АДМИНИСТРАЦИЯ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 17 мая 2013 г. № 210-а

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2014-2018 ГОДЫ

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" администрация Костромской области постановляет:
1. Утвердить прилагаемые Схему и программу развития электроэнергетики Костромской области на 2014-2018 годы.
2. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования.

И.о. губернатора
Костромской области
А.АНОХИН





Приложение

Утверждены
постановлением
администрации
Костромской области
от 17 мая 2013 г. № 210-а

Схема и программа развития электроэнергетики
Костромской области на 2014-2018 годы

Раздел I. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА
ПРОШЕДШИЙ ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

Глава 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

1. Костромская область - один из регионов Центрального федерального округа (далее - ЦФО) - занимает площадь 60,2 тысячи квадратных километров, что составляет 0,35% от площади России. В области проживает 0,47% населения Российской Федерации, производится 0,25% суммарного валового регионального продукта (далее - ВРП), 0,33% отгруженной промышленной продукции, 0,37% отгруженной продукции обрабатывающих производств, сосредоточено 0,32% основных фондов, формируется 0,28% розничного товарооборота и 0,26% спроса на платные услуги населению. Эти и некоторые другие показатели удельного веса Костромской области в Российской Федерации приведены в таблице № 1.

Таблица № 1

Удельный вес Костромской области в Российской Федерации, %


Показатели 2010

Площадь территории 0,35

Численность постоянного населения 0,47

Среднегодовая численность занятых в экономике 0,48

Численность занятых в государственном управлении и 0,61
обеспечении военной безопасности; обязательном
социальном обеспечении

Численность персонала, занятого исследованиями и 0,02
разработками

Валовой региональный продукт (ВРП) 0,25

Основные фонды 0,32

Объем отгруженной промышленной продукции 0,33

в том числе обрабатывающие производства 0,37

Продукция сельского хозяйства 0,52

Инвестиции в основной капитал 0,15

Полное потреблению электроэнергии 0,35

Ввод в действие жилых зданий 0,26

Оборот розничной торговли 0,28

Платные услуги населению 0,26

Численность студентов вузов (очной и очно-заочной 0,31
формы обучения)


2. По данным Всероссийской переписи населения 2010 года на территории Костромской области проживало 667,5 тысяч человек. Это 67 место среди регионов Российской Федерации и последнее место среди регионов ЦФО. Численность городского населения составила 466,2 тысячи человек (69,8%), сельского - 201,3 тысячи человек (30,2%). Плотность населения в Костромской области составляет 11,1 человек на квадратный километр, что в 3,7 раз меньше, чем в среднем по ЦФО (исключая г. Москву).
В г. Костроме проживает 268,8 тысячи человек, что составляет 40,2% населения региона и 57,6% от городского населения. Среди всех городов России Кострома занимает 69 место, соседствуя с относительно небольшими региональными столицами (Тамбов, Петрозаводск) и крупными промышленными центрами, такими как Стерлитамак и Нижневартовск (таблица № 2).
Численность населения области сокращается: по сравнению с данными переписи 2002 года оно сократилось на 9,4%. Падение численности населения продолжится. При этом по данным на 2010 год по общему коэффициенту рождаемости Костромская область лидировала в ЦФО, но общий коэффициент естественного прироста был отрицательным и составил -5,6 промилле. Для Костромской области также характерен миграционный отток населения в размере 1-1,5 тысяч человек в год.

Таблица № 2

Кострома и наиболее близкие города
по численности населения


Место среди Город Население, тыс. чел.
городов

64 Саранск 297

65 Тамбов 280

66 Стерлитамак 273

67 Грозный 272

68 Якутск 270

69 Кострома 269

70 Комсомольск-на-Амуре 264

71 Петрозаводск 262

72 Таганрог 258

73 Нижневартовск 252


Большая часть населения Костромской области сосредоточена на юго-западе региона, который отличается наибольшей освоенностью и инфраструктурной насыщенностью. Здесь же сосредоточен основной промышленный и сельскохозяйственный потенциал. В Костроме, Нерехтском, Красносельском, Костромском и Судиславском районах, на которые приходится 9,6% территории области, проживает 60% ее населения, производится более 75% промышленной продукции, формируется более 68% розничного товарооборота. Восточные районы области выделяются значительными лесными ресурсами, малой плотностью инфраструктуры и редким расселением. Средняя плотность населения в Вохомском, Октябрьском, Павинском и Поназыревском районах составляет 3,5 человека на квадратный километр. На востоке Костромской области основным социально-экономическим центром является г. Шарья.
3. Помимо г. Костромы, в Костромской области крупные города отсутствуют. Поэтому безусловным лидером и основным центром территории области является Кострома. Среди мелких городов выделяются монопрофильные города с преобладанием лесопромышленного комплекса (г. Шарья, г. Мантурово, г. Нея), города с более диверсифицированной экономикой, такие как г. Буй и г. Галич, а также промышленный центр Волгореченск, известный, прежде всего, своей энергетикой. Список городов Костромской области представлен в таблице № 3.

Таблица № 3

Численность населения в городах Костромской
области, тысяч человек


Кострома 268,8 Волгореченск 17,1

Буй 25,8 Нея 9,8

Шарья 23,7 Макарьев 7,1

Нерехта 22,8 Солигалич 6,4

Мантурово 17,5 Чухлома 5,2

Галич 17,3 Кологрив 3,3


4. Костромская область относится к среднеразвитым регионам Центральной России. Экономически активное население составляло в 2011 году 364,6 тысяч человек (55% от общей численности населения региона). Структура численности занятых по видам экономической деятельности приведена в таблице № 4.

Таблица № 4

Динамика структуры занятости в
экономике Костромской области


2000 2005 2008 2009

Всего в экономике 332,6 324,5 324,1 317,2

Сельское хозяйство, охота и 52,2 39,4 35,4 34,9
лесное хозяйство

Рыболовство, рыбоводство 0,0 0,1 0,1 0,1

Добыча полезных ископаемых 1,1 0,4 0,4 0,4

Обрабатывающие производства 63,9 67,1 64,1 58,8

Производство и распределение 14,8 12,5 11,1 10,8
электроэнергии, газа и воды

Строительство 19,8 18,5 18,1 18,1

Оптовая и розничная торговля; 45,0 47,1 50,6 50,4
ремонт автотранспортных средств,
мотоциклов, бытовых изделий и
предметов личного пользования

Гостиницы и рестораны 3,7 5,2 5,6 5,0

Транспорт и связь 24,1 24,0 22,4 21,7

Финансовая деятельность 2,8 3,2 4,3 4,4

Операции с недвижимым 11,3 12,6 17,7 17,4
имуществом, аренда и
предоставление услуг

Государственное управление и 20,6 23,7 24,7 24,7
обеспечение военной
безопасности; социальное
страхование

Образование 34,6 32,3 32,2 32,2

Здравоохранение и предоставление 26,3 26,7 25,0 25,5
социальных услуг

Предоставление прочих 12,4 11,5 12,0 12,7
коммунальных, социальных и
персональных услуг

Деятельность домашних хозяйств 0,0 0,2 0,3 0,3


В структуре занятости преобладает сфера услуг и промышленность - соответственно более половины и 23,6% (рисунок № 1 - не приводится).
Численность занятых в сфере услуг постепенно растет, адекватно отвечая на рост ее роли в экономике области (рост на 15 тысяч человек с 2005 по 2009 годы). В промышленности численность занятых с 2005 по 2009 годы снизилась на 10 тысяч человек (на показатель большое влияние оказал кризис, в 2010 году занятость в промышленности увеличилась на 9%).
Структура занятых является отражением структуры экономики области, где преобладают, как и в целом по стране, услуги с их большой трудоемкостью.
5. По объему ВРП Костромская область занимает последнее место в ЦФО и 67 место в Российской Федерации. Доля Костромской области в суммарном ВРП по регионам Российской Федерации составила в 2010 году 0,25%. По ВРП на душу населения Костромская область в рамках ЦФО обходит Орловскую, Тамбовскую, Брянскую и Ивановскую области. В таблице № 5 представлена динамика доли регионов в ЦФО в сумме ВРП по ЦФО, за исключением Московского региона.

Таблица № 5

Доля регионов ЦФО в сумме ВРП по ЦФО,
за исключением Московского региона, %


Место в Регионы ЦФО 2000 2005 2008 2009 2010
ЦФО

1 Белгородская 8,32 10,10 11,43 11,03 12,54
область

2 Воронежская 9,79 9,31 10,33 10,94 10,39
область

3 Липецкая область 9,50 10,12 9,34 8,22 8,05

4 Тульская область 8,32 8,10 8,34 7,79 7,49

5 Ярославская 8,26 9,15 7,73 7,71 7,40
область

6 Владимирская 6,53 6,06 6,31 6,74 6,91
область

7 Тверская область 6,99 6,75 6,92 7,17 6,91

8 Курская область 5,96 6,04 6,04 5,86 6,08

9 Калужская область 4,73 4,94 5,41 5,62 5,83

10 Рязанская область 5,53 5,88 5,40 5,57 5,48

11 Смоленская область 5,56 4,57 4,37 4,54 4,71

12 Брянская область 4,87 4,65 4,53 4,58 4,56

13 Тамбовская область 4,62 4,43 4,35 4,94 4,39

14 Орловская область 4,38 3,71 3,48 3,28 3,24

15 Ивановская область 3,34 3,09 3,13 3,16 3,10

16 Костромская 3,29 3,11 2,92 2,86 2,92
область


6. Структура ВРП, производимого в Костромской области, отражает ее специализацию в экономике Российской Федерации (таблица № 6, рисунок № 2 - не приводится). Сельское и лесное хозяйство формирует более 10% ВРП Костромской области, что значительно выше средних показателей по Российской Федерации и ЦФО и находится на уровне регионов Черноземья с развитым сельским хозяйством и меньшей урбанизацией. Вклад промышленности в создание ВРП находится на уровне 32-34%, что в целом соответствует аналогичному показателю по Российской Федерации. Однако в структуре промышленности повышенную роль играет производство и распределение электроэнергии, газа и воды, что связано с работой Филиала ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Костромская ГРЭС" (далее - Костромская ГРЭС), имеющей федеральное значение. Доля обрабатывающей промышленности в структуре ВРП заметно выше, чем в среднем по стране, но ниже, чем в среднем по ЦФО (за исключением г. Москвы). Вместе с тем основная часть ВРП приходится на сферу услуг (около 41%), что несколько меньше, чем в среднем по Российской Федерации. В сфере услуг доминирует торговля, а также государственное управление и обеспечение военной безопасности.

Таблица № 6

Составляющие структуры ВРП Костромской области
Российской Федерации в 2005 и 2010 годах, %


Вид экономической деятельности Костромская РФ
область

2005 2010 2005 2010

Сельское хозяйство, охота и лесное 16,9 11,0 5,2 4,2
хозяйство

Рыболовство, рыбоводство 0,0 0,0 0,3 0,3

Добыча полезных ископаемых 0,1 0,1 12,8 10,5

Обрабатывающие производства 21,3 23,6 18,5 17,7

Производство и распределение 10,1 10,0 3,8 4,5
электроэнергии, газа и воды

Строительство 12,2 4,8 5,7 6,9

Оптовая и розничная торговля; ремонт 10,3 14,1 21,8 19,3
автотранспортных средств, мотоциклов,
бытовых изделий и предметов личного
пользования

Гостиницы и рестораны 0,4 1,0 0,9 1,0

Транспорт и связь 9,4 9,5 10,6 10,5

Финансовая деятельность 0,0 0,5 1,1 0,6

Операции с недвижимым имуществом, 3,6 4,9 9,0 11,2
аренда и предоставление услуг

Государственное управление и 6,0 9,5 2,9 5,0
обеспечение военной безопасности;
социальное страхование

Образование 4,2 4,6 2,8 3,1

Здравоохранение и предоставление 4,1 5,1 3,1 3,8
социальных услуг

Предоставление прочих коммунальных, 1,4 1,3 1,5 1,4
социальных и персональных услуг


Структура ВРП Костромской области в 2005-2010 годах претерпела значительные изменения. За счет опережающего развития сферы услуг и обрабатывающей промышленности доля сельского и лесного хозяйства в ВРП сократилась на 5,9%. С середины 2000-х снизилась роль строительства, заметно увеличилась доля торговли и государственного управления. Падение роли строительства связано с окончанием реализации крупных инвестиционных проектов, таких как развитие мощностей ОАО "Газпромтрубинвест" и строительство завода по производству древесных плит ООО "Кроностар". Увеличение вклада торговли в формирование ВРП объясняется ростом потребления на фоне роста доходов населения.
7. По объему промышленного производства в 2005-2010 годах Костромская область поднялась в рейтинге регионов Российской Федерации с 61 на 57 место. В этот же период позиции области в производстве сельскохозяйственной продукции снизились с 53 до 59 места.
После трансформационного кризиса 90-х экономика Костромской области вступила в фазу активного восстановительного и инвестиционного роста, продолжавшегося вплоть до 2008 года. Динамика роста ВРП (рисунок № 3 - не приводится) Костромской области повторяла аналогичную динамику показателя по Российской Федерации в целом и особенно по ЦФО. При этом темпы восстановления и развития экономики Костромской области значительно уступали темпам по ЦФО - среднегодовой рост ВРП в 1998-2008 годах по ЦФО составил 7,2%, по Костромской области - 3,7%. В этот период суммарный ВРП регионов Российской Федерации увеличился в 1,88 раза, ЦФО - в 2,13 раза, ВРП Костромской области - в 1,48 раза.
В кризис 2008-2009 гг. рост экономки был прерван, снижение ВРП за 2009 год составило 9,8%. Падение ВРП в Костромской области было несколько меньшим, чем в среднем по ЦФО, а последующее восстановление показателей в 2010 году - более активным, в то время как ВРП ЦФО вырос на 3%, ВРП Костромской области увеличился на 6,3%. Таким образом, экономика Костромской области оказалась более устойчивой к кризисным явлениям по сравнению с другими регионами Центральной Российской Федерации.
8. Промышленный комплекс Костромской области представлен 2123 предприятиями и 2047 индивидуальными предпринимателями. Объем отгруженных товаров промышленного производства за 2010 год (в фактически действующих ценах) составил 92,3 миллиарда рублей, что составляет 0,33% от суммарного по России показателя. В 2005 году доля Костромской области в общероссийском промышленном производстве составляла 0,28%.
В 1998-2008 годах выпуск промышленной продукции в Костромской области увеличился в 1,9 раз (в Российской Федерации - в 1,7 раз). В 2000-2007 годах средний темп роста промышленности Костромской области составлял 6,3% в год, что соответствует среднему по Российской Федерации показателю и ниже темпов роста по ЦФО (9,7%). В отличие от среднего значения по ЦФО в Костромской области в 2008 году не было спада промышленного производства, но в 2009 году кризисное снижение производства было более глубоким, чем в ЦФО и в Российской Федерации в целом. В 2010 году промышленное производство в регионе составило 96,6% от уровня 2008 года.
Динамика промышленного производства Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям, что демонстрирует рисунок № 4 (не приводится).
9. В 2011 году промышленное производство в Костромской области увеличилось на 8%, достигнув максимума за последние 15 лет. Основным сектором промышленности Костромской области являются обрабатывающие производства.
В структуре обрабатывающей промышленности Костромской области преобладают прочая промышленность (более 27%), где важнейшей составляющей является ювелирный сегмент, обработка древесины и производство изделий из дерева (22%), металлургия и производство готовых металлических изделий (12%), производство транспортных средств и оборудования (9,5%) - рисунок № 5 (не приводится).
Помимо этих отраслей, на территории области получили развитие производство пищевой продукции, текстильная промышленность и производство машин и оборудования.
10. Главными центрами деревообрабатывающей промышленности являются г. Кострома, г. Шарья, г. Нея и г. Мантурово. В г. Костроме функционирует крупное предприятие по производству ДСП и фанеры - ОАО "Фанплит", входящий в холдинг "СВЕЗА". "СВЕЗЕ" также принадлежит "Мантуровский фанерный комбинат". Помимо этих двух заводов, на производстве фанеры специализируется "Кадыйский фанерный комбинат". В сумме они выпускают около 10% от производимой в Российской Федерации фанеры. По этому показателю Костромская область занимает второе место в стране.
В Шарье расположен крупнейший в Российской Федерации завод по производству древесных плит - "Кроностар". Помимо ДСП и МДФ плит, "Кроностар" производит ламинат и настенные панели. Предприятие было построено в 2000-е на промплощадке бывшего "Шарьялес" и входит в международный холдинг по производству древесных плит с центром в Швейцарии. Костромская область производит около 16% ДВП и 11% ДСП Российской Федерации.
По производству пиломатериалов Костромская область занимала 15 место в России и первое место в ЦФО в 2010 году с показателем 354,1 тысячи кубических метров.
В Костромской области расположено несколько крупных производителей мебели, среди которых лидирующие позиции занимают ОАО "Костромамебель" и ООО "Такос". В лесном комплексе региона функционирует также большое количество мелких и средних лесопильных и деревообрабатывающих предприятий. В целлюлозно-бумажной промышленности работают небольшие ООО "Адищевская бумажная фабрика", ООО "Краснополянская бумажная фабрика" и ООО "Александровская бумажная фабрика".
11. В металлургии и производстве металлических изделий в Костромской области ведущие позиции занимает ОАО "Газпромтрубинвест", расположенное в г. Волгореченск. Предприятие производит продукцию с 2000 года и специализируется на выпуске широкого ассортимента трубной продукции, среди которой главную роль играют трубы для нефтегазовой промышленности. По оценке на 2011 год в Костромской области произведено 210 тысяч тонн труб.
12. Машиностроение Костромской области представлено производством автокранов и автокомпонентов, судов, катеров, электротехнических товаров, промышленного оборудования и продукции военного назначения. В Галиче на ОАО "Галичский автокрановый завод" выпускается более 19% автокранов Российской Федерации (850 штук в 2011 году). ЗАО "Мотордеталь" (г. Кострома) специализируется на производстве комплектующих для автомобильных двигателей.
ООО "Стромнефтемаш" в г. Костроме производит оборудование для нефтегазовой и горнодобывающей промышленности. Также здесь расположен крупный производитель калориферов - ОАО "Калориферный завод", оборудования для легкой промышленности - "Специальное КБ текстильных машин", ОАО "Красная Маевка", вентиляционного и теплообменного оборудования - ООО "Концерн Медведь", торгового оборудования - группа компаний "КС-Русь". Судостроение представлено ОАО "Костромской судомеханический завод" и ОАО "Костромской судостроительно-судоремонтный завод" (в 2011 году произведено 46 вспомогательных и технических судов).
13. В легкой промышленности ведущую роль играет ОАО "Кохлома" и ООО "Большая Костромская льняная мануфактура - Актив". В Костромской области производится более четверти льняных тканей России. В 2011 году было произведено 11,6 миллионов квадратных метров льняных тканей, 2820 тысяч штук трикотажных изделий, 727 тысяч квадратных метров хлопчатобумажных тканей.
14. В Костромской области сформировался крупнейший в Российской Федерации кластер по производству ювелирных изделий с главными центрами в г. Костроме и с. Красное-на-Волге. В его рамках работает более 1,3 тысячи производителей, в числе которых более двух десятков - значительные предприятия ювелирной промышленности. Среди них признанными лидерами в общероссийском масштабе являются: Красносельский ювелирный завод "Диамант" (второе место в Российской Федерации в 2011 году по производству украшений из золота, шестое - из серебра, по данным РИА "РосЮвелирЭксперт"), Костромская ювелирная фабрика "Топаз" (третье место по производству украшений из золота), ювелирные заводы "Регион-Кострома", "Платина", "Аквамарин" (соответственно 6, 8 и 10 места по производству украшений из золота), ОАО "Ювелирпром" (крупнейший производитель в Российской Федерации украшений из серебра). В число ведущих предприятий отрасли входят также компании "Золотов", "Красносельский ювелир", "Бриллианты Костромы" и другие. Оборот ювелирных предприятий Костромской области в 2011 году составил 16,4 миллиарда рублей.
В кризисный 2009 год производство продукции обрабатывающей промышленности сократилось на 18,4% (более сильное падение в ЦФО продемонстрировали только Тверская, Орловская и Брянская области), но активный рост производства в 2010 году позволил практически восстановить докризисный уровень показателя. В 2011 году производство в обрабатывающей промышленности выросло на 8,6%.
15. Сектор промышленности "Добыча полезных ископаемых" играет вспомогательную роль в хозяйстве области и крайне невелик по объемам производства - около 0,2% в общем объеме отгруженной продукции промышленности. Костромская область относительно бедна полезными ископаемыми. Среди разведанных запасов преобладают запасы строительного сырья (песков, песчано-гравийных смесей, глин и суглинков, известняков), а также торфа и сапропеля. Велики запасы подземных минеральных вод. Добычей полезных ископаемых в Костромской области занимаются 48 предприятий.
Запасы торфа в Костромской области превышают 573 миллиона тонн, из них могут эксплуатироваться 193 торфяных массива с суммарными запасами в 515,6 миллиона тонн. Костромская область является одним из лидеров Российской Федерации по производству торфа (в 2011 году было произведено 121,8 тысячи тонн торфа, 1-е место в ЦФО). В отличие от других регионов, в Костромской области в последние годы добыча торфа удерживается на стабильном уровне, что связано, в основном, с использованием его в региональной энергетике. Ведущим предприятием отрасли является ООО "Костромарегионторф".
В Костромской области выявлены прогнозные ресурсы по углеводородному сырью, золоту, поваренной соли и титаноциркониевым россыпям.
16. Отрасль производства и распределения электроэнергии, газа и воды в соответствии с Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 6 ноября 2001 года № 454-ст "О принятии и введении ОКВЭД" отнесена к разделу Е (далее - раздел Е) и представлена по состоянию на конец 2010 года 152 предприятиями. Объем отгруженной продукции по разделу Е составил 24,7 миллиарда рублей, что составляет 26,8% промышленного производства области. В значительной степени работа предприятий раздела Е в Костромской области удовлетворяет внерегиональный спрос, так как при относительно небольшом внутреннем спросе на электроэнергию на ее территории расположена одна из крупнейших электростанций Российской Федерации - Костромская ГРЭС.
Индекс производства по разделу Е Костромской области в целом в 2000-х демонстрировал повышение. К 2008 году производство продукции в отрасли в неизменных ценах увеличилось на 16,8% по сравнению с 2000 годом. В кризисном 2009 году индекс физического объема отрасли составил 89,2%, что связано со значительным падением производства электроэнергии в регионе. В 2010 году произошло частичное восстановление докризисного показателя (индекс роста - 5,4%), а в 2011 году производство продукции в секторе практически достигло максимума 2008 года.
Динамика производства электрической и тепловой энергии представлена на рисунке № 6 (не приводится).
Предприятия раздела Е представлены генерирующими и передающими энергию и воду инфраструктурными объектами. Основным сегментом раздела Е является производство электроэнергии и тепла генерирующими установками.
Основу энергетики Костромской области составляют электростанции ОАО "ТГК-2" (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Шарьинская ТЭЦ) и Костромская ГРЭС, которая входит в ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация". Общая установленная электрическая мощность этих электростанций составляет 3824 МВт, из которых 3600 МВт приходится на Костромскую ГРЭС. Тепловая мощность по электростанциям общего пользования составляет 2099 Гкал./ч.
Средний износ основных фондов по разделу Е в Костромской области ниже, чем в большинстве других регионов ЦФО, однако на некоторых энергетических объектах (большинство котельных) физическая изношенность оборудования становится угрожающей, превышая 65-70%. В структуре установленных мощностей по Костромской энергосистеме доля оборудования со сроком эксплуатации, превышающим 30 лет, составляет около 69%.
По данным электробаланса Федеральной службы государственной статистики (далее - Росстат) в 2010 году суммарная выработка электроэнергии в Костромской области составила 13611 миллионов кВт.ч, отпуск тепла электростанциями составил 2243 тысячи Гкал. В 2011 году электростанциями области было произведено 14797 миллионов кВт.ч электроэнергии и 2051 тысяча Гкал. тепла. Собственные нужды электростанций составили 3,46% от суммарной выработки электроэнергии, среднее число часов использования установленной мощности было на уровне 3870 часов.
Электроэнергетика Костромской области имеет явную ориентацию на удовлетворение внешних потребителей. Доля полного потребления электроэнергии области от собственной генерации составила в 2008 году 25%, в 2010 году - 26%.
17. Электростанции Костромской области в 2011 году потребили 4,73 миллиона тонн условного топлива. В структуре потребления топлива (таблица № 7) доминирует природный газ, на который в топливном балансе приходится 98,25%. В качестве резервного топлива используется мазут, доля которого в потреблении составила 0,82%. Костромская ТЭЦ-1 и Шарьинская ТЭЦ используют местный возобновляемый источник топлива - торф (44 тысячи тонн условного топлива - 0,93%).

