-----+-----+-----+-----+-------+

     3.2.2.5. Индикаторы достижения    цели    и    непосредственные
результаты реализации Подпрограммы Электроэнергетика      
      
     (в ред. постановления Правительства области от 17.04.2015 № 229
                      -см.предыдущую редакцию)     
      
            Таблица 2. Сведения об индикаторах и непосредственных
                            результатах.
 
                                                                                               
                                                                                               
+-----+------------------+----------+---------------------------------------------------------+
|  №  |   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  |
|     |                  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+
|  1  |         2        |     3    |   4  |   5  |   6  |   7  |   8  |   9  |  10  |   11   |
|     |                  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+
| Подпрограмма 2. "Развитие и модернизация электроэнергетики"                                 |
|                                                                                             |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+
|     | Индикатор 1.     |     %    |  40  |  42  |  47  |  47  |  61  |  61  |  68  |   68   |
|     | Доля собственной |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | генерации в      |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | балансе          |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | энергомощности   |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | области          |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     |                  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+
|     | Индикатор 2.     |     %    |  55  |  55  |  54  |  54  |  50  |  50  |  50  |   50   |
|     | Износ            |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | энергетических   |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | мощностей        |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     |                  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+
|     | Индикатор 3.     |     %    |   3  |   3  |   3  |   2  |   2  |   2  |   2  |    2   |
|     | Коэффициент      |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | обновления       |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | основных фондов  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | по виду          |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | экономической    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | деятельности:    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | производство     |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | электроэнергии.  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     |                  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+
|     | Индикатор 4.     | млрд.руб.| 38,6 | 43,9 | 49,9 | 54,5 | 59,5 | 64,8 | 70,4 |  76,2  |
|     | Объем отгружаемых|          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | товаров          |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | собственного     |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | производства,    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | выполненных работ|          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | и услуг          |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | собственными     |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | силами (по виду  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | экономической    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | деятельности:    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | производство,    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | передача и       |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | распределение    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | электроэнергии)  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     |                  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+
|     | Индикатор 5.     |    % к   | 93,7 | 100,5| 101,5| 101,5| 101,5| 101,5| 101,5|  101,5 |
|     |  Индекс          | предыду- |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | производства (по | щему году|      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | виду             |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | экономической    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | деятельности:    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | производство,    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | передача и       |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | распределение    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | электроэнергии)  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     |                  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+
|     | Непосредственные |     %    |  40  |  42  |  47  |  47  |  61  |  61  |  68  |   68   |
|     | результаты 1.1   |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     |  Обновление      |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | производственной |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | базы             |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | электроэнергетики|          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | на базе          |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | отечественных    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | (или             |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | лицензионных)    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | передовых        |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | энергетических   |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | технологий с     |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | увеличением таких|          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | электростанций в |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | структуре        |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | генерирующих     |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | мощностей и ввод |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | новых ТЭС        |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     |                  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+
|     | Непосредственные |    шт.   |   0  |   0  |   1  |   0  |   0  |   0  |   0  |    0   |
|     | результаты 1.2.  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | Разработка схемы |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | и программы      |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | перспективного   |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | развития         |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | электроэнергетики|          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | Нижегородской    |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | области на       |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | 2016-2020 годы с |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | перспективой до  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     | 2022 года        |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
|     |                  |          |      |      |      |      |      |      |      |        |
+-----+------------------+----------+------+------+------+------+------+------+------+--------+

     3.2.2.6. Меры правового регулирования
      
     Меры правового регулирования приведены  в таблице 3  подраздела
2.6 государственной программы.  (в ред. постановления  Правительства
области от 17.04.2015 № 229 -см.предыдущую редакцию)     
     3.2.2.7. Предоставление субсидий из областного бюджета бюджетам
муниципальных районов и городских округов области
      
     В рамках Подпрограммы Электроэнергетика субсидии из  областного
бюджета   бюджетам  муниципальных   районов   и  городских   округов
Нижегородской области не предоставляются.
      
