Постановление Правительства Нижегородской области от 28.04.2014 № 287

|                |      |       |      |      |      |       |       |           |
+----------------+------+-------+------+------+------+-------+-------+-----------+
|   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. 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
                                      
                                    
 
     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
                                       
                                                                  
                                                                  
+----+-------------+------+--------+------+------+------+--------+
|  № | 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      
      
      
                Таблица 2. Сведения об индикаторах
                   и непосредственных результатах
+----+----------------------------+-----------+--------------------------------------------------+
| №  |        Наименование        |  Единица  | Значение индикатора/непосредственного результата |
|п/п |индикатора/непосредственного| измерения |                                                  |
|    |         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.            Доля|     %     |39,5 | 36,7 | 43,9 | 43,9 | 61  | 61  | 68  | 68  |
|    |собственной   генерации    в|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |балансе       энергомощности|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |области                     |           |     |      |      |      |     |     |     |     |
+----+----------------------------+-----------+-----+------+------+------+-----+-----+-----+-----+
|    |Индикатор 2.           Износ|     %     |20,4 | 21,9 | 23,4 | 23,4 |23,4 |23,4 |23,4 |23,4 |
|    |энергетических мощностей    |           |     |      |      |      |     |     |     |     |
+----+----------------------------+-----------+-----+------+------+------+-----+-----+-----+-----+
|    |Индикатор 3.     Коэффициент|     %     |  3  |  3   |  3   |  2   |  2  |  2  |  2  |  2  |
|    |обновления  основных  фондов|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |по    виду     экономической|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |деятельности:   производство|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |электроэнергии              |           |     |      |      |      |     |     |     |     |
+----+----------------------------+-----------+-----+------+------+------+-----+-----+-----+-----+
|    |Индикатор 4.           Объем| млрд руб. |38,58|38,85 |37,56 |41,47 |45,00|48,60|52,54|56,80|
|    |отгружаемых          товаров|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |собственного   производства,|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |выполненных  работ  и  услуг|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |собственными силами (по виду|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |экономической  деятельности:|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |производство,   передача   и|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |распределение               |           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |электроэнергии)             |           |     |      |      |      |     |     |     |     |
+----+----------------------------+-----------+-----+------+------+------+-----+-----+-----+-----+
|    |Индикатор 5.          Индекс|    % к    |93,7 |85,29 | 95,5 |100,1 |100,1|100,1|100,2|100,2|
|    |производства    (по     виду|предыдущему|     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |экономической  деятельности:|   году    |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |производство,   передача   и|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |распределение               |           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |электроэнергии)             |           |     |      |      |      |     |     |     |     |
+----+----------------------------+-----------+-----+------+------+------+-----+-----+-----+-----+
|    |Непосредственный результат  |     %     | 40  |  42  |  47  |  47  | 61  | 61  | 68  | 68  |
|    |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              |           |     |      |      |      |     |     |     |     |
+----+----------------------------+-----------+-----+------+------+------+-----+-----+-----+-----+
|    |Непосредственный результат  |    шт.    |  0  |  0   |  1   |  0   |  0  |  0  |  0  |  0  |
|    |1.2.   Разработка  схемы   и|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |программы     перспективного|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |развития   электроэнергетики|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |Нижегородской   области   на|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |2016   -    2020   годы    с|           |     |      |      |      |     |     |     |     |
|    |перспективой до 2022 года   |           |     |      |      |      |     |     |     |     |
+----+----------------------------+-----------+-----+------+------+------+-----+-----+-----+-----+
(Таблица в редакции Постановления Правительства Нижегородской области
от 02.10.2015 № 631)

     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)