Таблица № 7

Потребление топлива электростанциями
Костромской области в 2011 году


Газ, тыс. Мазут, тыс. Торф, тыс.
т у.т. т у.т. т у.т.

Костромская ГРЭС 4139 16

Костромская ТЭЦ-1 134 10

Костромская ТЭЦ-2 373 3

Шарьинская ТЭЦ 20 34


18. В тепловой энергетике Костромской области, помимо электростанций, важную роль играют промышленно-производственные и районные котельные. В 2010 году они произвели 2805 тысяч Гкал. тепла, что составляет 56% от всего производства тепла в области. Суммарная мощность котельных, которых насчитывается 1031 единица, находится на уровне 3179 Гкал./ч (66% от мощности всех централизованных источников тепла в области).
19. Важную роль в экономике Костромской области играет сельское хозяйство. В 2010 году в структуре ВРП региона сельское и лесное хозяйство занимали около 11%, что более чем в два раза превышает средний показатель по стране. Объем продукции сельского хозяйства в 2010 году составил 13,6 миллиарда рублей, индекс физического объема к 2009 году - 89,1% (в том числе по растениеводству - 77,8%, животноводству - 98,5%). Снижение показателей в 2010 году связано с негативными погодными условиями в сельскохозяйственный сезон. В 2011 году рост производства в сельском хозяйстве составил 12,5%. В 2000-2011 годах средний темп роста сельского хозяйства в Костромской области был отрицательным, что характерно для регионов Нечерноземья. Индекс изменения сельскохозяйственного производства в Российской Федерации и Костромской области в 2000-2011 годах представлен на рисунке № 7 (не приводится).
Отрицательная динамика сельского хозяйства связана с недостаточным инвестированием отрасли, узким внутренним рынком из-за полупериферийного положения и больших издержек производства. В 2010 году только 3% инвестиций в основной капитал Костромской области были направлены в сельское хозяйство (в абсолютном значении они сократились более чем в 2 раза).
20. В структуре сельскохозяйственной продукции Костромской области незначительно преобладает животноводство - 54,8% от стоимости в 2005-2010 годах. Некоторые показатели динамики сельскохозяйственного производства представлены в таблице № 8.
В последние годы в животноводстве наметились позитивные перемены - увеличивается поголовье свиней и птицы, а также производство яиц. Вместе с тем традиционное для Костромской области молочно-мясное скотоводство, несмотря на успехи отдельных хозяйств, до сих пор не может выйти из кризиса - сокращается как поголовье крупного рогатого скота, так и производство молока.

Таблица № 8

Динамика основных показателей производственной
деятельности в сельском хозяйстве


2000 2005 2009 2010

Посевная площадь 458,6 328,8 238,6 207,1

Поголовье скота (тыс. голов)

крупного рогатого скота 173,4 102,4 75,3 69,8

в том числе коров 84,2 47,5 36 33,1

свиней 58 39,6 43,4 46,4

овец и коз 43,5 24,9 19,5 21,8

птицы 2810,5 3164,7 3304,7 3492,5

Производство
сельскохозяйственной продукции

зерно (в весе после доработки) 146,8 72,7 83,7 48,7

льноволокно 1,9 0,6 2 0,6

картофель 245,5 173,3 191,3 104,4

овощи 133,2 105,1 107,4 102,2

скот и птица на убой (в 28,4 23,8 22,5 22,5
убойном весе)

молоко 232,3 156,1 145,6 133,2

яйца, млн. шт. 410,1 525,1 608,8 611,9


21. Транспортный комплекс играет видную роль в экономике Костромской области. Основные показатели работы транспорта Костромской области приведены в таблице № 9. В отраслях транспорта и связи в 2010 году было произведено 9,5% ВРП региона. Эксплуатационная длина железнодорожных путей Костромской области составляет 641 километр, протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием превышает 5,5 тысяч километров, внутренних водных путей - 890 километров. Костромская область занимает транзитное положение и обслуживает грузопотоки как по направлению запад-восток (основной транзитный коридор), так и север-юг (в том числе по Волге).
Плотность железных дорог в Костромской области в два раза превышает среднее значение показателя по Российской Федерации, но она в 2,5 раза меньше, чем в среднем по ЦФО (47-е место в Российской Федерации). Аналогично плотность автомобильных дорог в Костромской области в 2,35 раза выше, чем в среднем по Российской Федерации и в 2,5 раза меньше, чем в среднем по ЦФО. Суммарное количество легковых, грузовых, специальных автомобилей и автобусов в 2010 году составило 167,2 тысячи штук, что на 37,8% больше, чем в 2005 году. Количество личных легковых автомобилей составило 137,1 тысячи штук, что на 44% превысило показатель 2005 года.

Таблица № 9

Показатели работы транспорта в
Костромской области в 2010 году


Протяженность путей сообщения общего пользования,
км

Эксплуатационная длина железных дорог 641

Протяженность автомобильных дорог 5541

Протяженность эксплуатировавшихся судоходных 894
водных путей

Грузооборот, млн. т-км

Железнодорожный транспорт 24895

Автомобильный транспорт 383

Внутренний водный транспорт 0,6

Пассажирооборот, млн. пассажиро-км

Железнодорожный 714

Автобусный 829

Внутренний водный 1,3


В 2010 году железнодорожным транспортом перевезено 2,02 миллиона тонн грузов, автомобильным транспортом - 2,86 миллиона тонн, внутренним водным - 0,06 миллиона тонн. Городской электрифицированный транспорт представлен МУП г. Костромы "Троллейбусное управление". Протяженность троллейбусных линий составляет 29,7 километра.
В г. Костроме есть аэропорт, обслуживающий местные и межрегиональные перелеты, и значительный речной порт.
Основными транспортными центрами области являются г. Кострома - основной узел автомобильного транспорта с важной ролью обслуживания речного и железнодорожного транспорта и г. Буй - крупнейший железнодорожный узел. Как и по другим позициям, Костромскую область можно условно разделить на две части - освоенную юго-западную, с высокой плотностью транспортной инфраструктуры, и менее освоенную восточную с разреженной сетью качественных дорог.
22. В отрасли строительства в Костромской области по данным на конец 2010 года работало 1644 предприятия, на которых было занято 19,3 тысячи человек. В 2010 году объем работ в строительстве составил 10,3 миллиарда рублей, увеличившись по сравнению с 2009 годом на 13,1%. По этому показателю в ЦФО Костромская область превосходит Орловскую область. В целом до кризиса 2008-2009 годов строительство в регионе развивалось более быстрыми темпами, чем в среднем по Российской Федерации (рисунок № 8 - не приводится), что связано во многом с эффектом низкой базы роста. В 2010 году строительство в Костромской области полностью восстановилось от кризиса. За период 2005-2010 годов объем строительных работ в регионе вырос в 2,1 раза, по Российской Федерации - в 1,6 раза.
В 2010 году в Костромской области было введено 582 здания общей площадью около 250 тысяч квадратных метров, в том числе 198 тысяч квадратных метров жилой недвижимости и 51 тысяча квадратных метров - нежилой (таблица № 10). По сравнению с 2005 годом построенные площади увеличились на 16%. В структуре ввода зданий нежилого фонда в 2010 году доминировали промышленные здания (около 80% площадей), вслед за которыми шли здания коммерческого назначения и сельскохозяйственные здания.

Таблица № 10

Ввод зданий в Костромской области в 2009-2010 годах


Число зданий Общая площадь
зданий, тыс. кв. м

2009 2010 2009 2010

Введено в действие зданий - всего 769 582 259,1 248,4

в том числе:

жилого назначения 746 548 227,3 197,8

нежилого назначения 23 34 31,8 50,6


Ввод объектов культурно-социального назначения в Костромской области неравномерен по годам, что связано в значительной степени с относительно небольшой численностью населения в регионе (таблица № 11). Большая доля социально-культурных объектов вводится в сельской местности.

Таблица № 11

Динамика ввода объектов социально-культурного
назначения в Костромской области


Годы Общеобразова- Дошкольные Больничные Амбулаторно- Учреждения
тельные учреждения, учреждения, поликлини- культуры
учреждения, мест коек ческие клубного
ученических учреждения, типа, мест
мест посещений в
смену

2006 340 250

2007 251 112 100

2008 80 100 100

2009 600

2010 18 12 150

2011 85


В 2011 году строительная отрасль в Костромской области переживала спад - индекс физического объема работ к 2010 году составил всего 85,3%, что дает минимальный показатель за последние 5 лет. Снижение объема строительных работ связано с негативной динамикой развития нежилого строительства.
23. Инвестиции в основной капитал в Костромской области в 2011 году составили 15,2 миллиарда рублей, сократившись за год на 5,7% (в сопоставимых ценах, в 2010 году - рост на 24,9%). По темпам роста инвестиций со второй половины 2000-х Костромская область заметно отстает как от средних по стране показателей, так и от ЦФО (рисунок № 9 - не приводится). В 2010 году инвестиции в экономику области в сопоставимых ценах только на 14,4% превысили уровень 2000 года, в то время как в среднем по Российской Федерации в тот же период инвестиции увеличились в 2,6 раза, в среднем по ЦФО - в 2 раза. В 2011 году спад инвестиционной активности усугубил ситуацию с накоплением капитала.
По привлечению иностранных инвестиций в рамках ЦФО Костромская область в 2010 году обошла Брянскую, Ивановскую, Смоленскую и Тамбовскую области. Прямые иностранные инвестиции в экономику Костромской области в 2010 году составили 16,7 миллиона долларов США.
В структуре инвестиций доминирует сфера услуг, за которой следуют предприятия раздела Е и транспорт и связь (рисунок № 10 - не приводится). В рамках сферы услуг больше всего привлек инвестиций сектор по операциям с недвижимостью и сопутствующим услугам.
В ближайшие годы на территории Костромской области планируются к реализации несколько крупных инвестиционных проектов, среди которых выделяется организация производства труб малого диаметра на ОАО "Газпромтрубинвест", завода по производству буровых установок "НОВ Кострома" в г. Волгореченск, жилого массива в микрорайоне Новый город и другие. Принимается решение также о строительстве Мантуровского ЦБК и нескольких предприятий деревообрабатывающей промышленности.
24. Общая площадь жилищного фонда в Костромской области в 2010 году составляла 16,7 миллиона квадратных метров. Обеспеченность жильем на душу населения к 2010 году достигла 25,1 квадратного метра населения, что выше, чем среднем по Российской Федерации и ЦФО (соответственной 22,6 квадратным метрам и 24 квадратным метрам). Динамика площади жилищного фонда приведена на рисунке № 11 (не приводится).
Рост жилищного фонда - важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Тенденция последних лет по увеличению жилищного фонда Костромской области, вероятно, продолжится. Так, ввод жилых площадей по региону в 2011 году составил 152,9 тысячи квадратных метров, что на 1% больше, чем в 2010 году.
Суммарно в 2005-2011 годах в Костромской области было введено около 1 миллиона квадратных метров жилых помещений, в 2011 году жилья было построено на 40% больше, чем пятью годами ранее. Рост жилищного строительства на фоне снижения численности населения региона обусловили увеличение средней обеспеченности жильем с 21,6 квадратного метра на душу населения до 25,1 квадратного метра (рост на 16%). Тем не менее, по среднедушевому вводу жилья Костромская область все еще значительно уступает как другим регионам ЦФО (кроме Ивановской области), так и среднему по Российской Федерации показателю. В 2010 году ввод жилья на душу населения по Российской Федерации составил 0,41 квадратного метра на человека, по ЦФО - 0,46 квадратного метра на человека, по Костромской области - 0,23 квадратного метра на человека.
25. Процессы социально-экономической модернизации Костромской области находят отражение в росте значения сферы услуг во всех аспектах общественной жизни региона. Как и в других регионах ЦФО, третичный сектор доминирует в экономике Костромской области, и роль его возрастает, что проявляется как в количественных показателях, так и в качественных характеристиках.
Ниже приведены некоторые показатели развития сферы услуг в Костромской области за 2011 год (таблица № 12).

Таблица № 12

Показатели развития сферы услуг в
Костромской области в 2011 году


Показатель обеспеченности Ед. измерения Значение

Амбулаторно-поликлиническими Посещений в смену/10 247,1
учреждениями тыс. жит.

Больничными койками Ед./10 тыс. жит. 99,5

Врачами Чел./10 тыс. жит. 35,7

Детей дошкольного возраста Мест на 1000 детей 676
дошкольным образованием дошкольного возраста

Учреждениями культурно- Учрежд./100 тыс. жит. 65
досугового типа

Зрительными залами Мест на 1000 90
населения

Общедоступными библиотеками Учрежд./100 тыс. жит. 65,8


По уровню обеспеченности социальной инфраструктурой Костромская область уступает в большинстве показателей средним по ЦФО значениям. Исключение составляют такие показатели, как обеспеченность больничными койками и средним медицинским персоналом.
Основные показатели здравоохранения, образования и культуры представлены в таблицах № 13, № 14, № 15.

Таблица № 13

Основные показатели развития
здравоохранения Костромской области


2000 2005 2010 2011

Численность врачей, чел. 2 778 2568 2307 2364

Численность среднего медицинского 9299 8581 7758 8082
персонала, чел.

Число больничных учреждений 85 72 50 55

Число больничных коек 11255 11053 6439 6584

Число амбулаторно-поликлинических 136 152 116 122
учреждений, единиц

Мощность амбулаторно- 14485 15035 15607 16353
поликлинических учреждений,
посещений в смену

Число детских поликлиник 93 100 95 94
(отделений, кабинетов), женских
консультаций, акушерско-
гинекологических отделений
(кабинетов), ед.


Как видно из данных таблицы № 13, по основным показателям доступность учреждений здравоохранения в Костромской области падает, что связано как с сокращением их сети, так и с падением численности персонала. Исключение составляет мощность амбулаторно-поликлинических учреждений.

Таблица № 14

Основные показатели развития
образования Костромской области


2000 2005 2009 2010 2011

Число дошкольных 494 385 336 304 286
образовательных учреждений

в них детей, тыс. чел. 26,4 27,3 30,5 31,3 32,3

Число общеобразовательных 547 468 411 382 345
школ

в них детей, тыс. чел. 102,5 71 61,1 61,3 61,3

Число учреждений начального 33 32 26 21
профессионального образования

в них учащихся, тыс. чел. 11,4 11,5 8 7,3

Число учреждений среднего 19 18 22 24 25
профессионального образования

в них студентов, тыс. чел. 12 10,9 8,7 8,7 8,6

Число учреждений высшего 3 3 3 3 3
профессионального образования

в них студентов, тыс. чел. 16,4 19,5 20,7 20,2 19

на 10000 населения 217 276 301 303 287


Сокращение сети учреждений дошкольного и школьного образования вызывает повышение нагрузки на действующие учреждения, а также снижает доступность образования для населения. Численность студентов учреждений начального и среднего специального образования неуклонно сокращается как по демографическим причинам, так и вследствие падения их привлекательности. В последние годы сокращается также численность учащихся вузов в связи с падением численности потенциальных абитуриентов и насыщением сектора в целом. По удельному числу студентов Костромская область занимает 71 место в Российской Федерации, и сильно отстает как от среднего показателя по ЦФО, так и от среднероссийского уровня.
Как видно по данным таблицы № 15, при сохранении действующей сети учреждений культуры в последние годы их востребованность растет. По численности зрителей театров и посещениям музеев на 1000 человек Костромская область находится в числе лидеров ЦФО.