     3.2.2.8. Участие в  реализации  Подпрограммы  Электроэнергетика
государственных  унитарных   предприятий,   акционерных  обществ   с
участием  Нижегородской  области,   общественных,  научных  и   иных
организаций, а также внебюджетных фондов
      
     Прогнозные расходы организаций   иных  форм   собственности   в
реализации Подпрограммы Электроэнергетика приведены в таблице 4.
      
     3.2.2.9. Обоснование объема финансовых ресурсов
                                    
         Таблица 3. Ресурсное обеспечение реализации Подпрограммы
          Электроэнергетика за счет средств областного бюджета

  (в ред. постановления Правительства области от 17.04.2015 № 229
                      -см.предыдущую редакцию)

                                                                                              
                                                                                              
+-------------+------------------+----------------+------------------------------------------+
|    Статус   |   Подпрограмма   | Государственный|         Расходы (тыс. руб.), годы        |
|             |  государственной |    заказчик-   |                                          |
|             |     программы    |  координатор,  |                                          |
|             |                  |  соисполнители |                                          |
|             |                  |                |                                          |
|             |                  |                +------+-----+------+------+-----+---------+
|             |                  |                | 2015 | 2016| 2017 | 2018 | 2019|   2020  |
|             |                  |                |      |     |      |      |     |         |
+-------------+------------------+----------------+------+-----+------+------+-----+---------+
|      1      |         2        |        3       |   4  |  5  |   6  |   7  |  8  |    9    |
|             |                  |                |      |     |      |      |     |         |
+-------------+------------------+----------------+------+-----+------+------+-----+---------+
| Подпрограмма|    Развитие и    |      всего     | 2000 |  0  |   0  |   0  |  0  |    0    |
|             |   модернизация   |                |      |     |      |      |     |         |
|             | электроэнергетики|                |      |     |      |      |     |         |
|             |                  |                |      |     |      |      |     |         |
|             |                  +----------------+------+-----+------+------+-----+---------+
|             |                  |  Министерство  | 2000 |  0  |   0  |   0  |  0  |    0    |
|             |                  |    ЖКХ и ТЭК   |      |     |      |      |     |         |
|             |                  |                |      |     |      |      |     |         |
+-------------+------------------+----------------+------+-----+------+------+-----+---------+


        Таблица 4. Прогнозная оценка расходов на реализацию
      Подпрограммы Электроэнергетика за счет всех источников  

Таблица 4 изложена в новой редакции постановлением Правительства
области от 17.04.2015 № 229 -см.предыдущую редакцию
                                                                                                     
                                                                                                     
+------------------+------------------+----------------+--------------------------------------------+
|      Статус      |   Наименование   |    Источники   |      Оценка расходы (тыс. руб.), годы      |
|                  |   подпрограммы   |    финанси-    |                                            |
|                  |                  |     рования    |                                            |
|                  |                  |                |                                            |
|                  |                  |                +------+--------+------+------+-----+--------+
|                  |                  |                | 2015 |  2016  | 2017 | 2018 | 2019|  2020  |
|                  |                  |                |      |        |      |      |     |        |
+------------------+------------------+----------------+------+--------+------+------+-----+--------+
|         1        |         2        |        3       |   4  |    5   |   6  |   7  |  8  |    9   |
|                  |                  |                |      |        |      |      |     |        |
+------------------+------------------+----------------+------+--------+------+------+-----+--------+
| Подпрограмма 1   | Развитие и       | Всего (1) + (2)|  19  | 20 011 |  13  | 4 428|  0  |    0   |
|                  | модернизация     | + (3) + (4) +  |  291 |  866,0 |  638 | 710,0|     |        |
|                  | электроэнергетики| (5) + (6) + (7)| 526,0|        | 359,0|      |     |        |
|                  |                  |                |      |        |      |      |     |        |
|                  |                  +----------------+------+--------+------+------+-----+--------+
|                  |                  | (1) расходы    |   2  |    0   |   0  |   0  |  0  |    0   |
|                  |                  | областного     | 000,0|        |      |      |     |        |
|                  |                  | бюджета        |      |        |      |      |     |        |
|                  |                  |                |      |        |      |      |     |        |
|                  |                  +----------------+------+--------+------+------+-----+--------+
|                  |                  | (2) расходы    |   0  |    0   |   0  |   0  |  0  |    0   |