Таблица № 15

Показатели работы учреждений
культуры Костромской области


2000 2005 2007 2009 2010 2011

Число общедоступных 500 471 458 445 443 429
библиотек

Число театров 3 3 3 3 3 3

Число посещений театров, 130,5 125,9 133 154,5 164,4 170,6
тыс. за год

Число музеев 27 31 29 30 30 32

Число посещений музеев, 340,4 296,9 280,3 304,2 384,7 426,4
тыс. за год


26. В 2011 году оборот розничной торговли в Костромской области составил 59,6 миллиарда рублей, увеличившись по сравнению с 2010 годом на 11,8% (в сопоставимых ценах). За 2000-2010 годы розничный товарооборот в Костромской области рос заметно быстрее, чем в ЦФО (увеличение в 2,7 и в 2,3 раза в сопоставимых ценах), но несколько медленнее, чем в Российской Федерации в среднем (увеличение в 2,8 раза). Тем не менее, регион и в настоящее время занимает скромные позиции по показателю среднедушевого товарооборота - 68,9 тысячи рублей, что дает 71 место среди регионов Российской Федерации. По данному показателю Костромская область превосходит в ЦФО только Ивановскую и Владимирскую области. Динамика розничного товарооборота представлена на рисунке № 12 (не приводится).
В 2011 году 93,5% розничного товарооборота было сформировано вне вещевых, смешанных и продовольственных рынков, что выше, чем в среднем по ЦФО. В соответствии с общей для России тенденцией опережающего развития организованной торговли доля рынков в розничной торговле сократилась в период 2000-2011 годов почти на 20%.
Как и в других регионах Российской Федерации, в Костромской области активно распространяются торговые сети. Среди них выделяются как представительства торговых сетей федерального уровня, так и торговые сети местного формирования, доминирующие по количеству точек и территориальному покрытию. Среди представительств торговых сетей федерального уровня присутствуют продовольственные магазины "Пятерочка", "Дикси", "Магнит" и магазины по продаже электроники и бытовой техники "Эльдорадо", "М-Видео" и "ТехноСила". Среди крупных представителей местных торговых сетей можно выделить компанию торговую группу "Высшая Лига" (супермаркеты "Лига Гранд", универсамы "Высшая Лига", дискаунтеры "Ценорез"), сети продовольственных магазинов "Дом еды" и "Десяточка", магазины "Аксон". Сетевые торговые структуры, формирующиеся в Костроме, активно работают также на рынках соседних регионов - в основном в Ярославской и Ивановской областях.
27. В 2011 году объем платных услуг населению в Костромской области составил 16,4 миллиарда рублей, увеличившись по отношению к 2010 году на 1,8% (в сопоставимых ценах). В целом за период 2000-2010 годов объем платных услуг населению в Костромской области рос значительно быстрее, чем в среднем по Российской Федерации и ЦФО. Это во многом обусловлено эффектом низкой базы, так как в 2010 году регион с показателем 18,8 тысяч рублей все еще находился среди аутсайдеров по потреблению платных услуг на душу населения (последнее место в ЦФО, 74 - в Российской Федерации). Динамика объема платных услуг представлена на рисунке № 13 (не приводится).
28. Развитие науки в Костромской области в два последних десятилетия сдерживалось системным социально-экономическим кризисом 90-х, когда она получила максимальные потери, и ограниченным спросом на научные исследования и разработки в 2000-е.
Численность персонала, занятого научными исследованиями, постоянно сокращается и достигла в 2011 году 109 человек, что на 25% меньше, чем в 2005 году и почти в три раза меньше, чем в 2000 году. Затраты на научные исследования в 2010 году составили 56,3 миллиона рублей, что заметно меньше, чем в любом другом регионе ЦФО. Суммарно в 2005-2010 годах на научные исследования было потрачено 221,1 миллиона рублей. Вместе с тем по числу используемых передовых технологий в 2010 году Костромская область занимает 11 место в ЦФО (из 18), по затратам на технологические инновации опережает Курскую и Орловскую области и находится на одном уровне с Тамбовской областью, а по доле инновационных товаров и услуг в общем производстве занимает 12 место в округе.
29. По уровню благоустройства жилищного фонда Костромская область в целом уступает показателям других регионов ЦФО (таблица № 16). Относительно благоприятная ситуация складывается только с обеспечением водопроводом, а также центральным и сжиженным газом. По обеспеченности отоплением, ваннами (душем) и горячим водоснабжением Костромская область занимает последнее место в ЦФО. Так, к горячему водоснабжению имеет доступ менее половины населения области.

Таблица № 16

Благоустройство жилищного фонда в Российской Федерации,
ЦФО и Костромской области в 2010 году, %


Удельный вес общей площади, оборудованной

водопро- водо- отопле- Ваннами газом горячим наполь-
водом отведе- нием (душем) (сетевым, водо- ными
нием сжиженным) снабже- электро-
(канали- нием плитами
зацией)

Российская 77,7 73,7 83,1 66,7 69 64,9 18,9
Федерация

ЦФО 80,6 78,3 86,5 72,9 74 70,7 18,3

Костромская 70,8 62,1 65,1 51,1 87,4 46 3,7
область


В последние годы ситуация с благоустройством жилищного фонда улучшается, что видно в таблице № 17.

Таблица № 17

Динамика благоустройства жилищного
фонда Костромской области, %


Годы Удельный вес общей площади, оборудованной

водо- водоотведе- отопле- ваннами газом горячим наполь-
проводом нием нием (душем) (сетевым, водо- ными
(канализа- сжиженным) снабжением электро-
цией) плитами

Жилищный фонд - всего

1995 61 53 54 47 86 46 4

2000 62 53 50 46 87 42 4

2005 65 56 59 50 88 47 4

2008 70 61 64 51 87 45 4

2009 70 62 64 51 87 46 4

2010 71 62 65 51 87 46 4

Городской жилищный фонд

2010 81 79 82 67 89 61 5

Сельский жилищный фонд

2010 50 29 30 19 83 16 1


Глава 2. ХАРАКТЕРИСТИКА КОСТРОМСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

30. Объекты электроэнергетики на территории Костромской области обслуживает Костромская энергосистема, входящая в состав Объединенной энергетической системы (далее - ОЭС) Центра. В диспетчерском отношении Костромская область относится к сферам ответственности филиалов ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Костромской области" (далее - Костромское РДУ) и "Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Центра".
31. В Костромской области находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 3824 МВт. Основным объектом генерации является Костромская ГРЭС. В электроэнергетический комплекс Костромской области входят также 111 линий электропередачи класса напряжения 110-500 кВ, 65 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 110-500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 9713,65 МВА.
Выработка электроэнергии в операционной зоне Костромского РДУ за 2011 год составила 14796,770 миллиона кВт.ч, потребление - 3611,475 миллиона кВт.ч.
К генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Костромской области, относятся:
1) Костромская ГРЭС;
2) Главное управление (далее - ГУ) ОАО "ТГК-2" по Костромской области.
32. К компаниям, оказывающим услуги по передаче электрической энергии на территории Костромской области, относятся:
1) филиал ОАО "ФСК ЕЭС" "Волго-Окское ПМЭС";
1) филиал ОАО "ФСК ЕЭС" "Вологодское ПМЭС";
2) филиал ОАО "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго";
3) Служба электрификации и электроснабжения Северной дирекции инфраструктуры СП Северной железной дороги - филиала ОАО "РЖД";
4) ООО "Энергосервис";
5) ОАО "28 Электрическая сеть".
33. На территории Костромской области осуществляют деятельность следующие сбытовые компании:
1) ОАО "Костромская сбытовая компания";
2) ООО "Русэнергосбыт";
3) ООО "Кроноэнерго";
4) ООО "Гарант Энерго".

Глава 3. ОТЧЕТНАЯ ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ ПЯТЬ ЛЕТ

34. По данным Росстата полное потребление электроэнергии в пределах Костромской области составило в 2011 году 3537,4 миллиона кВт.ч, или 0,34% от потребления Российской Федерации, уменьшившись по сравнению с 2010 годом почти на 1% (рисунок № 14 (не приводится) и таблица № 18).

Таблица № 18

Динамика полного потребления электроэнергии
в Костромской области, млн. кВт.ч


2007 2008 2009 2010 2011

Полное потребление 3 652 3 682 3 649 3 571 3 537

Изменение полного 100,8% 99,1% 97,9% 99,1%
потребления, %

в т.ч. потери в сетях 531 537 452 438 418

Собственные нужды 531 543 490 490 498
электростанций

Полезное (конечное) 2 591 2 603 2 707 2 643 2 621
потребление

Изменение конечного 100,5% 104,0% 97,6% 99,2%
тропотребления, %

Доля потерь в сетях от 20,5% 20,6% 16,7% 16,6% 15,9%
полезного отпуска, %


Эти расхождения существуют во всех субъектах Российской Федерации. Чаще данные Росстата превышают данные по электропотреблению системного оператора (далее - СО), и это расхождение традиционно принято относить на децентрализованную зону производства и потребления, которая находится вне зоны ответственности (и учета) СО. Однако в целом ряде регионов (в отдельные годы или постоянно) данные СО превышают данные Росстата. К ним относится и Костромская область. Видно, что различия между данными Росстата и СО по области носят долговременный характер, но стали достигать ощутимого размера лишь с 1998 года (рисунок № 15 - не приводится).
В анализе ретроспективного электропотребления будем придерживаться данных электробаланса Росстата, так как, в отличие от него, данные СО 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 и построения прогноза.
По данным Росстата, с 2008 года в области наблюдается падение электропотребления. Среднегодовой темп изменения полного электропотребления за период 2007-2011 годов составил 0,33%. Для сравнения, за тот же период в Российской Федерации и г. Москве темп роста полного электропотребления составил соответственно 1,22% и 1,9%.
35. Основные причины снижения полного электропотребления в области заключаются в непрерывном падении на протяжении последних пяти лет электропотребления обрабатывающих производств, связанном с особенностями развития отраслей специализации области, а также сельского хозяйства, дополняемом существенным падением абсолютных размеров потерь в сетях. Последние снизились почти на четверть за рассматриваемый период - с 513 до 418 миллионов кВт.ч, или почти на 5 процентных пунктов (до 15,9%), если считать по доле в полезном отпуске - таблица № 18 и рисунок № 16 (не приводится).
Темп изменения конечного (полезного) электропотребления по основным видам экономической деятельности и населению за рассматриваемый период гораздо более благоприятный и имеет противоположный вектор - +1,16%.
Основная причина роста полезного потребления электроэнергии - в увеличении расхода электроэнергии в непроизводственной сфере (бытовым сектором и сферой услуг) и "прочими" потребителями раздела Е (основную долю расхода в "прочих" формируют коммунальные системы).
36. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций всех типов составляет в среднем 3,6% от выработки и демонстрирует тенденцию к снижению (рисунок № 17 - не приводится).
37. Структура электропотребления в 2010 и 2011 годах по видам экономической деятельности и бытовому сектору приведена ниже (таблица № 19 и рисунок № 18 - не приводится).
В отраслевой структуре, как и в целом по стране, преобладает промышленное электропотребление: на обрабатывающие производства раздела Е и добывающие производства приходится в совокупности 41,5%, в том числе на обрабатывающие производства - почти 21% (рисунок № 18 - не приводится).
Следующая по доле в потреблении - непроизводственная сфера (30,3%) в составе бытового сектора (14,8%) и сферы услуг (15,5%, электробаланс Росстата выделяет здесь два сегмента: "Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг" (6,5-7%) и "Прочие виды деятельности", включая торговлю). В рассматриваемой структуре доля непроизводственной сферы близка к среднероссийскому уровню. Однако по отношению к полезно отпущенному объему электроэнергии по области доля непроизводственной сферы (40,9%) более чем в 1,4 раза выше среднероссийского уровня (28,9%).
Доля отраслей транспорта и связи (13,8% от полного электропотребления) немногим уступает долям бытового сектора и сферы услуг. Столь значительная доля (в среднем по стране на этот вид деятельности приходится менее 9% от полного электропотребления) связана с большим расходом электроэнергии на работу железнодорожного транспорта - 490 миллионов кВт.ч (почти 99% из них - электротяга). Связью израсходовано в 2011 году всего 23 миллиона кВт.ч.
Как следует из анализа данных таблицы № 19, изменения за отчетный год очень невелики, практически по всем направлениям расхода электроэнергии они отрицательны, положительная динамика в конечном потреблении наблюдалась лишь в секторе "прочее потребление", формируемое, как упоминалось выше, в основном предприятиями и организациями сферы услуг.

Таблица № 19

Структура потребления электроэнергии
в Костромской области


2010 2011 Измене- Измене-
ние ние,
млн. доля от Доля от млн. доля от Доля от 2011/ млн.
кВт.ч полного конечного кВт.ч полного конечного 2010 кВт.ч
эл.- эл.- эл.- эл.-
потреб- потребле- потреб- потреб-
ления ния ления ления

Потреблено, 3570,8 100% 3537,4 100% -0,9% -33
всего

в том числе:

Потери в 437,8 12,3% 417,6 11,8% -4,6% -20
сетях

Собственные 489,9 13,7% 498,3 14,1% 1,7% 8
нужды
электростан-
ций

Конечное/ 2 643 74,0% 100% 2 622 74,1% 100% -0,8% -22
полезное
потребление

в том числе:

Добыча 0,7 0,0% 0,0% 1,1 0,0% 0,0% 57,1% 0
полезн.
ископаемых

Обрабатываю- 753,3 21,1% 28,5% 736,5 20,8% 28,1% -2,2% -17
щие
производства
(сектор D)

Сектор Е 239,5 6,7% 9,1% 233,4 6,6% 8,9% -2,5% -6
(без
собственных
нужд
электростан-
ций)

Строительст- 25,3 0,7% 1,0% 24,5 0,7% 0,9% -3,2% -1
во

Транспорт и 492,8 13,8% 18,6% 489,8 13,8% 18,7% -0,6% -3
связь

Производст- 69,9 2,0% 2,6% 63,6 1,8% 2,4% -9,0% -6
венные нужды
сельского
хозяйства,
лесного
хозяйства

Бытовой 523,8 14,7% 19,8% 522,8 14,8% 19,9% -0,2% -1
сектор
(население)

в т.ч 368,1 10,3% 13,9% 368,9 10,4% 14,1% 0,2% 1
городское
население

сельское 155,7 4,4% 5,9% 153,9 4,4% 5,9% -1,2% -2
население

Прочие, 537,8 15,1% 20,3% 549,8 15,5% 21,0% 2,2% 12
включая
сферу услуг


По данным Росстата в 2011 году общее потребление обрабатывающими производствами в Костромской области составило почти 737 миллионов кВт.ч и снизилось по сравнению с 2007 годом почти на 20%. Электропотребление обрабатывающих производств в области снижается непрерывно с года начала кризиса, причем максимум снижения пришелся на рассматриваемом периоде в 2010 году (таблица № 20) - году, когда по стране в целом шел прирост потребления электроэнергии в этом сегменте промышленного производства.

Таблица № 20

Динамика потребления электроэнергии и выпуска продукции
обрабатывающими производствами в Костромской области


2007 2008 2009 2010 2011

Потребление электроэнергии 925,2 881,2 838,5 753,3 736,5
обрабатывающими производствами

Прирост/снижение к предыдущему 13,1% -4,76% -4,85% -10,16% -2,23%
году

Индексы производства 7,0% -0,2% -18,4% 18,6% 8,6%


При том, что "накопленное" падение электропотребления за четыре года составило почти 20%, по объему производства обрабатывающая промышленность превысила уровень 2007 года на 4,8%. Таким образом, электроемкость обрабатывающих производств резко - почти на 23% - снизилась.
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 г. Москве он достигает 70-75%, Нижегородской области - 5%, а в 2011 году в Костромской области этот нераспределенный остаток составил 10% потребления обрабатывающими производствами.
В "видимой" структуре электропотребления обрабатывающих производств Костромской области (рисунок № 19 - не приводится) основное место - более 80% суммарного объема - занимают: "Обработка древесины и производство изделий из дерева" (54%), "Производство транспортных средств и оборудования" (13,6%), "Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий" (6,9%), это прежде всего Волгореченск), "Текстильное и швейное производство" (6%). При этом отметим, что в сегменте "Прочие производства", на которые приходится более 27% выпуска продукции обрабатывающими производствами области, расходуется лишь около 2,5% потребления электроэнергии.
На рисунке № 20 (не приводится) приведена динамика указанной структуры в период 2007-2011 годов по данным электробаланса Росстата.
Из рисунка также следует, что доля отраслей машиностроительного блока и легкой промышленности (пищевая, текстильная, кожевенная) в электропотреблении падает, а доля деревообработки и металлургии растет (соответственно на 12% и 3% по сравнению с уровнем 2007 года). При этом на разных "полюсах" оказываются деревообработка и производство транспортных средств и оборудования: первая резко нарастила свою долю в последние годы - с 42% до 54%, а вторая снизила с 26% до 13,6%. Не лучшие времена, судя по электропотреблению, переживало последние годы производство машин и оборудования, достигшее локального пика в 2006 году.
Если не подвергать сомнению данные электробаланса Росстата и считать, что круг отчитывающихся предприятий неизменен, можно сделать вывод, что в кризисный 2009 год крупные и средние промышленные предприятия региона практически встали: падение электропотребления по отношению к 2008 году составило 60%, а к 2007 году - даже 65%. Однако можно видеть, что такая картина - следствие падения почти в 20 раз электропотребления в деревообработке: с почти 350 миллионов кВт.ч в 2008 году до 18 миллионов кВт.ч в 2009 году. Для сравнения - деревообрабатывающая отрасль снизила свое производство в 2009 году менее чем на 12%. Дополнительно проведенный анализ свидетельствует о том, что приведенные в электробалансе явно некорректные данные - следствие, скорее всего, учета сведений по поставкам электроэнергии в эту отрасль только одним энергосбытом - ОАО "Костромская сбытовая компания". При учете данных второго энергосбыта - ООО "Кроноэнерго" по поставкам электроэнергии крупнейшему предприятию отрасли - ООО "Кроностар", электропотребление составит уже около 250 миллионов кВт.ч, или 27% к 2008 году.
Что касается динамики электропотребления обрабатывающей промышленностью в 2011 году по отношению к 2010 году, то только в четырех классах производств отмечался рост, несмотря на продолжение посткризисного восстановления экономики страны. Это "Обработка древесины и производство изделий из дерева" (прирост на 4%), "Целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность" (25%), "Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий" (11%), "Производство машин и оборудования" (2%) - рисунок № 21 (не приводится). Наибольший спад отмечен в сегментах "Производство пищевых продуктов, включая напитки и табак" (-49%), "Производство транспортных средств и оборудования" (-26%) и "Текстильное и швейное производство" (-24%). Однако, возможно, что частично это следствие неполного охвата статистикой электропотребления в отдельных сегментах обрабатывающих производств (рисунок № 22 - не приводится).
Динамика потребления электроэнергии транспортом и связью приведена ниже в таблице № 21. В целом можно отметить незначительные колебания расхода электроэнергии на транспортную деятельность от года к году; в то же время расход электроэнергии по виду экономической деятельности "Связь" увеличился на 65%.
В структуре электропотребления на транспорте подавляющую долю занимает железнодорожный транспорт, его доля колеблется по годам в пределах 96-97%.

Таблица № 21

Динамика структуры электропотребления по виду
экономической деятельности "Транспорт и связь"


2007 2008 2009 2010 2011

Транспорт и связь, из них: 491,8 485 495,5 492,8 489,8

Собственно транспорт, в том 475,6 468,4 477,4 471,0 467,1
числе:

Деятельность железнодорожного 458,3 451,9 460,5 454,1 451,7
транспорта

Деятельность прочего сухопутного 9,7 15,8 16,2 16,1 14,8
транспорта

В том числе трамвай, троллейбус 6,9 6,9 6,7 6,6 6,3

Транспортирование по 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6
трубопроводам

Связь 16,2 16,6 18,1 21,8 22,7


Несмотря на падение численности населения в области, потребление электроэнергии населением все последние годы, кроме 2011 года, растет: по сравнению с 2005 годом оно выросло на 11%. Электропотребление в 2011 году осталось практически на том же уровне, что и в 2010 году (разница в 1 миллион кВт.ч, т.е. в пределах статистической погрешности). Динамику потребления электроэнергии городским и сельским населением демонстрирует рисунок № 23 (не приводится).
Рост электропотребления в бытовом секторе вызван углублением его электрификации прежде всего за счет насыщения домашних хозяйств различными бытовыми электроприборами (далее - 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.

Глава 4. СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ ПО ОСНОВНЫМ
ГРУППАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЗА ПОСЛЕДНИЕ ПЯТЬ ЛЕТ

38. На территории Костромской области на основании данных местных энергоснабжающих компаний удалось выявить 25 крупных потребителей электроэнергии, которые совместно формируют более 1,1 миллиарда кВт.ч в 2011 году, или около 32% суммарного электропотребления региона. Среди них доминируют предприятия обрабатывающей промышленности, на которые приходится 48% суммарного электропотребления крупных потребителей. Несколько уступают им предприятия транспорта и связи, обеспечивающие потребление 41% совокупного объема электроэнергии, приходящегося на крупных потребителей (рисунок № 24 - не приводится). Крупные организации сферы услуг и сельского хозяйства Костромской области характеризуются более низкими показателями электропотребления. Их вклад составляет соответственно 10% и 1%.

Глава 5. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

39. Несмотря на наличие более двух десятков крупных потребителей электроэнергии в Костромской области основную роль в обеспечении спроса на электроэнергию играют ОАО "РЖД" и ООО "Кроностар". На них приходится более 60% электропотребления крупных предприятий и около 20% электропотребления региона.
В составе крупных промышленных потребителей электроэнергии основную роль играют деревообрабатывающие предприятия - на них приходится около 62% электропотребления, еще 19% приходится на машиностроительные предприятия. Среди остальных крупных промышленных потребителей электроэнергии присутствуют производители металлургической продукции, стройматериалов, химической продукции и изделий из пластмасс, предприятия легкой промышленности. В ряду "прочих" потребителей электроэнергии ключевую роль играют организации жилищно-коммунального сектора. В таблице № 22 представлена динамика потребления электрической энергии крупными потребителями Костромской области за 2008-2011 годы.

Таблица № 22

Потребление электроэнергии крупными потребителями
Костромской области за 2008-2011 годы, миллионов кВт.ч


Наименование предприятия 2008 2009 2010 2011

ОАО "РЖД" 466,5 460,2 447,8 445,4

ООО "Кроностар" 232,6 227,4 246,3 252,1

ОАО "Мотордеталь" н.д. н.д. 71,0 69,9

МУП г. Костромы 42,2 41,0 41,0 35,8
"Костромагорводоканал"

ОАО "Фанплит" 34,1 33,0 35,2 34,8

ОАО "Газпромтрубинвест" 25,1 27,6 31,8 34,1

ОАО "Фанплит" 9,1 26,4 27,9 27,9

ООО "СП "Кохлома" 26,4 25,3 26,2 23,6

ОАО "Мантуровский фанерный 19,8 9,3 17,8 22,8
комбинат"

ОАО "Оборонэнергосбыт" н.д. н.д. 13,3 17,3

ООО "Резилюкс-Волга" 9,8 16,2 19,1 17,3

ООО "Стромнефтемаш" 19,9 14,5 15,4 16,9

ОАО "Галичский Автокрановый 18,0 11,0 13,1 15,6
завод"

ОАО "ТГК-2" 11,2 11,5 10,7 10,7

ООО "Костромаинвест" 11,8 10,3 9,9 10,6

МКУ "СМЗ по ЖКХ" 8,8 10,0 10,3 10,5

ООО "БКЛМ-Актив" 15,7 13,2 12,9 9,8

ОАО "МРСК-Центра" н.д. н.д. 9,5 9,7

ОАО "Костромской силикатный 10,8 8,6 8,6 8,8
завод"

ЗАО "Шувалово" 7,9 8,5 9,0 8,6

МУП "Коммунсервис" 8,0 8,5 8,2 8,1
Костромского района

ООО "КТЭК" 7,1 6,7 н.д. 7,9

ОАО "Ростелеком" 1,2 1,1 9,2 7,9

ЗАО "Экохиммаш" 10,0 10,2 8,4 7,4

ООО "Жилкомсервис" 11,2 8,4 12,5 6,2


ОАО "Мотордеталь" - крупнейшее в Российской Федерации и странах СНГ специализированное предприятие по производству полных комплектов деталей цилиндро-поршневой группы (гильзы, поршни, поршневые кольца и пальцы) для грузовых, малотоннажных, легковых автомобилей и сельскохозяйственной техники с двигателями ЯМЗ, АМЗ, КамАЗ, ММЗ, РМ Д65, ВМТЗ, ЧТЗ, СМД, ЗиЛ, ВАЗ, ЗМЗ, УМЗ, Икарус. Максимум нагрузки ОАО "Мотордеталь" за 2011 годы составил 22,823 МВт.
МУП г. Костромы "Костромагорводоканал" - один из крупнейших природопользователей Костромской области. Ежегодно из Волги забираются, проходят очистку и подаются населению и предприятиям города около 54 миллионов кубометров воды и 40 тысяч кубометров воды в год из артезианских скважин.
ОАО "Фанплит" выпускает до 210 тысяч кубометров фанеры и до 100 тысяч кубометров древесностружечных плит в год. Продукция комбината пользуется большим спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынке. Ее покупают более 200 предприятий России и стран СНГ, до 70% общего объема продукции продается на экспорт.
ОАО "Газпромтрубинвест" - металлургическое предприятие, специализирующееся на выпуске труб, в городе Волгореченске Костромской области. Завод является дочерней компанией ОАО "Газпром". Максимум нагрузки ОАО "Газпромтрубинвест" за 2011 год составил 4,5 МВт.
40. В последние годы структура потребления электроэнергии крупными потребителями Костромской области несколько изменилась. Повысилась роль обрабатывающей промышленности, снизилась роль транспорта и связи и прочих потребителей. В основе роста показателей промышленного электропотребления в 2008-2011 годах лежало развитие производства на ООО "Кроностар" и ОАО "Газпромтрубинвест". Вместе с тем в данный период некоторые промышленные предприятия в машиностроении и легкой промышленности снизили объемы электропотребления. Падение роли транспорта и связи объясняется снижением потребностей в электроэнергии со стороны ОАО "РЖД".

Глава 6. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
В СИСТЕМАХ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

41. Определение объемов потребления тепловой энергии в Костромской области возможно на основании данных форм федерального статистического наблюдения, утвержденных Росстатом, в т.ч. таких, как:
1-ТЕП - "Сведения о снабжении тепловой энергией", утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 12 сентября 2012 года № 492 "Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за строительством, инвестициями в нефинансовые активы и жилищно-коммунальным хозяйством" (далее - форма 1-ТЕП);
4-ТЭР - "Сведения об остатках, поступлении и расходе топливно-энергетических ресурсов, сборе и использовании отработанных нефтепродуктов", утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 15 августа 2011 года № 355 "Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за деятельностью предприятий" (далее - форма 4-ТЭР);
11-ТЭР - "Сведения об использовании топлива, теплоэнергии и электроэнергии на производство отдельных видов продукции, работ (услуг)" утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 15 сентября 2010 года № 316 "Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за деятельностью предприятий" (далее - форма 11-ТЭР);
22-ЖКХ (сводная) - "Сведения о работе жилищно-коммунальных организаций в условиях реформы", утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 12 сентября 2012 года № 492 "Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за строительством, инвестициями в нефинансовые активы и жилищно-коммунальным хозяйством" (далее - форма 22-ЖКХ (сводная), и др.
Объемы потребления тепловой энергии в 2007-2010 годах, определенные по материалам Росстата, представлены в таблице № 23.

Таблица № 23

Динамика потребления тепловой энергии
в Костромской области в 2007-2010 годах


2007 2008 2009 2010

Полное потребление, тыс. Гкал. 6107,7 5264,3 5512,6 5663,6

темп прироста, % к пред. году -14,0% 5,0% 3,0%

Потери при распределении, тыс. 500,0 373,4 488,1 537,8
Гкал.

Конечное потребление, тыс. Гкал. 5607,7 4890,9 5024,5 5125,9

темп прироста, % к пред. году -12,8% 2,7% 2,0%

в том числе:

Сельское хозяйство, охота и 344,8 208,4 223,1 223,1
лесное хозяйство

Обрабатывающая промышленность 1008,4 1107,7 1191,6 1467,1

Производство и распределение 510,5 342,6 440,5 312,6
электроэнергии, газа и воды

Строительство 47,5 16,8 18,9 14,7

Транспорт и связь 169,2 140,6 144,1 125,9

Прочие виды деятельности, в т.ч. 1187,4 1002,1 946,2 994,4
сфера услуг

Население 2339,9 2072,7 2060,1 1988,1


42. За указанный период потребление тепловой энергии уменьшилось на 444,1 тысячи Гкал., или на 7% к уровню 2007 года. Конечное теплопотребление претерпело еще более существенное сокращение - на 481,8 тысячи Гкал., или 9%. Указанные изменения могут быть обусловлены объективными факторами - погодными условиями, реализацией мероприятий по энергосбережению, перераспределением структуры экономики в пользу менее теплоемких секторов, но не исключается и наличие погрешностей в статистических данных.
В структуре потребления тепловой энергии Костромской области доминирует сектор "Население", который обеспечивает около 39% спроса на тепло. Еще 29% приходится на обрабатывающую промышленность. На непроизводственных потребителей, в т.ч. на сферу услуг, приходится 19%. Доля потерь при распределении - около 6% суммарного теплопотребления. Наименьшая доля в структуре теплопотребления приходится на строительную отрасль, теплопотребление которого составляет всего около 0,3% от его общего объема (рисунок № 25 - не приводится).
Основными тенденциями изменения структуры теплопотребления в последние годы является рост теплопотребления обрабатывающей промышленности (на 45% с 2007 года по 2010 год) при снижении потребления тепла остальными отраслями за те же годы: самое большое снижение произошло в отрасли строительства (на 69%), производства и распределения электроэнергии, газа и воды (на 39%), сельском и лесном хозяйстве (на 35%). Потребление остальных отраслей снизилось на четверть и менее (рисунок № 26 - не приводится).
В связи с тем, что на момент разработки Схемы отчетные данные за 2011 год отсутствовали, отчетная структура потребления тепловой энергии в Костромской области за 2011 год не представлена. При этом, ниже приведена структура полезного отпуска крупнейших источников теплоснабжения, однако стандарт внутрифирменной отчетности предоставивших данные компаний отличен от структуры ОКВЭД. Также невозможно представить данные в аналогичной структуре за 2006 год по причине перехода с системы ОКОНХ на ОКВЭД в указанный период.
43. Обеспечение потребителей тепловой энергии осуществляется от 1189 источников. В числе наиболее крупных источников тепловой энергии могут быть выделены источники, принадлежащие Костромской ГРЭС и ОАО "ТГК-2" (Костромская ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ Шарьинская, Костромские ТС и Костромские арендованные котельные). В таблице № 24 приведена информация об установленной тепловой мощности перечисленных источников на основе данных формы 6-ТП, утвержденной Приказом Федеральной службы государственной статистики от 29 августа 2012 года № 470 "Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за деятельностью предприятий" (далее - форма 6-ТП).

Таблица № 24

Установленная тепловая мощность источников,
принадлежащих ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
и ОАО "ТГК-2" в 2011 году


Компания Станция Тип Станцион- Марка/модель Вид Мощность, Мощность, Дата
оборудо- ный номер топлива т/ч Гкал./ч ввода в
вания эксплуа-
тацию

ОАО "ИНТЕР Костромская Турбоаг- № 1 К-300-240 50 1969
РАО - ГРЭС регаты
Электрогене- № 2 К-300-240 50 1969
рация"
№ 3 К-300-240 50 1970

№ 4 К-300-240 50 1970

№ 5 К-300-240 50 1971

№ 6 К-300-240 50 1972

№ 7 К-300-240 50 1972

№ 8 К-300-240 50 1973

№ 9 К-1200-240-3 50 1980

Котлоаг- № 1 ТГМП-114 газ/мазут 950 1969
регаты
№ 2 ТГМП-114 газ/мазут 950 1969

№ 3 ТГМП-114 газ/мазут 950 1970

№ 4 ТГМП-114 газ/мазут 950 1970

№ 5 ТГМП-314 газ/мазут 1000 1971

№ 6 ТГМП-314 газ/мазут 1000 1972

№ 7 ТГМП-314 газ/мазут 1000 1972

№ 8 ТГМП-314 газ/мазут 1000 1973

№ 9 ТГМП-1202 газ/мазут 3950 1980

Всего 11750 450

ОАО "ТГК-2" Костромская Турбоаг- № 2 Р-12-35/5 74 1976
ТЭЦ-1 регаты
№ 4 АП-6 28 1958

№ 5 Р-12-35/5 74 1965

№ 6 Р-12-35/5 74 1966

Котлоаг- № 1 ПТВМ-50 газ/мазут 50 1968
регаты
№ 2 ПТВМ-50 газ/мазут 50 1973

№ 3 ПТВМ-100 газ/мазут 100 1976

№ 3 БКЗ-75-39 торф/газ 75 1965

№ 4 БКЗ-75-39 торф/газ 75 1965

№ 5 БКЗ-75-39 газ 75 1966

№ 6 БКЗ-75-39 газ 75 1967

№ 7 БКЗ-75-39 торф/газ 75 1983

№ 8 БКЗ-75-39 торф/газ 75 1988

Всего 450 450

ОАО "ТГК-2" Районная Котлоаг- № 1 ДКВР-4/13 газ/мазут 4 1986
отопительная регаты
котельная № № 2 ДКВР-4/13 газ/мазут 4 1986
2
№ 3 ПТВМ-30 газ/мазут 34 1987

№ 4 ПТВМ-30 газ/мазут 34 1987

№ 5 ПТВМ-30 газ/мазут 33 1987

Всего 8 101

Костромская Турбоаг- № 1 ПТ-60-130/13 136 1974
ТЭЦ-2 регаты
№ 2 Т-100-120/ 175 1976
130-13

Котлоаг- № 1 БКЗ-210-140 газ/мазут 210 1974
регаты
№ 2 БКЗ-210-140 газ/мазут 210 1975

№ 3 БКЗ-210-140 газ/мазут 210 1976

№ 3 БКЗ-210-140 газ/мазут 210 1978

№ 3 КВГМ-100 газ/мазут 100 1989

№ 4 КВГМ-100 газ/мазут 100 1991

№ 5 КВГМ-100 газ/мазут 100 1994

Всего 840 611

Шарьинская Турбоаг- № 1 ПР-6-35 (5) 31 1965
ТЭЦ регаты 1,2

№ 2 ПР-6-35 (15) 56 1966
5

№ 3 Р-12-35/5 74 1979

Котлоаг- № 1 ТП-35/39У торф 35 1964
регаты
№ 2 ТП-35/39У торф 35 1965

№ 3 ТП-35/39У торф 35 1966

№ 4 Т-35/40 торф 35 1973

№ 5 БКЗ-75/39 мазут 75 1975

№ 6 БКЗ-75/39 мазут 75 1976

№ 1 КВГМ-100 мазут 100 1987

№ 2 КВГМ-100 мазут 100 1986

Всего 290 361

Всего 13338 1973


44. Информация о полезном отпуске тепловой энергии данными источниками по группам потребителей приведена в таблице № 25.

Таблица № 25

Объем отпуска тепловой энергии источниками теплоснабжения
по группам потребителей за 2011 год


Станция Показатель Объем отпуска тепловой
энергии, тыс. Гкал.

Костромская Отпуск, в т.ч.: 204,20
ГРЭС
- Полезный отпуск, в т.ч.: 167,80

Промышленность 115,17

Жилищные организации 25,54

Бюджетные организации 18,52

Прочие 8,57

- Потери 36,40

ТЭЦ Шарьинская Отпуск, в т.ч.: 235,40
(ОАО "ТГК-2")
- Полезный отпуск, в т.ч.: 159,32

Промышленность 3,19

Жилищные организации 121,08

Бюджетные организации 20,71

Прочие 14,34

- Потери 76,08

Костромская Отпуск, в т.ч.: 747,61
ТЭЦ-1
(ОАО "ТГК-2") - Полезный отпуск, в т.ч.: 652,96

Промышленность 144,67

Жилищные организации 336,57

Бюджетные организации 95,19

Прочие 76,53

- Потери 94,65

Костромская Отпуск, в т.ч.: 972,20
ТЭЦ-2
(ОАО "ТГК-2") - Полезный отпуск, в т.ч.: 850,83

Промышленность 59,56

Жилищные организации 459,45

Бюджетные организации 161,66

Прочие 170,16

- Потери 121,37

Костромские ТС Отпуск, в т.ч.: 14,31
(РК 1)
(ОАО "ТГК-2") - Полезный отпуск, в т.ч.: 13,82

Промышленность

Жилищные организации 11,74

Бюджетные организации 1,24

Прочие 0,84

- Потери 0,49

Костромские Отпуск, в т.ч.: 78,65
арендованные
котельные - Полезный отпуск, в т.ч.: 75,97
(ОАО "ТГК-2")
Промышленность

Жилищные организации 64,51

Бюджетные организации 6,84

Прочие 4,63

- Потери 2,68

Всего Отпуск, в т.ч.: 2252,38

- Полезный отпуск, в т.ч.: 1920,70

Промышленность 322,59

Жилищные организации 1018,88

Бюджетные организации 304,16

Прочие 275,07

- Потери 331,67


45. Кроме приведенных источников в таблице № 25, теплоснабжение потребителей осуществляет значительное количество менее крупных источников (как муниципальных и ведомственных, так и частных котельных), информация о числе и мощности которых в разрезе муниципальных образований Костромской области приведена в таблице № 26.
При этом стоит отметить, что крупные источники тепловой энергии, приведенные в таблице № 25, покрывают около 40% от общего объема потребления тепловой энергии на территории Костромской области.

Таблица № 26

Реестр котельных в разрезе муниципальных
образований Костромской области


№ Муниципальное Используемый вид топлива
п/п образование
Мазут Уголь Газ Электро Дрова Опилки Торф Печ. отходы Печ. топл. Всего

Кол-во Мощ- Кол-во Мощ- Кол-во Мощ- Кол-во Мощ- Кол-во Мощ- Кол-во Мощ- Кол-во Мощ- Кол-во Мощ- Кол-во Мощ- Кол-во Мощ-
котель- ность, котель- ность, котель- ность, котель- ность, котель- ность, котель- ность, котель- ность, котель- ность, котель- ность, котель- ность,
ных, Гкал./ ных, Гкал./ ных, Гкал./ ных, Гкал./ ных, Гкал./ ных, Гкал./ ных, Гкал./ ных, Гкал./ ных, Гкал./ ных, Гкал./
шт. час шт. час шт. час шт. час шт. час шт. час шт. час шт. час шт. час шт. час







1 Антроповский 3 5,95 1 0,03 7 0,61 45 7,65 1 1,23 57 15,48

2 Буйский 6 3,36 24 34,99 8 1,67 1 0,4 39 40,42

3 Вохомский 9 4,5 4 0,1 35 12,6 1 0,9 49 18,1

4 Галичский 1 2,66 8 5,26 1 1,5 6 0,51 25 5,1 41 15,03

5 Кадыйский 1 0,36 1 0,01 2 0,1 35 12,34 39 12,81

6 Кологривский 4 0,54 35 12,34 39 12,88

7 Костромской 6 11,63 21 125,58 27 137,21

8 Красносельский 22 15,45 15 79,55 30 2,82 67 97,82

9 Макарьевский 4 6,42 1 0,02 2 0,09 32 17,58 1 2,4 40 26,51

10 Мантуровский 10 8,8 2 0,03 7 2,6 19 11,43

11 Межевской 7 0,34 24 7,62 31 7,96

12 г. Нерехта и 7 2,56 24 83,09 31 85,65
Нерехтский р-н

13 г. Нея и 21 23,72 4 2,26 1 5 26 30,98
Нейский район

14 Октябрьский 1 0,16 25 7,85 26 8,01

15 Островский 3 18,8 7 11,22 11 0,77 37 11,77 2 1,06 60 43,62

16 Парфеньевский 4 3,06 1 0,02 5 0,23 32 8,7 42 12,01

17 Павинский 34 9,51 1 0,84 35 10,35

18 Поназыревский 7 3,6 2 0,12 20 8,11 29 11,83

19 Пыщугский 1 0,03 15 8,59 1 0,2 17 8,82

20 Солигаличский 3 5,8 12 1,31 34 16,6 49 23,71

21 Судиславский 1 3,64 20 20,2 4 0,3 30 3,64 39 13,6 1 1,5 1 1,2 96 44,08

22 Сусанинский 1 1,9 33 5,16 3 7,14 3 0,17 4 0,7 1 1,2 45 16,26

23 Чухломский 45 11,32 45 11,32

24 Шарьинский 8 0,73 31 8,94 39 9,67

25 г. Буй 3 24,76 19 25,6 15 79,2 1 0,4 1 7,5 39 137,46

26 г. 1 17,2 1 17,2
Волгореченск

27 г. Галич 1 1,5 36 26,1 2 62,1 39 89,7

28 г. Кострома 1 0,6 53 729,35 1 2,58 55 732,53

29 г. Мантурово 1 31,2 29 35,01 2 0,12 1 0,09 33 66,41

30 г. Шарья 2 21,16 26 14,96 1 1,5 1 0,05 2 0,9 1 10,92 1 152 34 201,49

Всего 13 105,62 282 239,32 168 1221,58 140 12,46 570 188,84 12 31,95 1 2,58 1 152 2 2,4 1189 1956,75


46. Крупнейшей системой централизованного теплоснабжения в Костромской области является система теплоснабжения г. Костромы. Данные об объемах теплопотребления указанной системы теплоснабжения не приведены в статистической отчетности Росстата, однако оценить последние возможно на основании данных о структуре полезного отпуска основных источников теплоснабжения города, принадлежащих ОАО "ТГК-2" (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Районная котельная № 1, Районная котельная № 2, Костромские ТС, Костромские арендованные котельные). Такая оценка с выделением групп потребителей в период 2007-2011 годов представлена в таблице № 27.

Таблица № 27

Потребность г. Кострома в тепловой энергии по
группам потребителей в период 2007-2011 годы


г. Кострома Объем отпуска тепловой энергии, тыс. Гкал.

2007 2008 2009 2010 2011

Всего, в т.ч.: 1912,60 1851,30 1794,00 1858,04 1812,78

- Полезный отпуск 1683,09 1629,14 1578,72 1645,01 1593,58

Промышленность 220,66 213,59 206,98 220,51 204,23

Жилищные организации 912,47 883,22 855,88 883,23 872,26

Бюджетные организации 282,51 273,45 264,99 278,75 264,93

Прочие 267,46 258,88 250,87 262,51 252,16

- Потери 229,51 222,16 215,28 213,03 219,19


Кроме г. Костромы, других населенных пунктов с численностью населения свыше 100 тыс. человек на территории области нет.
47. Наибольшее число крупных потребителей тепловой энергии также сосредоточено в г. Костроме. Кроме того, значительное потребление имеет Государственное унитарное сельскохозяйственное предприятие "Высоковский", расположенное в Костромском районе области, и ООО "Управление домами", расположенное в городе Шарье. Перечень крупных потребителей по данным ОАО "ТГК-2" приведен в таблице № 28. Теплоснабжение таких потребителей осуществляется от источников ОАО "ТГК-2".

Таблица № 28

Перечень крупных потребителей тепловой
энергии Костромской области


№ Наименование 2010 год 2011 год
п/п потребителя
Потребле- Суммарная Потребле- Суммарная
ние, тыс. договорная ние, тыс. договорная
Гкал. нагрузка, Гкал. нагрузка,
Гкал./ч Гкал./ч



1 ОАО "ФАНПЛИТ" 53,4 30,0 47,4 30,0

2 ОАО "Костромской 8,1 16,0 6,7 16,0
механический завод"

3 Федеральное 10,0 5,3 10,3 5,3
казенное учреждение
"Исправительная
колония № 1
Управления
Федеральной службы
исполнения
наказаний по
Костромской
области"

4 МУП города Костромы 23,3 10,8 24,4 13,8
"Информационно-
расчетно-кассовый
центр по
обслуживанию
коммунальных
платежей"

5 ООО "БКЛМ-Актив" 39,8 25,9 32,3 25,8

6 ЗАО "ИНТЕГРОПРОМ" 2,8 5,7 0,6 5,7

7 ООО "Костромской 3,2 6,7 2,7 6,7
завод
автоматических
линий"

8 ООО 9,0 8,4 8,4 8,4
"Костромаинвест"

9 ОАО "Кострома" 7,7 12,3 7,7 12,3

10 ООО "Управляющая 37,5 20,9 37,1 20,7
компания
жилищно-коммунально
го хозяйства № 1"

11 ООО "Заволжье" 45,9 22,5 42,9 22,5

12 ООО "Управляющая 22,0 14,4 23,8 16,8
компания "Жилстрой"

13 ООО "Жилсервис" 31,9 14,0 29,0 15,6

14 ООО "Жилищно- 18,2 8,6 21,0 10,6
эксплуатационное
ремонтно-
строительное
управление № 2"

15 ООО "Управляющая 34,7 16,5 32,9 16,5
компания
"Октябрьский"

16 ООО "Юбилейный- 198,9 113,4 182,1 111,9
2007"

17 ООО "Управляющая 12,8 7,1 11,3 7,1
Компания жилищно-
коммунального
хозяйства № 3"

18 ООО "Управляющая 29,6 14,4 27,5 11,5
компания "Березовая
роща"

19 ООО "Звольма- 15,6 29,2 24,8 29,2
Инвест"

20 ООО "Управляющая 75,0 38,1 66,8 36,4
компания
"Давыдовский-2"

21 ООО "Управляющая 31,8 16,1 30,1 15,5
компания ЖКХ № 2"

22 ООО "Управляющая 24,3 11,8 28,4 14,9
компания
"Возрождение
жилищного фонда"

23 ООО "Управляющая 54,7 28,3 52,4 28,4
компания
"Костромской Дом+"

24 ООО "Управляющая 45,9 24,2 44,2 23,8
компания
"Давыдовский +"

25 ООО "УК 8,4 5,2 8,0 5,3
"Жилстрой-2"

26 ООО "Управляющая 19,1 9,3 18,0 9,3
компания
"Ремжилстрой+"

27 ООО "Центральная 69,3 34,9 62,6 33,9
управляющая
компания+"

28 ООО "Управляющая 13,6 6,1 11,5 6,1
компания"

29 ООО "Управление 19,7 9,1 17,0 6,9
домами"

30 Государственное 34,1 110,7 33,6 110,7
унитарное
сельскохозяйствен-
ное предприятие
"Высоковский"

31 ФГБОУ ВПО 25,9 18,1 24,5 18,1
"Костромская
государственная
сельскохозяйствен-
ная академия"

32 Муниципальное 14,5 10,2 13,8 10,2
унитарное
предприятие
жилищно-
коммунального
хозяйства
"Караваево"
администрации
Караваевского
сельского поселения
Костромского
муниципального
района Костромской
области

33 Областное 13,5 5,8 7,9 5,3
государственное
бюджетное
учреждение
здравоохранения
"Окружная больница
Костромского округа
№ 1"

34 Управление 77,6 34,2 59,0 34,2
образования
Администрации
города Костромы


48. Также к числу крупных потребителей области относятся ОАО "Галичский автокрановый завод" (потребление около 56 тысяч Гкал.), ГП КО "Мотордеталь" (потребление около 57 тысяч Гкал.), ГНПП "Базальт" (потребление около 28 тысяч Гкал.) и ОАО "Красносельский Ювелирпром" (потребление около 10 тысяч Гкал.), ОАО "Газпромтрубинвест" (потребление около 25 тысяч Гкал.). При этом данные потребители обладают собственными котельными.
Источниками тепловой мощности ОАО "Галичский автокрановый завод" являются водогрейная и паровая котельные. Установленная мощность водогрейной котельной 70 Гкал./ч. Два водогрейных отопительных котла ПТВМ-30М с мощностью 35 Гкал./ч каждый были введены в действие в 1981 году. Установленная мощность паровой котельной - 12 Гкал./ч (паровые котлы марки ДКВР 10/30 с мощностью 6 Гкал./ч каждый введены в 1969 и 1970 годах).
Заводская котельная НПП "НМЗ - филиал ФГУП "ГНПП "Базальт" с установленной тепловой мощностью 42,5 Гкал./ч функционирует с 1940 года. На объекте установлены паровые котлы типа ДКВР 25/13 и ДКВР 10/13.
Также следует отметить, что три крупных потребителя тепловой энергии Костромской области участвуют в ежегодном мониторинге крупных потребителей энергии на территории Российской Федерации, организуемом Минэнерго России, - это ОАО "ФАНПЛИТ", ОАО "Галичский автокрановый завод" и ОАО "Газпромтрубинвест".

Глава 7. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ ЭЛЕКТРОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ
МОЩНОСТИ НА ТЕРРИТОРИИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

49. По состоянию на 31 декабря 2011 года установленная мощность электростанций Костромской области составила 3824 МВт.
На территории Костромской области деятельность по производству и поставке на оптовый рынок электроэнергии и мощности осуществляют следующие генерирующие компании:
1) Костромская ГРЭС;
2) ГУ ОАО "ТГК-2" по Костромской области.
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области приведена в таблице № 29 и на рисунке № 27 (не приводится).

Таблица № 29

Структура установленной электрической мощности
на территории Костромской области по состоянию
на 31 декабря 2011 года, МВт


Тип Генерирующие компании Установленная
электростанций мощность

ГРЭС Костромская ГРЭС 3600

ТЭЦ ГУ ОАО "ТГК-2" по Костромской 224
области

Всего 3824


По сравнению с 2010 годом установленная мощность электростанций Костромской области не изменилась.

Глава 8. СОСТАВ СУЩЕСТВУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С
ГРУППИРОВКОЙ ПО ПРИНАДЛЕЖНОСТИ К ЭНЕРГОКОМПАНИЯМ

50. На территории Костромской области выработку электроэнергии осуществляют четыре электростанции, информация о которых приведена в таблице № 30.

Таблица № 30

Состав электростанций Костромской области
по состоянию на 31 декабря 2011 года, МВт


Генерирующая компания Электростанция Установленная Доля в общей
мощность установленной
мощности
области

Костромская ГРЭС Костромская ГРЭС 3600 94,1%

ГУ ОАО "ТГК-2" по ТЭЦ-1 33 0,9%
Костромской области
ТЭЦ-2 170 4,4%

Шарьинская ТЭЦ 21 0,5%

Всего 3824 100%


По состоянию на конец 2011 года основная доля в установленной мощности электростанций Костромской области (94,1%) приходилась на Костромскую ГРЭС.
51. Костромская ГРЭС с 01.10.2012 является одним из филиалов ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация". Костромская ГРЭС является основным питающим центром Костромской энергосистемы, обеспечивающим электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
В таблице № 31 представлены основные характеристики генерирующего оборудования Костромской ГРЭС.

Таблица № 31

Характеристика основного производственного
оборудования Костромской ГРЭС


Станци- Марка/модель Вид Мощность, Мощность, Мощность, Год ввода в
онный топлива МВт т/ч Гкал./ч эксплуата-
номер цию

Турбоагрегаты

№ 1 К-300-240 300 50 1969

№ 2 К-300-240 300 50 1969

№ 3 К-300-240 300 50 1970

№ 4 К-300-240 300 50 1970

№ 5 К-300-240 300 50 1971

№ 6 К-300-240 300 50 1972

№ 7 К-300-240 300 50 1972

№ 8 К-300-240 300 50 1973

№ 9 К-1200-240-3 1200 50 1980

Котлоагрегаты

№ 1 ТГМП-114 газ/мазут 950 1969

№ 2 ТГМП-114 газ/мазут 950 1969

№ 3 ТГМП-114 газ/мазут 950 1970

№ 4 ТГМП-114 газ/мазут 950 1970

№ 5 ТГМП-314 газ/мазут 1000 1971

№ 6 ТГМП-314 газ/мазут 1000 1972

№ 7 ТГМП-314 газ/мазут 1000 1972

№ 8 ТГМП-314 газ/мазут 1000 1973

№ 9 ТГМП-1202 газ/мазут 3950 1980

Генераторы

№ 1 ТВВ-320-2УЗ 300 1969

№ 2 ТВВ-350-2УЗ 350 1969/1995

№ 3 ТВВ-320-2УЗ 300 1970

№ 4 ТВВ-350-2УЗ 350 1970/2006

№ 5 ТВВ-320-2УЗ 300 1971/2007

№ 6 ТВВ-320-2УЗ 300 1972

№ 7 ТВВ-320-2УЗ 300 1972

№ 8 ТВВ-320-2УЗ 300 1973

№ 9 ТВВ-1200-2УЗ 1200 1980/1998


52. ГУ ОАО "ТГК-2" по Костромской области входит в состав ОАО "Территориальная генерирующая компания № 2". Выработку электроэнергии в регионе осуществляют следующие объекты ГУ ОАО "ТГК-2": Костромская ТЭЦ-1 (КТЭЦ-1), Костромская ТЭЦ-2 (КТЭЦ-2) и ООО "Шарьинская ТЭЦ" (ШТЭЦ). Информация об установленной мощности указанных электростанций приведена в таблице № 32.

Таблица № 32

Установленная электрическая и тепловая мощность
электростанций ГУ ОАО "ТГК-2" по Костромской области


Установленная Установленная Год ввода в
электрическая тепловая эксплуатацию
мощность, МВт мощность,
Гкал./ч

Костромская ТЭЦ-1 33 450 1930

Костромская ТЭЦ-2 170 611 1974

Шарьинская ТЭЦ 21 388 1965

Итого: 224 1449 -


Структура установленной мощности источников электроэнергии ГУ ОАО "ТГК-2", находящихся на территории Костромской области, приведена на рисунке № 28 (не приводится).
53. Наибольшая доля в установленной мощности объектов ГУ ОАО "ТГК-2" по Костромской области приходится на Костромскую ТЭЦ-2 - 75,9%.
Костромская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1974 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 170 МВт, тепловая - 611 Гкал./ч. Характеристика основного производственного оборудования станции приведена в таблице № 33.

Таблица № 33

Характеристика основного
производственного оборудования КТЭЦ-2


Станци- Марка/ Вид Мощность, Мощность Мощность, Дата ввода в
онный модель топлива МВт Гкал./ч эксплуатацию
номер

Турбоагрегаты

№ 1 ПТ-60- 60 136 1974
130/13

№ 2 Т-100- 110 175 1976
120/130-13

Котлоагрегаты

№ 1 БКЗ-210-140 газ/мазут 210 тн./ч 1974

№ 2 БКЗ-210-140 газ/мазут 210 тн./ч 1975

№ 3 БКЗ-210-140 газ/мазут 210 тн./ч 1976

№ 3 БКЗ-210-140 газ/мазут 210 тн./ч 1978

№ 3 КВГМ-100 газ/мазут 100 1989

№ 4 КВГМ-100 газ/мазут 100 1991

№ 5 КВГМ-100 газ/мазут 100 1994

Генераторы

№ 1 ТВФ-63-2 60 1974

№ 2 ТВФ-120-2 110 1976


54. На Костромскую ТЭЦ-1 приходится 14,7% от установленной мощности всех электростанций ГУ ОАО "ТГК-2" по Костромской области.
Костромская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию в 1930 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 33 МВт, тепловая - 450 Гкал./ч. В таблице № 34 приведена характеристика основного производственного оборудования станции.

Таблица № 34

Характеристика основного
производственного оборудования КТЭЦ-1


Станци- Марка/ Вид Мощность, Мощность Мощность, Дата ввода
онный модель топлива МВт Гкал./ч в эксплуа-
номер тацию

Турбоагрегаты

№ 2 Р-12-35/5 9 74 1976

№ 4 АП-6 6 28 1958

№ 5 Р-12-35/5 9 74 1965

№ 6 Р-12-35/5 9 74 1966

Котлоагрегаты

№ 1 ПТВМ-50 газ/мазут 50 1968

№ 2 ПТВМ-50 газ/мазут 50 1973

№ 3 ПТВМ-100 газ/мазут 100 1976

№ 3 БКЗ-75-39 торф/газ 75 тн./ч 1965

№ 4 БКЗ-75-39 торф/газ 75 тн./ч 1965

№ 5 БКЗ-75-39 газ 75 тн./ч 1966

№ 6 БКЗ-75-39 газ 75 тн./ч 1967

№ 7 БКЗ-75-39 торф/газ 75 тн./ч 1983

№ 8 БКЗ-75-39 торф/газ 75 тн./ч 1988

Генераторы

№ 2 Т-2-12-2 9 1976

№ 4 Т-2-6-2 6 1958

№ 5 Т-2-12-2 9 1965

№ 6 Т-2-12-2 9 1966


55. Шарьинская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1965 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 21 МВт, тепловая - 388 Гкал./ч. Характеристика основного производственного оборудования станции приведена в таблице № 35.

Таблица № 35

Характеристика основного
производственного оборудования ШТЭЦ


Станци- Марка/ Вид Мощность, Мощность Мощность, Дата
онный модель топлива МВт Гкал./ч ввода в
номер эксплуа-
тацию

Турбоагрегаты

№ 1 ПР-6-35 (5) 3 31 1965
1,2

№ 2 ПР-6-35 6 56 1966
(15) 5

№ 3 Р-12-35/5 12 74 1979

Котлоагрегаты

№ 1 ТП-35/39У торф 35 тн./ч 1964

№ 2 ТП-35/39У торф 35 тн./ч 1965

№ 3 ТП-35/39У торф 35 тн./ч 1966

№ 4 Т-35/40 торф 35 тн./ч 1973

№ 5 БКЗ-75/39 мазут 75 тн/ч 1975

№ 6 БКЗ-75/39 мазут 75 тн./ч 1976

№ 1 КВГМ-100 мазут 100 1987

№ 2 КВГМ-100 мазут 100 1986

Генераторы

№ 1 Т-2-6-2 3 1965

№ 2 Т-2-6-2 6 1966

№ 3 Т-12-2 12 1979


56. Важнейшей проблемой энергетической отрасли в настоящее время является старение основного оборудования электростанций. В таблице № 36 приведена возрастная структура установленной электрической мощности Костромской области в разрезе компаний и конкретных электростанций.

Таблица № 36

Возрастная структура оборудования электростанций
Костромской области на конец 2011 года в разрезе
генерирующих компаний, МВт


Годы ввода установленной мощности

1951-1960 1961-1970 1971-1980 Всего

Костромская ГРЭС 0 1200 2400 3600

ГУ ОАО "ТГК-2" по ТЭЦ-1 6 18 9 33
Костромской области
ТЭЦ-2 0 0 170 170

Шарьинская 0 9 12 21
ТЭЦ

Всего 6 1227 2591 3824


На электростанциях Костромской области более 30 лет не осуществлялся ввод нового оборудования. Основная часть установленной мощности электростанций (2591 МВт, или 67,8% от суммарной установленной мощности электростанций) была введена в период 1971-1980 годов (рисунок № 29 - не приводится). Доля установленной электрической мощности оборудования, введенного в эксплуатацию более 50 лет назад, невелика и составляет всего 0,2%.

Глава 9. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПО ТИПАМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ

57. В 2011 году в Костромской области было произведено 14,8 миллиарда кВт.ч электроэнергии. По сравнению с 2010 годом выработка электроэнергии выросла на 1,2 миллиарда кВт.ч, или на 8,8%.
В таблице № 37 приведена динамика и структура выработки электроэнергии в Костромской области по типам электростанций.

Таблица № 37

Выработка электроэнергии по типам электростанций
в Костромской области в 2010-2011 годах,
миллионов кВт.ч


Тип 2010 2011
электростанции
Выработка Прирост, % Выработка Прирост, % Доля в
выработке, %

Всего 13600,7 4,7% 14796,8 8,8% 100,0%

ГРЭС 12559,6 4,9% 13810,4 10,0% 93,3%

ТЭЦ 1041,1 2,6% 986,4 -5,3% 6,7%


Увеличение выработки электроэнергии в 2011 году произошло за счет роста выработки электроэнергии на Костромской ГРЭС (на 10%). Выработка электроэнергии на ТЭЦ уменьшилась по сравнению с 2010 годом на 5,3%, однако это практически не повлияло на общий рост выработки, поскольку доля ТЭЦ в общей структуре производства электроэнергии города составляет всего 6,7%.
Сведения о динамике и структуре производства электрической энергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций приведены в таблице № 38 и на рисунке № 30 (не приводится).
58. Самым крупным производителем электроэнергии в Костромской области является Костромская ГРЭС. Выработка электроэнергии на Костромской ГРЭС в 2011 году увеличилась по сравнению с 2010 годом на 10% и составила 13,8 миллиардов кВт.ч (или 93,3% от суммарной выработки электрической энергии в области).

Таблица № 38

Структура и динамика выработки электроэнергии
в Костромской области в разрезе генерирующих
компаний и отдельных электростанций


Генерирующая компания Электростанция Выработка Прирост по
электроэнергии отношению к
в 2011 г., млн. 2010 г., %
кВт.ч

Костромская ГРЭС Костромская ГРЭС 13810,4 10,0%

ГУ ОАО "ТГК-2" по ТЭЦ-1 87,5 -11,1%
Костромской области
ТЭЦ-2 867,6 -4,4%

Шарьинская ТЭЦ 31,3 -11,1%

Всего 986,4 -5,3%

Всего 14796,8 8,8%


Выработка электроэнергии объектами ГУ ОАО "ТГК-2" по Костромской области в 2011 году составила около 1 миллиарда кВт.ч (6,7% от суммарной выработки в регионе), при этом на всех электростанциях было отмечено снижение выработки электрической энергии по сравнению с 2010 годом.

Глава 10. ХАРАКТЕРИСТИКА БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КОСТРОМСКОЙ
ОБЛАСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ

59. Совмещенный с ОЭС Центра максимум нагрузки Костромской области в 2011 году составил по данным ОАО "СО ЕЭС" 619 МВт, что составляло около 1,7% от общего потребления Центрального региона.
Собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2011 году составил 654 МВт, что составило снижение около 8% по отношению к абсолютному максимуму за период 2007-2011 гг., который был зафиксирован в 2008 году и составил 712 МВт. При этом тенденция снижения максимума нагрузки наблюдается с 2009 года. Основным фактором данного снижения послужил общий экономический спад производства вследствие мирового финансового кризиса. При этом можно отметить, что в 2009 году, когда влияние кризиса было максимальным, также характерно существенное разуплотнение годового режима электропотребления ввиду снижения доли промышленной нагрузки (сокращение загрузки вечерних смен на предприятиях и т.п.). Динамика изменения основных показателей режима электропотребления Костромской энергосистемы продемонстрирована на рисунке № 31 (не приводится).
На рисунке № 32 (не приводится) представлены годовые графики месячных максимумов нагрузки Костромской энергосистемы. Характерным значением снижения максимальных нагрузок в летний период является 30-33% от годового максимума. В период мирового экономического кризиса, который в нашей стране сказался на уменьшении абсолютных значений электропотребления, начиная с 4 квартала 2008 года, неравномерность месячных нагрузок увеличилась до 39%.
В таблице № 39 представлены значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в период 2007-2011 годов.
Коэффициент неравномерности графиков по потреблению Костромской энергосистемы - отношение минимальной и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.
Коэффициент заполнения графиков по потреблению - отношение средней и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.
Следует отметить, что характер суточной нагрузки Костромской энергосистемы - один из самых неравномерных среди всех энергосистем ОЭС Центра. К примеру, более низкие значения приведенных показателей в 2011 году демонстрировали только Московская и Ивановская энергосистемы.
Можно также отметить, что неравномерность графика потребления в рассматриваемом периоде увеличивалась, что, очевидно, связано со снижением промышленного потребления в ночные часы, а также увеличением доли быта в общей структуре электропотребления области.

Таблица № 39

Значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов
заполнения суточных графиков по потреблению
Костромской энергосистемы в период 2007-2011 годов


Коэффициенты неравномерности суточных графиков нагрузки Костромской энергосистемы

Год янв. февр. март апр. май июнь июль авг. сент. окт. нояб. дек.

2011 0,695 0,729 0,725 0,709 0,657 0,642 0,678 0,67 0,668 0,691 0,69 0,685

2010 0,714 0,719 0,736 0,699 0,669 0,663 0,677 0,694 0,684 0,691 0,711 0,711

2009 0,687 0,706 0,719 0,72 0,669 0,641 0,658 0,684 0,675 0,677 0,704 0,711

2008 0,763 0,769 0,754 0,717 0,667 0,665 0,667 0,678 0,68 0,684 0,714 0,703

2007 0,807 0,791 0,829 0,781 0,754 0,709 0,714 0,716 0,744 0,721 0,781 0,783

Коэффициенты заполнения суточных графиков нагрузки потребителей Костромской энергосистемы

Год янв. февр. март апр. май июнь июль авг. сент. окт. нояб. дек.

2011 0,877 0,884 0,884 0,867 0,849 0,845 0,857 0,854 0,857 0,864 0,87 0,869

2010 0,879 0,876 0,885 0,862 0,86 0,857 0,863 0,866 0,858 0,874 0,889 0,881

2009 0,869 0,881 0,871 0,857 0,843 0,844 0,849 0,858 0,86 0,857 0,877 0,881

2008 0,913 0,911 0,891 0,864 0,849 0,854 0,849 0,853 0,854 0,86 0,885 0,881

2007 0,926 0,9 0,908 0,889 0,883 0,844 0,861 0,874 0,881 0,88 0,912 0,91


60. Фактические балансы электроэнергии и мощности за отчетный час зимнего режимного дня в период с 2007 по 2011 годы Костромской области в целом приведены в таблице № 40.

Таблица № 40

Балансы электрической энергии и мощности
в период с 2007 по 2011 годы


2007 2008 2009 2010 2011

Выработка, млн. кВт.ч 14522 14811 12987 13601 14797

Потребление, млн. кВт.ч 3782 3791 3559 3681 3611

Сальдо, млн. кВт.ч 10740 11021 9428 9919 11185

2007 2008 2009 2010 2011

Генерация, МВт 2477 2451 2584 2294 2589

Потребление, МВт 616 592 632 611 559

Сальдо, МВт 1861 1859 1952 1683 2030


Анализ данных, приведенных в таблицах, показывает, что Костромская энергосистема является избыточной как по мощности, так и по объему (количеству) вырабатываемой электроэнергии.

Глава 11. КРУПНЫЕ ЭНЕРГОУЗЛЫ КОСТРОМСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

61. По данным филиала ОАО "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго" основными энергоузлами области являются следующие районы электрических сетей: Городской, Костромской, Красносельский, Нерехтский, Галичский, Буйский, Мантуровский и Шарьинский. В таблице № 41 представлена характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы за 2007-2011 годы.

Таблица № 41

Характеристика балансов электрической энергии
и мощности крупных энергоузлов Костромской
энергосистемы за 2007-2011 годы


№ п/п Наименование 2007 2008 2009 2010 2011
энергоузла

1. Городской РЭС

Отпуск в сеть, млн. 694,88 728,47 713,14 736,71 723,25
кВт.ч

Потребление, млн. 606,10 640,22 608,75 632,11 627,21
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 88,78 88,25 104,39 104,6 96,04

Покрытие, МВт 116,30 116,98 122,92 131,80 125,71

Максимум нагрузки, 101,44 102,81 104,93 113,08 109,02
МВт

Сальдо, МВт 14,86 14,17 17,99 18,71 16,69

2. Костромской РЭС

Отпуск в сеть, млн. 130,76 132,98 126,89 137,55 136,75
кВт.ч

Потребление, млн. 102,66 106,00 103,47 108,92 102,98
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 28,1 26,98 23,42 28,63 33,77

Покрытие, МВт 24,28 26,38 29,51 25,18 27,59

Максимум нагрузки, 19,07 21,03 24,06 19,94 20,78
МВт

Сальдо, МВт 5,22 5,35 5,45 5,24 6,81

3. Красносельский РЭС

Отпуск в сеть, млн. 63,29 64,12 61,14 60,19 60,46
кВт.ч

Потребление, млн. 43,36 45,54 44,71 45,44 44,70
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 19,93 18,58 16,43 14,75 15,76

Покрытие, МВт 14,51 12,91 16,63 13,88 14,25

Максимум нагрузки, 9,94 9,17 12,16 10,48 10,53
МВт

Сальдо, МВт 4,57 3,74 4,47 3,40 3,72

4. Нерехтский РЭС

Отпуск в сеть, млн. 77,55 76,97 72,25 73,46 78,05
кВт.ч

Потребление, млн. 54,42 55,63 54,22 55,07 54,19
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 23,13 21,34 18,03 18,39 23,86

Покрытие, МВт 19,38 17,77 20,01 18,44 18,77

Максимум нагрузки, 13,60 12,84 15,02 13,82 13,03
МВт

Сальдо, МВт 5,78 4,93 4,99 4,62 5,74

5. Галичский РЭС

Отпуск в сеть, млн. 64,51 64,56 64,02 67,44 65,63
кВт.ч

Потребление, млн. 45,71 48,23 48,52 51,59 49,90
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 18,8 16,33 15,5 15,85 15,73

Покрытие, МВт 18,50 14,48 15,83 15,54 14,93

Максимум нагрузки, 13,11 10,82 12,00 11,88 11,35
МВт

Сальдо, МВт 5,39 3,66 3,83 3,65 3,58

6. Буйский РЭС

Отпуск в сеть, млн. 74,31 77,33 73,97 80,67 81,94
кВт.ч

Потребление, млн. 58,25 58,54 56,57 64,52 62,67
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 16,06 18,79 17,4 16,15 19,27

Покрытие, МВт 15,51 23,41 18,75 15,22 16,54

Максимум нагрузки, 12,16 17,72 14,34 12,18 12,65
МВт

Сальдо, МВт 3,35 5,69 4,41 3,05 3,89

7. Мантуровский РЭС

Отпуск в сеть, млн. 54,99 56,95 52,69 52,35 50,43
кВт.ч

Потребление, млн. 34,86 37,13 34,86 38,50 37,85
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 20,13 19,82 17,83 13,85 12,58

Покрытие, МВт 14,09 13,38 12,13 11,39 11,08

Максимум нагрузки, 8,93 8,72 8,02 8,38 8,32
МВт

Сальдо, МВт 5,16 4,66 4,11 3,01 2,76

8. Шарьинский РЭС

Отпуск в сеть, млн. 84,29 88,56 90,22 96,01 90,71
кВт.ч

Потребление, млн. 55,81 60,72 63,03 70,66 67,28
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 28,48 27,84 27,19 25,35 23,43

Покрытие, МВт 18,85 19,24 21,56 19,44 18,12

Максимум нагрузки, 12,48 13,19 15,06 14,31 13,44
МВт

Сальдо, МВт 6,37 6,05 6,50 5,13 4,68


62. Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов представлена в таблице № 42.

Таблица № 42

Динамика свободной для присоединения потребителей
трансформаторной мощности основных энергоузлов
Костромской области


№ Наименование Профицит ЦП, МВА
п/п энергоузла
2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.

Городской РЭС

1 ПС 110/35/6 кВ 13,77 13,73 15,51 14,29 13,77
"Аэропорт"

2 ПС 110/35/10 3,67 -7,39 3,23 3,23 3,23
кВ "Восточная-
2"

3 ПС 110/10 кВ - - 17,36 17,36 17,36
"Давыдовская"

4 ПС 110/6 кВ 0,81 0,42 0,12 0,12 0,12
"Кострома-1"

5 ПС 110/6 кВ 4,80 3,10 1,76 1,76 1,76
"Северная"

6 ПС 110/6 кВ 34,24 33,19 32,97 28,17 28,17
"Строммашина"

7 ПС 110/10/6 кВ 4,94 10,62 9,81 9,81 9,81
"Центральная"

8 ПС 35/10 кВ 2,06 2,70 3,16 3,16 3,16
"Караваево"

9 ПС 110/35/10 13,03 11,12 15,35 12,28 12,27
кВ "Южная"

Итого 77,32 74,88 99,27 90,18 89,65

10 ПС 110/35/10 14,18 13,60 10,70 10,70 10,70
кВ "КПД"

11 ПС 110/35/6 кВ 3,63 3,75 4,02 4,02 3,81
"СУ ГРЭС"

12 ПС 35/6 кВ 2,33 2,33 2,69 2,75 2,75
"Сидоровское"

Красносельский РЭС

13 ПС 35/10 кВ 0,71 0,75 0,47 0,47 0,47
"Гридино"

14 ПС 35/10 кВ 1,33 1,35 1,31 1,29 1,29
"Новинки"

15 ПС 35/10 кВ 0,12 0,18 0,00 0,00 0,00
"Прискоково"

16 ПС 110/35/10 5,00 5,16 4,39 4,39 4,39
кВ "Красное"

17 ПС 35/10 кВ 4,34 3,90 4,46 3,58 3,58
"Исаево"

18 ПС 35/10 кВ 2,14 2,28 1,79 1,79 1,79
"Чапаево"

19 ПС 35/10 кВ 2,00 2,09 1,95 1,95 1,95
"Чернево"

Итого 15,64 15,71 14,37 13,47 13,47

Нерехтский РЭС

20 ПС 110/35/6 кВ 12,53 12,53 10,49 10,49 10,49
"Нерехта-1"

21 ПС 110/10 кВ 16,33 17,2 16,59 13,21 13,21
"Нерехта-1"

22 ПС 110/10/6 кВ 5,43 5,17 6,50 6,50 6,28
"Нерехта-2"

23 ПС 35/10 кВ 1,48 1,31 1,53 1,53 1,53
"Татарское"

24 ПС 110/10 кВ 1,50 1,28 1,25 1,25 1,21
"Григорцево"

25 ПС 110/10 кВ 3,25 3,23 3,32 3,23 3,02
"Клементьево"

26 ПС 35/10 кВ 0,85 1,07 1,23 1,23 0,98
"Рудино"

27 ПС 35/10 кВ 0,65 0,52 0,58 0,58 0,44
"Стоянково"

Итого 42,02 42,31 41,49 38,02 37,16

28 ПС 110/10 кВ 4,42 4,19 4,33 4,33 4,16
"Столбово"

29 ПС 35/10 кВ 0,44 0,65 0,84 0,76 0,65
"Раслово"

30 ПС 110/10 кВ 4,06 6,30 4,16 4,16 4,16
"Судиславль"

31 ПС 35/10 кВ 1,83 1,78 1,80 1,80 1,80
"Воронье"

32 ПС 35/10 кВ 0,80 0,75 0,75 0,75 0,75
"Андреевское"

33 ПС 110/35/10 8,62 6,49 8,46 8,46 8,46
кВ "Сусанино"

34 ПС 35/10 кВ 2,54 2,54 2,45 2,45 2,45
"Калининская"

35 ПС 35/10 кВ 0,68 0,66 0,66 0,66 0,66
"Попадьино"

Буйский РЭС

36 ПС 110/35/10 2,80 -4,80 2,33 2,33 2,33
кВ "Буй (р)"

37 ПС 110/10 кВ 4,09 2,30 1,57 1,57 1,57
"Буй (с/х)"

38 ПС 110/10 кВ 8,77 9,53 8,05 7,29 7,29
"Западная"

39 ПС 110/10 кВ 0,80 0,80 0,77 0,77 0,77
"Елегино"

Итого 16,46 12,63 12,72 11,96 11,96

40 ПС 110/35/10 8,00 8,72 6,93 6,47 6,47
кВ "Солигалич"

41 ПС 35/10 кВ 1,48 1,54 1,49 1,49 1,49
"Починок"

42 ПС 35/10 кВ 1,56 1,69 0,67 1,55 1,55
"Горбачево"

43 ПС 35/10 кВ 0,44 0,44 0,45 0,43 0,43
"Калинино"

44 ПС 35/10 кВ 1,36 1,33 1,37 1,32 1,28
"Куземино"

45 ПС 35/10 кВ 0,59 0,56 0,56 0,56 0,56
"Совега"

46 ПС 35/10 кВ 1,09 1,45 1,25 1,21 1,21
"Адищево"

47 ПС 110/35/10 кВ 3,20 2,57 3,31 3,38 3,38
"Александрово"

48 ПС 110/35/10 кВ 8,93 7,37 7,87 7,87 7,48
"Красная
Поляна"

49 ПС 35/10 кВ 1,55 1,60 1,56 1,56 1,53
"Игодово"

50 ПС 35/10 кВ 1,46 1,42 1,44 1,44 1,44
"Клеванцово"

51 ПС 35/10 кВ 2,36 2,02 1,83 1,83 1,83
"Островское"

Галичский РЭС

52 ПС 110/35/10 4,66 6,06 4,33 4,33 4,33
кВ "Новая"

53 ПС 110/35/10 5,51 5,98 5,26 5,26 5,26
кВ "Орехово"

54 ПС 110/10 кВ 0,68 2,82 2,57 2,57 2,57
"Лопарево"

55 ПС 35/10 кВ 2,63 2,73 2,57 2,52 2,52
"Кабаново"

56 ПС 35/10 кВ 2,50 2,47 2,45 2,45 2,45
"Пронино"

57 ПС 35/10 кВ 2,60 2,60 2,56 2,51 2,51
"Толтуново"

58 ПС 35/10 кВ 2,10 2,00 2,00 2,00 2,00
"Степаново"

Итого 17,35 24,63 21,73 21,62 21,62

59 ПС 110/10 кВ 1,18 1,26 1,19 1,19 1,19
"Луковцино"

60 ПС 110/10 кВ 1,46 1,47 1,35 1,35 1,35
"Фёдоровское"

61 ПС 35/10 кВ 0,35 0,31 0,33 0,33 0,33
"Панкратово"

62 ПС 35/10 кВ 0,52 0,54 0,45 0,45 0,45
"Петровское"

63 ПС 110/35/10 5,56 5,92 4,71 4,71 4,71
кВ "Чухлома"

64 ПС 35/10 кВ 1,28 1,53 1,16 1,16 1,16
"Судай"

65 ПС 110/35/10 кВ 4,00 4,00 0,91 0,52 0,52
"Антропово (р)"

66 ПС 35/10 кВ 2,45 2,42 2,38 2,38 2,38
"Палкино"

67 ПС 35/10 кВ 1,65 1,63 1,67 1,63 1,63
"Словинка"

68 ПС 35/10 кВ 0,16 0,16 0,15 0,13 0,13
"Котельниково"

69 ПС 35/10 кВ 0,83 0,77 0,79 0,73 0,72
"Легитово"

70 ПС 35/10 кВ 0,77 0,80 0,80 0,65 0,65
"Слобода"

71 ПС 110/35/10 9,25 9,07 7,71 7,32 7,32
кВ "Кадый"

72 ПС 35/10 кВ 1,65 1,68 1,69 1,69 1,69
"Екатеринкино"

73 ПС 35/10 кВ 0,56 0,56 0,45 0,45 0,45
"Завражье"

74 ПС 35/10 кВ 0,73 0,73 0,74 0,72 0,72
"Окулово"

75 ПС 35/10 кВ 1,32 1,33 1,23 1,23 1,11
"Чернышево"

76 ПС 110/35/10 4,66 6,13 5,18 5,18 5,18
кВ "Ильинское"

77 ПС 35/10 кВ 4,05 4,20 3,50 3,50 3,50
"Кологрив"

78 ПС 35/10 кВ 1,54 1,56 1,53 1,36 1,36
"Овсянниково"

79 ПС 110/35/10 5,30 5,22 5,24 5,24 5,21
кВ "Яковлево"

80 ПС 35/10 кВ 0,76 0,78 0,79 0,79 0,79
"Черменино"

Мантуровский РЭС

81 ПС 110/10 кВ 1,36 1,26 1,34 1,34 1,34
"Гусево"

82 ПС 35/10 кВ 0,90 1,20 0,77 0,77 0,77
"Медведица"

83 ПС 110/6/10 кВ 25,27 25,53 23,67 23,67 23,67
"БХЗ"

84 ПС 35/10 кВ 1,45 1,61 1,39 1,39 1,39
"Сосновка"

Итого 28,98 29,60 27,17 27,17 27,17

85 ПС 110/35/10 6,71 8,77 3,76 3,76 3,76
кВ "Макарьев-1"

86 ПС 35/10 кВ 1,46 1,88 1,44 1,44 1,44
"Горчуха"

87 ПС 35/10 кВ 3,50 4,28 2,78 2,78 2,78
"Макарьев-2"

88 ПС 35/10 кВ 0,93 0,93 0,87 0,87 0,87
"Тимошино"

89 ПС 35/10 кВ 0,87 0,90 0,34 0,34 0,34
"Унжа"

90 ПС 35/10 кВ 1,77 1,85 1,88 1,61 1,61
"Якимово"

91 ПС 35/10 кВ 0,42 0,42 0,46 0,30 0,30
"Нежитино"

92 ПС 35/10 кВ 0,57 0,62 0,54 0,52 0,50
"Николо-
Макарово"

93 ПС 110/10 кВ 1,18 1,18 1,20 1,19 1,18
"Новинское"

94 ПС 35/10 кВ 0,56 0,61 0,71 0,56 0,56
"Филино"

95 ПС 35/10 кВ 2,40 2,24 1,71 1,71 1,71
"Георгиевское"

96 ПС 110/35/27, 41,77 42,43 36,17 36,17 36,17
5/10 кВ "Нея"


97 ПС 35/10 кВ 1,68 1,68 1,65 1,65 1,65
"Вожерово"

98 ПС 110/10 кВ 0,88 0,88 0,85 0,85 0,85
"Дьяконово"

99 ПС 110/10 кВ 1,90 1,92 1,74 1,59 1,59
"Октябрьская"

100 ПС 35/10 кВ 1,05 1,21 1,08 1,08 1,08
"Кужбал"

101 ПС 110/10 кВ 0,71 0,18 0,09 0,09 0,09
"Николо-Полома"

102 ПС 35/10 кВ 1,89 1,93 1,80 1,80 1,80
"Матвеево"

103 ПС 35/10 кВ 4,20 4,07 3,77 3,04 3,04
"Парфеньево"

104 ПС 110/35/10 3,77 4,32 1,20 1,20 0,99
кВ "Вохма"

105 ПС 35/10 кВ 2,55 2,55 2,32 2,32 2,32
"Лапшино"

106 ПС 35/10 кВ 1,58 1,63 1,68 1,68 1,68
"Спас"

107 ПС 110/35/10 2,97 2,95 2,87 2,81 2,63
кВ "Никола"

108 ПС 35/10 кВ 0,57 0,57 0,56 0,56 0,56
"Заветлужье"

109 ПС 35/10 кВ 1,32 1,32 1,34 1,34 1,34
"Талица"

110 ПС 35/10 кВ 1,88 1,90 1,89 1,89 1,89
"Хорошая"

111 ПС 110/35/10 4,95 4,66 4,93 4,06 4,06
кВ "Павино"

112 ПС 35/10 кВ 1,45 1,68 1,68 1,53 1,53
"Леденгская"

113 ПС 110/10 кВ 1,30 1,30 1,33 1,32 1,32
"Гудково"

114 ПС 110/10 кВ 3,02 3,09 2,95 2,95 2,95
"Шортюг"

115 ПС 110/10 кВ 2,30 2,30 2,06 2,06 2,06
"Якшанга"

116 ПС 110/35/10 4,28 4,32 4,20 4,20 4,20
кВ "Пыщуг"

117 ПС 110/35/10 кВ 3,35 3,34 3,18 3,18 3,18
"Рождественс-
кое"

118 ПС 35/10 кВ 1,72 1,68 1,70 1,58 1,58
"Одоевское"

119 ПС 35/10 кВ 1,10 1,11 1,16 1,16 1,16
"Катунино"

120 ПС 35/10 кВ 0,70 0,71 0,67 0,55 0,55
"Конёво"

121 ПС 35/10 кВ 2,13 2,16 2,04 2,04 1,97
"Боговарово"

122 ПС 35/10 кВ 0,80 0,80 0,79 0,77 0,77
"Забегаево"

123 ПС 35/10 кВ 0,83 0,83 0,86 0,86 0,86
"Ильинское"

124 ПС 35/10 кВ 1,18 1,22 1,24 1,16 1,16
"Луптюг"

125 ПС 35/10 кВ 0,64 0,64 0,63 0,63 0,63
"Соловецкое"

Шарьинский РЭС

126 ПС 110/35/6 кВ 8,80 8,80 3,98 3,98 3,98
"Шарья (р)"

127 ПС 110/6/6 кВ 25,55 25,60 25,43 23,04 23,04
"Промузел"

128 ПС 110/10 кВ 2,22 2,22 1,92 1,92 1,92
"Шекшема"

Итого 36,57 36,62 31,33 28,94 28,94

Костромской РЭС

129 ПС 35/6 кВ 0,17 0,25 0,08 0,08 0,08
"Сандогора"

130 ПС 110/35/10 9,25 9,32 9,23 9,23 9,23
кВ "Василёво"

131 ПС 110/35/10/6 6,32 6,32 7,21 7,21 7,21
кВ "Калинки"

132 ПС 35/10 кВ 1,45 1,36 1,32 1,32 1,32
"Апраксино"

133 ПС 35/10 кВ 1,64 1,46 1,25 1,23 1,23
"Кузьмищи"

134 ПС 35/10 кВ 1,96 1,93 1,76 1,76 0,76
"Минское"

135 ПС 35/6 кВ 1,85 1,73 1,74 1,65 1,65
"Мисково"

136 ПС 35/6 кВ 3,17 2,70 2,62 2,62 2,62
"Никольское"

137 ПС 35/10 кВ 2,65 1,72 1,28 1,28 1,28
"Сущево"

Итого 28,46 26,79 26,49 26,38 25,38


Анализ приведенных данных показывает, что дефицит по отдельным центрам питания наблюдался только в 2008 году, на всем остальном промежутке времени центры питания 35 кВ и выше распределительных сетей Костромской области имели резерв мощности для осуществления технологического присоединения потребителей.

Глава 12. ТОПЛИВООБЕСПЕЧЕНИЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ
КОМПАНИЙ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

63. Данные об объеме и структуре топливного баланса электростанций и крупных котельных содержатся как в формах государственной статистической отчетности Росстат (например, формы 1-ТЕП и 22-ЖКХ (сводная), форма 11-ТЭР, 4-ТЭР), так и в формах отраслевой отчетности (например, форма 6-ТП). При этом небольшие источники тепловой энергии находят отражение только в отчетных данных Росстат, которые еще не опубликованы за 2011 год. В этой связи в настоящем отчете полная структура топливного баланса электростанций и котельных представлена за период 2007-2010 годов, а за 2011 год на основе формы 6-ТП приведены данные по основным источникам генерации, доля которых в топливном балансе области составляет около 86%.
Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения Костромской области составил в 2010 году 5085,6 тысячи тонн условного топлива органического топлива, в том числе газа - 4668 тысяч тонн условного топлива, нефтетоплива - 108,1 тысячи тонн условного топлива, твердого топлива - 309,5 тысяч тонн условного топлива (таблица № 43).

Таблица № 43

Общий расход топлива источниками электро-
и теплоснабжения в Костромской области
в 2007-2010 годах


Вид топлива 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г.

тыс. % тыс. % тыс. % тыс. %
т у.т. т у.т. т у.т. т у.т.

Всего, 5 272,6 100 5 358 100 4 815,4 100 5 085,6 100
в том числе:

газ 4 936,4 94 4 937,2 92 4 448,2 92 4 668 92

нефтетопливо 126,2 2 139,1 3 100,5 2 108,1 2

твердое топливо,
в том числе: 210 4 281,7 5 266,7 6 309,5 6

- уголь 96,1 45 92,2 33 93,2 35 99,2 33

- торф 41,4 20 67,9 24 50,5 20 56,4 18

- ГВЭР и отходы 72,5 35 121,6 43 122,6 45 153,9 49


В общем объеме расходуемого на территории области всеми источниками генерации топлива доля природного газа в 2010 году составила 92%, доля нефтепродуктов (прежде всего мазута) - 2%, твердого топлива - 6%. При этом из приведенных в таблице № 43 данных видно, что такая структура топливного баланса изменялась в течение всего рассматриваемого периода незначительно.
64. В то же самое время структура потребления твердого топлива за рассматриваемый период претерпела существенные изменения за счет значительного увеличения расхода местных и вторичных энергоресурсов при снижении потребления угля (рисунок № 33 - не приводится).
На рисунке № 34 (не приводится) показана динамика расхода топлива энергоисточниками по направлениям использования. В 2007-2010 годах расход топлива на выработку электрической энергии составил в 2010 году 4099,3 тысячи тонн условного топлива (83,5% от общего расхода топлива), на выработку тепловой энергии - 986,3 тысячи тонн условного топлива (16,5% от общего расхода топлива).
Значительный объем потребления топлива на производство электроэнергии объясняется наличием в составе генерирующих мощностей Костромской энергосистемы Костромской ГРЭС, обеспечивающей удовлетворение потребности в электроэнергии не только потребителей Костромской области, но и потребителей других региональных энергосистем, относящихся к ОЭС Центра.
65. Природный газ является основным топливом, сжигаемым источниками электроснабжения с целью производства электроэнергии. Остальные виды топлива занимают при производстве электроэнергии долю менее 2% (рисунок № 35 - не приводится).
В то же самое время при производстве тепловой энергии природный газ занимает заметно меньшую долю (рисунок № 36 - не приводится). В структуре расхода топлива на производство тепловой энергии доля газа составляет лишь около 64% общего расхода, в то время как доля прочих видов топлива (в первую очередь ГВЭР и отходов) составляет около 36%.
Данный факт объясняется тем, что на крупных источниках теплоснабжения вырабатывается лишь около 40% тепловой энергии, а остальная часть производится на небольших котельных, подключение которых к системам газоснабжения слишком затратно, а значит, основными видами топлива на них являются отличные от газа энергоресурсы (рисунок № 37 - не приводится).
66. В таблице № 44 показана структура расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших генерирующих источников Костромской области в период с 2007 года по 2011 год по данным формы 6-ТП.
Основная доля в расходе топлива на производство электрической и тепловой энергии ТЭС приходится на Костромскую ГРЭС и составляет около 87%. Среди прочих электростанций наибольшая доля (около 9%) топлива потребляется на Костромской ТЭЦ-2.

Таблица № 44

Расход топлива на производство электрической и тепловой
энергии в разрезе крупнейших производителей в Костромской
области за 2007-2011 годы, тыс. т у.т.


Организация Наименование Марка топлива 2007 2008 2009 2010 2011
станции

ОАО "ИНТЕР РАО - Костромская Топливо, всего 4033,29 4078,73 3592,93 3766,63 4154,66
Электрогенерация" ГРЭС
Мазут топочный 44,56 70,73 34,14 37,78 15,96

Газ природный 3988,73 4007,99 3558,79 3728,85 4138,7

ОАО "ТГК-2" Костромская Топливо, всего 163,12 139,96 133,69 158,27 144,1
ТЭЦ-1
Мазут топочный 0,07 0,12 0 0 0

Газ природный 160,57 118,63 126,69 147,91 133,83

ТО Российской 2,49 21,21 7 10,36 10,26
Федерации
условной
влажности

Костромская Топливо, всего 427,59 444,19 383,52 393,98 376,24
ТЭЦ-2
Мазут топочный 0,17 0,47 1,01 0,89 3,08

Газ природный 427,41 443,73 382,51 393,09 373,16

ТЭЦ Шарьинская Топливо, всего 57,05 54,82 55,45 57,82 53,68

Мазут топочный 22,72 17,02 17,92 18,93 19,94

Уголь итатский 2,08 0,35

ТО Российской 32,25 37,45 37,53 38,89 33,74
Федерации
условной
влажности

Костромские ТС Топливо, всего - 23,58 23,99 4,19 2,43

Газ природный - 23,58 23,99 4,19 2,43

Костромские Топливо, всего - - - - 14,57
арендованные
котельные Газ природный - - - - 14,53

Уголь - - - - 0,05
кузнецкий
марки Т


67. Удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии являются важнейшими характеристиками работы тепловых электростанций. Снижение удельных расходов обеспечивает экономию затрат на производство энергии и повышает конкурентоспособность источников электроэнергии и тепла на соответствующих рынках энергетических ресурсов.
На рисунке № 38 (не приводится) и в таблице № 45 приведены данные о нормативных и фактических показателях удельного расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области.
В 2011 году удельный расход топлива на отпуск электроэнергии в Костромской области составил 307,7 г у.т./кВт.ч, что на 0,9 г у.т./кВт.ч меньше, чем в 2010 году. При этом следует отметить, что фактический расход топлива на отпуск электроэнергии был в 2011 году на 0,3 г у.т./кВт.ч меньше, чем норматив.
В целом в Костромской области расход топлива на производство электроэнергии ниже, чем в среднем по стране (примерно на 22 г у.т./кВт.ч от средних по стране значений). Во многом это объясняется использованием природного газа в качестве основного вида топлива.
Но даже при сопоставлении со средними показателями газовой генерации Костромская область все равно показывает лучшие результаты: российские электростанции, в которых основным видом топлива является газ, в среднем имеют удельный расход топлива на отпуск электрической энергии на уровне 312,3 г у.т./кВт.ч, что на 5 г у.т./кВт.ч больше аналогичного показателя для электростанций области.
Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС в 2011 году составил 153,3 кг у.т./Гкал., уменьшившись на 1 кг у.т./Гкал. по сравнению с 2010 годом.
Если сравнивать данные за 2011 год по Костромской области с общероссийскими, то удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС на 6,6 кг у.т./Гкал. больше аналогичного показателя в целом по стране.
Вместе с тем следует отметить, что удельный расход топлива на производство тепловой энергии по всем типам источников, определенный на основе единого топливно-энергетического баланса Костромской области за 2010 год, составляет 174,1 кг у.т./Гкал.

Таблица № 45

Удельный расход топлива на производство
электрической и тепловой энергии в разрезе
электростанций Костромской области


Компания Станция Удельный расход топлива на Удельный расход топлива на Удельный расход топлива на Удельный расход топлива на
отпущенную электроэнергию - отпущенную теплоэнергию по отпущенную электроэнергию - отпущенную теплоэнергию по
норматив, г у.т./кВт.ч электростанции - норматив, факт, г у.т./кВт.ч электростанции - факт,
кг у.т./Гкал. кг у.т./Гкал.

2007 2008 2009 2010 2011 2007 2008 2009 2010 2011 2007 2008 2009 2010 2011 2007 2008 2009 2010 2011

ОАО "ИНТЕР Костромская 309,1 307,1 307,2 306,9 308 170,5 170,6 170,7 169,6 169,5 308,2 306,3 306,2 306 307 170,5 170,6 170,7 169,6 169,5
РАО - ГРЭС
Электро-
генерация"

ОАО Костромская 448,5 459,6 454,8 450,8 446,6 148,1 157 158,7 157,6 154,6 444 456,3 451,8 448,2 444,7 147,1 156,3 157,9 157 154
"ТГК-2" ТЭЦ-1

Костромская 304,4 307,1 303,4 302,5 306,6 138,8 139,3 141,8 141,4 140,4 303,1 306,3 303,1 301,9 306 138,1 138,8 141,6 140,9 140,1
ТЭЦ-2

ТЭЦ 482 525,2 522,4 511,9 511,3 188,9 193,1 193 190,1 192,7 476,7 519,1 515,5 506,8 508,2 188,1 192,3 192,2 189,3 192
Шарьинская

Итого ТГК-2 318,8 321 318,9 319 321 148 152 154 153,2 151,9 317,2 320 318 317,7 319,8 148 152 154 152,7 151,5

Всего 309,8 308 308 308 309 151 154 156 154,8 153,7 308,9 307 307 306,8 307,7 150 153 155 154,3 153,3


Глава 13. ЕДИНЫЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БАЛАНС
КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ (ЕТЭБ) ЗА 2007-2010 ГОДЫ

68. Единый топливно-энергетический баланс (далее - ЕТЭБ) региона - это таблица, которая содержит представленные в едином топливном эквиваленте взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок энергетических ресурсов, их распределения и использования потребителями всех видов экономической деятельности на территории данного субъекта Федерации за определенный период времени (как правило, за год).
Основным источником информации для составления ЕТЭБ за прошедшие годы является официальная статистическая отчетность, выпускаемая Росстатом и его территориальными подразделениями на основе форм федерального статистического наблюдения. В связи с тем, что данные энергетической статистики за 2011 год на момент составления отчета еще не были опубликованы, ЕТЭБ за этот год в настоящем разделе не приводится. Ниже представлены ЕТЭБ Костромской области за 2007-2010 годы (таблицы № 46-№ 49).
Балансы разработаны в соответствии с международными стандартами и в формате, используемом Международным энергетическим агентством и Евростатом. В этом случае к отрасли "Преобразование энергоресурсов" отнесены не только производство электроэнергии и тепла, но и отрасли, осуществляющие добычу и преобразование природного топлива.
В связи с отсутствием достоверных данных о ввозе и вывозе в/из регион большинства видов энергоресурсов, принимается допущение о том, что валовые поставки энергоресурсов равны полному потреблению энергии. В этом случае строка "Сальдо экспорта-импорта" является балансирующей, т.е. отражает экспорт тех энергоресурсов, которые регион производит в избытке, и импорт недостающих. Статистическое расхождение при этом оказывается равным нулю.
69. Полное потребление энергии в Костромской области в 2010 году составило почти 4305,8 тысячи тонн условного топлива, из него конечное потребление энергии - почти 1600,4 тысячи тонн условного топлива (около 37%). Значительная часть энергоресурсов - 2425,2 тысячи тонн условного топлива, или 57% полного энергопотребления, - была израсходована на электростанциях региона и в большой своей части (примерно 50%) была экспортирована в виде электроэнергии за его пределы. Собственные нужды отрасли трансформации и потери при распределении составили 193,9 тонны условного топлива (4,5%, в том числе собственно потери - 3%) - таблица № 49. В целом же, по имеющимся статистическим данным, полное потребление энергии за период 2007-2010 годов снизилось более чем на 6%.
В топливной структуре энергопотребления ключевую роль играет импортируемый природный газ, девять десятых которого поступает на электростанции. Таким образом, несмотря на значительные объемы экспорта электроэнергии, в целом Костромская область является энергодефицитной. Одна из особенностей ЕТЭБ региона - относительно крупные масштабы использования горючих возобновляемых энергоресурсов (далее - ГВЭР) и отходов (это, прежде всего, дровяная древесина и отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности) в качестве топлива. Так, в 2010 году было израсходовано 300,9 тысячи тонн условного топлива этого топлива, что составило около 7% валового энергопотребления. Из них немногим более половины было сожжено в промышленных котельных, незначительное количество - на электростанциях, остальное поступило конечным потребителям. Кроме того, было использовано 59,4 тысячи тонн условного топлива торфа, из них 94% - на Костромской ТЭЦ-1 и Шарьинской ТЭЦ.
Большая часть конечного энергопотребления Костромской области приходится на непроизводственную сферу: 44,4% на бытовой сектор и 15,6% - на сферу услуг. Значительна также доля обрабатывающей промышленности (25,4%).
70. Среди используемых конечными потребителями энергоресурсов преобладает тепловая энергия (почти 45,5%), около 69% которой расходуется на отопление и горячее водоснабжение жилищной сферы, общественных зданий. На втором месте по объему конечного потребления находится электроэнергия (20,2%), используемая во всех отраслях экономики, на третьем - природный газ, широко используемый населением для пищеприготовления: в бытовом секторе расходуется 88,6% от общей величины его конечного использования (рисунок № 40 - не приводится).
Конечные потребители также относительно широко используют ГВЭР. В 2010 году их потребление в обрабатывающей промышленности составило 87 тысяч тонн условного топлива, в сфере услуг - 36,7 тысячи тонн условного топлива, у населения - 12,4 тысячи тонн условного топлива, что суммарно дало более 9% конечного энергопотребления.

Таблица № 46

ЕТЭБ Костромской области за 2007 год, тыс. т у.т.


Твердое Из него Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло- Всего
топливо нефть продукты ный газ энергия энергия
Уголь Торф ГВЭР и
отходы

Производство 174,5 0,0 27,2 147,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 174,5
первичных
энергоресурсов

Сальдо 193,6 128,4 17,8 47,4 0,0 294,6 5213,5 -1338,4 129,9 4364,8
экспорта-импорта

Изменение запасов 2,4 0,8 -3,5 5,1 0,0 55,2 0,0 0,0 0,0 56,8

Статистическое 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,8 0,0 2,8
расхождение

Валовые поставки 370,5 129,2 41,5 199,8 0,0 349,8 5213,5 -1341,3 129,9 4593,2
первичных
энергоресурсов/
Полное потребление
энергоресурсов

Электростанции: всего -54,8 -2,4 -39,5 -12,9 0,0 -70,9 -4625,1 1787,7 331,9 -2628,8

в т.ч. производство -13,9 -0,6 -11,3 -2,0 0,0 -51,1 -4339,3 1787,7 0,0 -2615,9
электроэнергии

Производство тепловой -196,1 -95,5 -30,1 -70,4 0,0 -75,1 -597,1 0,0 743,5 -29,3
энергии (все
источники), в т.ч.

электростанции -40,9 -1,7 -28,3 -10,9 0,0 -19,8 -285,8 0,0 331,9 -12,9

котельные и прочие -155,2 -93,8 -1,8 -59,5 0,0 -55,3 -311,3 0,0 411,6 -16,4
установки

Собственные нужды 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -65,3 0.0 -65,3
предприятий
энергетики

Потери при 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -65,3 -71,5 -136,8
распределении

Конечное потребление 160,5 33,0 0,2 127,4 0,0 223,6 277,1 315,8 801,9 1746,0
энергоресурсов

Сельское хозяйство, 12,1 1,7 0,0 10,4 0,0 10,1 0,7 10,8 49,3 81,2
охота и лесное
хозяйство

Рыболовство и 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
рыбоводство

Добыча полезных 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,2
ископаемых<*>

Обрабатывающая 53,7 0,1 0,0 53,6 0,0 39,0 9,4 113,0 144,2 359,2
промышленность

Производство и 20,7 13,8 0,2 6,7 0,0 3,0 57,4 12,5 73,0 152,8
распределение
электроэнергии, газа
и воды<**>

Строительство 1,0 0,2 0,0 0,8 0,0 2,0 0,0 3,6 6,8 13,3

Транспорт и связь 5,4 2,9 0,0 2,6 0,0 6,4 3,4 60,5 24,2 97,1

Прочие виды 39,8 7,3 0,0 32,5 0,0 0,0 2,7 58,7 169,8 263,7
деятельности, в т.ч.
сфера услуг

Население 27,1 7,1 0,0 20,0 0,0 162,5 203,6 56,4 334,6 777,2

Неэнергетические 0,7 0,0 0,0 0,7 0,0 0,6 0,0 0,0 0,0 1,3
нужды


--------------------------------
<*> - кроме топливно-энергетических;
<**> - кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

Таблица № 47

ЕТЭБ Костромской области за 2008 год, тыс. т у.т.


Твердое Из него Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло- Всего
топливо нефть продукты ный газ энергия энергия
Уголь Торф ГВЭР и
отходы

Производство 135,4 0,0 9,9 125,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 135,4
первичных
энергоресурсов

Сальдо экспорта- 257,0 80,1 64,5 112,3 0,0 325,9 5220,6 -1370,3 9,3 4362,4
импорта

Изменение запасов 17,8 29,5 -3,0 -8,6 0,0 48,4 0,0 0,0 0,0 36,7

Статистическое 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5 0,0 0,5
расхождение

Валовые поставки 410,3 109,7 71,4 229,3 0,0 374,2 5220,6 -1370,8 9,3 4534,0
первичных
энергоресурсов/
Полное потребление
энергоресурсов

Электростанции: -85,6 -0,4 -66,7 -18,5 0,0 -91,0 -4640,1 1823,2 321,4 -2671,7
всего

в т.ч. производство -21,7 -0,1 -19,7 -1,9 0,0 -75,3 -4371,3 1823,2 0,0 -2644,9
электроэнергии

Производство -260,0 -92,1 -48,2 -119,7 0,0 -63,8 -565,9 0,0 743,5 -54,1
тепловой энергии
(все источники), в
т.ч.

электростанции -63,9 -0,3 -47,0 -16,6 0,0 -15,8 -268,8 0,0 321,4 -26,8

котельные и прочие -196,0 -91,8 -1,2 -103,1 0,0 -48,1 -297,1 0,0 422,1 -27,3
установки

Собственные нужды 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -66,2 0,0 -66,2
предприятий
энергетики

Потери при 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -66,0 -53,4 -119,4
распределении

Конечное потребление 128,7 17,5 3,4 107,8 0,0 235,1 283,4 320,1 699,4 1649,3
энергоресурсов

Сельское хозяйство, 4,5 0,1 0,0 4,5 0,0 5,3 0,6 10,9 29,8 51,0
охота и лесное
хозяйство

Рыболовство и 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
рыбоводство

Добыча полезных 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,8 0,0 0,8
ископаемых<*>

Обрабатывающая 44,1 0,1 0,0 44,0 0,0 29,3 11,8 108,4 158,4 351,9
промышленность

Производство и 9,5 2,6 3,4 3,5 0,0 1,6 65,8 12,7 49,0 136,0
распределение
электроэнергии, газа
и воды<**>

Строительство 0,6 0,1 0,0 0,5 0,0 2,3 0,5 3,6 2,4 9,3

Транспорт и связь 2,0 0,0 0,0 1,9 0,0 10,2 2,2 59,7 20,1 94,0

Прочие виды 50,5 9,7 0,0 40,8 0,0 0,1 2,4 65,2 143,3 251,9
деятельности, в т.ч.
сфера услуг

Население 14,4 4,9 0,0 9,5 0,0 185,9 200,1 58,9 296,4 750,9

Неэнергетические 3,1 0,0 0,0 3,1 0,0 0,5 0,0 0,0 0,0 3,6
нужды


--------------------------------
<*> - кроме топливно-энергетических;
<**> - кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

Таблица № 48

ЕТЭБ Костромской области за 2009 год, тыс. т у.т.


Твердое Из него Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло- Всего
топливо нефть продукты ный газ энергия энергия
Уголь Торф ГВЭР и
отходы

Производство 123,9 0,0 33,7 90,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 123,9
первичных
энергоресурсов

Сальдо экспорта- 295,0 108,1 11,0 175,9 0,0 227,1 4723,4 -1149,9 54,8 4042,4
импорта

Изменение запасов 5,6 -1,8 8,6 -1,2 0,0 51,5 0,0 0,0 0,0 58,9

Статистическое 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 0,0 0,3
расхождение

Валовые поставки 424,5 106,3 53,3 264,9 0,0 278,6 4723,4 -1150,1 54,8 4224,9
первичных
энергоресурсов/Полное
потребление
энергоресурсов

Электростанции: всего -62,0 0,0 -50,4 -11,6 0,0 -55,7 -4135,8 1598,7 308,1 -2346,7

в т.ч. производство -14,9 0,0 -13,5 -1,4 0,0 -39,4 -3862,0 1598,7 0,0 -2317,7
электроэнергии

Производство тепловой -251,8 -93,2 -37,5 -121,2 0,0 -61,1 -586,2 0,0 733,5 -72,3
энергии (все
источники), в т.ч.

электростанции -47,1 0,0 -36,9 -10,1 0,0 -16,2 -273,8 0,0 308,1 -29,0

котельные и прочие -204,8 -93,1 -0,6 -111,0 0,0 -44,8 -312,3 0,0 425,5 -43,3
установки

Собственные нужды 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -59,9 0,0 -59,9
предприятий
энергетики

Потери при 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -55,5 -69,9 -125,5
распределении

Конечное потребление 157,7 13,2 2,2 142,3 0,0 178,2 275,3 333,1 718,4 1649,4
энергоресурсов

Сельское хозяйство, 4,8 0,2 0,0 4,5 0,0 1,0 0,5 9,8 31,9 47,8
охота и лесное
хозяйство

Рыболовство и 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
рыбоводство

Добыча полезных 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,2
ископаемых<*>

Обрабатывающая 79,2 0,0 0,0 79,2 0,0 8,2 8,8 103,1 170,4 369,7
промышленность

Производство и 9,6 3,9 2,2 3,4 0,0 0,6 43,3 27,5 63,0 140,0
распределение
электроэнергии, газа
и воды<**>

Строительство 0,5 0,1 0,0 0,4 0,0 1,1 0,0 3,3 2,7 7,5

Транспорт и связь 3,6 2,0 0,0 1,7 0,0 5,7 0,6 60,9 20,6 89,5

Прочие виды 41,0 4,6 0,0 36,4 0,0 0,0 4,6 66,8 135,3 243,1
деятельности, в т.ч.
сфера услуг

Население 17,5 2,4 0,0 15,1 0,0 161,5 217,4 61,5 294,6 750,0

Неэнергетические 1,5 0,0 0,0 1,5 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 1,6
нужды


--------------------------------
<*> - кроме топливно-энергетических;
<**> - кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

Таблица № 49

ЕТЭБ Костромской области за 2010 год, тыс. т у.т.


Твердое Из него Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло- Всего
топливо нефть продукты ный газ энергия энергия
Уголь Торф ГВЭР и
отходы

Производство первичных 175,5 0,0 41,5 134,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 175,5
энергоресурсов

Сальдо экспорта- 269,1 93,4 14,6 161,1 0,0 293,1 4909,5 -1234,9 11,2 4154,6
импорта

Изменение запасов 24,6 15,5 3,2 5,9 0,0 -34,1 0,0 0,0 0,0 -25,0

Статистическое 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,6 0,0 -0,6
расхождение

Валовые поставки 469,3 108,9 59,4 300,9 0,0 259,0 4909,5 -1234,3 11,2 4305,8
первичных
энергоресурсов/Полное
потребление
энергоресурсов

Электростанции: всего -69,7 0,0 -56,0 -13,7 0,0 -60,3 -4319,7 1674,1 320,7 -2455,0

в т.ч. производство -16,2 0,0 -14,6 -1,6 0,0 -43,6 -4039,5 1674,1 0,0 -2425,2
электроэнергии

Производство тепловой -293,3 -99,2 -41,8 -152,3 0,0 -64,5 -628,5 0,0 798,7 -88,4
энергии (все
источники), в т.ч.

электростанции -53,5 0,0 -41,4 -12,1 0,0 -16,8 -280,2 0,0 320,7 -29,8

котельные и прочие -239,8 -99,2 -0,4 -140,2 0,0 -47,7 -348,3 0,0 478,0 -58,6
установки

Собственные нужды 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -61,0 0,0 -61,0
предприятий энергетики

Потери при 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -53,8 -76,9 -130,8
распределении

Конечное потребление 159,7 9,8 3,0 147,0 0,0 151,0 241,5 325,0 733,0 1600,4
энергоресурсов

Сельское хозяйство, 3,4 0,0 0,0 3,4 0,0 0,2 0,3 8,6 31,9 44,4
охота и лесное
хозяйство

Рыболовство и 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
рыбоводство

Добыча полезных 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,1
ископаемых<*>

Обрабатывающая 87,0 0,0 0,0 87,0 0,0 7,7 9,3 92,7 209,8 406,5
промышленность

Производство и 5,1 0,4 3,0 1,8 0,0 0,7 12,9 29,4 44,7 92,5
распределение
электроэнергии, газа
и воды<**>

Строительство 0,1 0,0 0,0 0,1 0,0 0,8 0,0 3,1 2,1 6,1

Транспорт и связь 3,9 2,0 0,0 1,8 0,0 5,4 0,4 60,6 18,0 86,1

Прочие виды 42,2 5,5 0,0 36,7 0,0 0,2 4,7 66,1 142,2 250,0
деятельности, в т.ч.
сфера услуг

Население 14,3 1,9 0,0 12,4 0,0 135,8 214,0 64,4 284,3 710,9

Неэнергетические нужды 3,7 0,0 0,0 3,7 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 3,8


--------------------------------
<*> - кроме топливно-энергетических
<**> - кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

Глава 14. ДИНАМИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ЗА 2007-2010 ГОДЫ

71. К основным показателям энергоэффективности относятся:
1) энергоемкость ВРП (т у.т./млн. руб.) - отношение величины потребления энергоресурсов на территории региона к ВРП. Энергоемкость ВРП может быть определена по первичному или конечному потреблению энергоресурсов;
2) электроемкость ВРП (тыс. кВт.ч/млн. руб.) - отношение величины потребления электрической энергии к ВРП в определенном году;
3) электровооруженность труда (тыс. кВт.ч/чел.) - показатель, характеризующий уровень потребленной в производстве электроэнергии или электрической мощности в единицу рабочего времени или одним рабочим. В настоящем отчете электровооруженность труда определяется делением общей величины потребленной в производстве электрической энергии за период на среднесписочное число рабочих.
Приведены данные об отчетных значениях показателей энергоэффективности Костромской области за период 2007-2010 годов.
72. Данные по динамике значений показателей энергоемкости ВРП по первичному и конечному потреблению энергоресурсов, электроемкости ВРП, потреблению электрической энергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике представлены в таблице № 50 и на рисунке № 41 (не приводится).
Как можно наблюдать на рисунке № 41 (не приводится), все показатели, за исключением потребления электрической энергии на душу населения, значение которого практически не изменилось в рассматриваемом периоде, имеют характерный вид с максимумом в 2009 году. В 2008 году имело место снижение значений данных показателей по отношению к 2007 году (энергоемкость ВРП по первичному потреблению энергоресурсов - -4,99%, энергоемкость ВРП по конечному потреблению энергоресурсов - -9,08%, электроемкость ВРП - -2,97%, электровооруженность труда в экономике - -0,27%).

Таблица № 50

Динамика основных показателей энергоэффективности
Костромской области за 2007-2010 годы


Показатели 2007 2008 2009 2010

Энергоемкость ВРП по первичному 69,9 66,4 68,6 65,8
потреблению, т у.т./млн. руб.

Энергоемкость ВРП по конечному 26,6 24,2 26,8 24,5
потреблению, т у.т./млн. руб.

Электроемкость ВРП, тыс. 55,6 53,9 59,3 54,6
кВт.ч/млн. руб.

Потребление электрической 5,2 5,3 5,3 5,3
энергии на душу населения, тыс.
кВт.ч/чел.

Электровооруженность труда в 6,6 6,6 7,0 6,6
экономике, тыс. кВт.ч/чел.


Во время кризиса 2009 года наблюдался рост значений данных показателей в общем тренде их снижения за период 2007-2010 гг. Энергоемкость ВРП по первичному потреблению энергоресурсов возросла на 3,31%, энергоемкость ВРП по конечному потреблению энергоресурсов - на 10,87%, электроемкость ВРП - на 9,86%, электровооруженность труда в экономике - на 6,16%. Данное увеличение объясняется тем, что при значительном снижении ВРП в 2009 году, которое составило -10% от уровня 2008 года, сокращение потребления энергоресурсов (например, -7% по потреблению первичных энергоресурсов и -1% по электроэнергии за аналогичный период) происходило медленнее, поскольку энергопотребление в краткосрочном периоде времени мало зависит от объемов производства и доходов населения. Кроме того, в кризисный год существенно увеличилась энергоемкость производственных отраслей экономики (в основном из-за недогрузки мощностей) и выросли условно-постоянные затраты энергии, а также доля бытового сектора в суммарном расходе энергоресурсов.
В 2010 году по всем рассматриваемым показателям наблюдалось снижение их значений, что объясняется восстановлением экономики после кризиса и, как следствие, ростом ВРП региона. Вместе с тем, следует отметить, что снизились или вернулись на прежний докризисный уровень только значения показателей энергоемкости ВРП по первичному потреблению энергоресурсов и электровооруженности труда в экономике, в то время как значения показателей электроемкости ВРП и энергоемкости ВРП конечному потреблению энергоресурсов остались выше своих докризисных значений.

Глава 15. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО
ХОЗЯЙСТВА РЕГИОНА 110 КВ И ВЫШЕ

73. Анализ технического состояния и возрастной структуры электрических сетей (линий электропередач - далее - ЛЭП, подстанций - далее - ПС) и генераторов на отчетный период показал следующее.
В настоящее время в Костромской области имеются ВЛ 110 кВ и выше общей протяженностью (в одноцепном исчислении) 2 994,9 километра, в том числе ВЛ 500 кВ - 530,31 километра, ВЛ 220 кВ - 621 километр, ВЛ 110 кВ - 1843,6 километра - по паспортным данным электросетевых предприятий.
Костромская область граничит с Вологодской, Ивановской, Нижегородской, Ярославской и Кировской областями. Основные внешние связи энергосистемы Костромской области представлены в таблице № 51 и на рисунке № 42 (не приводится).
Данные о состоянии ВЛ предоставлены филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" - "Волго-Окское ПМЭС" и филиалом ОАО "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго".

Таблица № 51

Основные внешние связи энергосистемы Костромской области


№ Наименование ВЛ, по которой Год ввода в Техническое
п/п осуществляется связь со смежной эксплуатацию состояние на 2012 г.
энергосистемой

1. Энергосистема Московской области

1) ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС- 1973 Рабочее
Загорская ГАЭС

2. Энергосистема Владимирской области

1) ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС- 1971 Рабочее
Владимирская

3. Энергосистема Нижегородской области

1) ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Луч 1970 Рабочее

2) ВЛ 220 кВ Рыжково-Мантурово 1972 Рабочее

4. Энергосистема Вологодской области

1) ВЛ 500 кВ Костромская АЭС- 1981 Рабочее
Вологодская

2) ВЛ 110 кВ Никольск-Павино 1972 Удовлетворительное

3) ВЛ 110 кВ Буй (тяговая)-Вохтога
(тяговая)

5. Энергосистема Кировской области

1) ВЛ 500 кВ "Звезда"-Вятка 2006 Рабочее

2) ВЛ 110 кВ Ацвеж-Поназырево 1968 Удовлетворительное

3) ВЛ 110 кВ Гостовская-Поназырево 1968 Удовлетворительное

6. Энергосистема Ивановской области

1) ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС- 1969 Рабочее
Вичуга I цепь

2) ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС- 1979 Рабочее
Вичуга II цепь

3) ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС- 1975 Рабочее
Иваново I цепь

4) ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС- 1983 Рабочее
Иваново II цепь

5) ВЛ 110 кВ Заволжск-Александрово 1972 Удовлетворительное

6) ВЛ 110 кВ Фурманов-Клементьево 1980 Удовлетворительное

7) ВЛ 110 кВ Нерехта-Писцово 1991 Хорошее

7. Энергосистема Ярославской области

1) ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС- 1969 Рабочее
Ярославль

2) ВЛ 220 кВ "Мотордеталь"- 1991 Рабочее
Тверицкая

3) ВЛ 110 кВ Халдеево-Буй 1985 Удовлетворительное
(тяговая)

4) ВЛ 110 кВ Лютово-Нерехта 1986 (1993) Хорошее

5) ВЛ 110 кВ Ярцево-Нерехта 1986 (1993) Хорошее


74. 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.
Перечень высоковольтных линий (далее - ВЛ) 110 кВ и выше, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах № 52 и № 53.
В таблицах № 52-№ 56 срок службы оборудования, превышающий нормативные значения, выделен цветом.

Таблица № 52

Перечень ВЛ 220-500 кВ Костромской области и связей
с соседними энергосистемами, их сводные данные,
сроки службы


Наименование Год Протяженность, Марка Срок службы, лет
ввода км провода

всего по на на на
области 2012 2014 2018
г. г. г.

ВЛ 500 кВ

КГРЭС-Загорская 1973 224 14,96 АС-400х3 39 41 45
ГАЭС

КГРЭС- 1971 177,3 16,08 АСО-400х3 41 43 47
Владимирская

КГРЭС-Луч 1970 207 6,77 АСО-400х3 42 44 48

КГРЭС-Костромская 1981 140 140 АСО-400х3 31 33 37
АЭС

Костромская АЭС- 1981 165 53,5 АСО-400х3 31 33 37
Вологда

Костромская АЭС- 1985, 195,6 196,1 АС-330х3 27 29 33
"Звезда" 2006

"Звезда"-Вятка 2006 327 102,9 АС-330х3 6 8 12

ИТОГО: 1435,9 530,31

ВЛ 220 кВ

КГРЭС-Иваново-1 1975 71,3 15,63 АСО-400 37 39 43

КГРЭС-Иваново-2 1983 71,3 15,63 АСО-400 29 31 35

КГРЭС-Вичуга-1 1969 60,2 7,13 АСО-400 43 45 49

КГРЭС-Вичуга-2 1980 60,4 7,08 АС-400 32 34 38

"Мотордеталь"- 1991 109,48 16,7 АС-300 21 23 27
Тверицкая

КГРЭС-Кострома-2 1976 51,66 51,66 АС-300 36 38 42

КГРЭС- 1969 39,9 39,9 АСО-300 43 45 49
"Мотордеталь-1"

КГРЭС- 1976 39,9 39,9 АС-300 36 38 42
"Мотордеталь-2"

КГРЭС-Ярославль 1969 110,16 32,8 АС-500 43 45 49

Рыжково-Мантурово 1972 136,74 72,5 АСО-300 40 42 46

"Мотордеталь"- 1987 102,7 102,7 АС-300 25 27 31
Борок

Кострома-2-Галич 1976 123,155 123,15 АСО-300 36 38 42

Борок-Галич 1987 57,72 57,72 АС-300 25 27 31

Галич-Антропово 1998 38,5 38,5 АСУ-300 14 16 20

Итого: 1073,115 621,005


Таблица № 53

Перечень ВЛ 110 кВ Костромской области и связей с соседними
энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние


№ Наименование Год Кол-во Протяжен- Марка Техническое Срок службы,
ввода цепей ность, провода состояние лет
км<*>
на на на
2012 2014 2018

ВЛ 110 кВ

Центральный регион

1 Нерехта-1- 1950 1 22,4 АС-120 удовл. 62 64 68
Клементьево

2 "Мотордеталь"- 1970 2 5,447 АС-120 удовл. 42 44 48
Кострома-1 (2)

3 отп. на 1970 2 0,67 АС-150 удовл. 42 44 48
"Строммашина"

4 Нерехта- 1959 2 49 АС-120 удовл. 53 55 59
"Мотордеталь" АС-95

5 отп. на Космынино 1959 2 5,3 АС-120 удовл. 53 55 59

6 отп. на Нерехта-2 1959 2 1,64 АС-70 удовл. 53 55 59

7 Южная-1 (2) 1986 2 5,05 АС-120 удовл. 26 28 32

8 Василево-1 (2) 1979 2 10,5 АС-70 удовл. 33 35 39

9 Заволжская-1 (2) 1960 2 21,3 АС-120 удовл. 52 54 58

10 отп. на ТЭЦ-1 1960 2 1,82 АС-70 удовл. 52 54 58

11 отп. на Центральная 1960 2 2,06 АС-120 удовл. 52 54 58

12 отп. на Кострома-3 1960 2 0,1 АС-70 удовл. 52 54 58

13 ТЭЦ-2-Кострома-2 1974 2 3,9 АС-150 удовл. 38 40 44

14 Красное-1 (2) 2009 2 5,7 АС-150 удовл. 3 5 9
АС-70

15 отп. на Восточная-1 2009 2 6,6 АС-150 удовл. 3 5 9
АС-95

16 Восточная-1 (2) 2009 2 2,2 АС-120 удовл. 3 5 9

17 Давыдовская-1 (2) 2009 2 1,35 АС-150 удовл. 3 5 9
АС-240

18 Клементьево-Фурманов 1980 5,1 АС-120 удовл. 32 34 38

19 Аэропорт-1 (2) 1994 2 5,7 АС-120 удовл. 18 20 24

20 Калинки-Судиславль 1973 1 37,8 АС-120 удовл. 39 41 45

21 Судиславль-Кр. 1973 1 37,5 АС-120 удовл. 39 41 45
Поляна

22 ТЭЦ-2-Калинки 1961 1 21,8 АС-120 удовл. 51 53 57

23 Приволжская-1 (2) 1974 2 11,4 АС-95 удовл. 38 40 44

24 Александрово- 1972 1 14,42 АС-120 удовл. 40 42 46
Заволжск

25 Борок-Сусанино 1971 1 14,2 АС-150 удовл. 41 43 47

26 Сусанино-Столбово 1997 1 43,8 АС-120 удовл. 15 17 21

27 Кр. Поляна- 1982 1 25,43 АС-120 удовл. 30 32 36
Александрово

28 Кр. Поляна-Кадый 1983 1 64,5 АС-150 удовл. 29 31 35

29 Кр. Поляна-Столбово 1989 1 21,55 АС-120 удовл. 23 25 29

30 Нерехта-Писцово 1991 1 23,7 АС-120 удовл. 21 23 27

Галичский регион

31 Борок-Буй (т) 1985 1 25,5 АС-120 удовл. 27 29 33

32 Борок-Буй 1985 1 22,9 АС-120 удовл. 27 29 33

33 Борок-Галич (т) 1985 1 58,4 АС-120 удовл. 27 29 33

34 Борок-Новая 1992 1 54,6 АС-120 удовл. 20 22 26

35 отп. на Орехово 1970 2 2,28 АС-120 удовл. 42 44 48

36 Галич (р)-Галич (т) 1964 1 3,3 АС-120 удовл. 48 50 54

37 Галич (р)-Антропово 1964 2 32,9 АС-185 удовл. 48 50 54

38 Галич (р)-Чухлома 1964 1 61,9 АС-95 удовл. 48 50 54

39 отп. на Луковцино 1988 1 0,2 АС-120 удовл. 24 26 30

40 Елегино-Солигалич 1987 1 51,5 АС-120 удовл. 25 27 31

41 Чухлома-Солигалич 1964 1 43,7 АС-120 удовл. 48 50 54

42 отп. на Федоровское 1983 1 2,1 АС-120 удовл. 29 31 35

43 Борок-Западная 1971 1 11,2 АС-150 удовл. 41 43 47

44 Борок-Елегино 1986 1 50,2 АС-120 удовл. 26 28 32

45 Буй (с)-Буй (т) 1980 1 6,1 АС-120 удовл. 32 34 38

46 Западная-Буй (т) 1971 1 4,3 АС-150 удовл. 41 43 47

47 Галич (р)-Новая 1992 1 7,8 АС-120 удовл. 20 22 26

48 Буй (т)-Халдеево 1975 1 24,3 АС-120 удовл. 37 39 43

49 отп. на Лопарево 1979 2 4,7 АС-185 удовл. 33 35 39

Нейский регион

50 Нея-Антропово (т) 1965 1 55,8 АС-185 удовл. 47 49 53

51 отп. на 1977 2 4,3 АС-70 удовл. 35 37 41
Николо-Полома

52 Нея-Антропово (р) 1965 1 54,5 АС-185 удовл. 47 49 53

53 Нея-Мантурово 1965 2 53,6 АС-150 удовл. 47 49 53

54 отп. на Октябрьская 1965 2 2,6 АС-70 удовл. 47 49 53

55 Нея-Макарьев 1967 1 58,5 АС-70 удовл. 45 47 51

56 отп. на Дьяконово 1967 1 1,1 АС-70 удовл. 45 47 51

57 Мантурово-Шарья 1966 2 20,2 АС-150 удовл. 46 48 52

58 Гусево-Ильинское 1982 1 35,68 АС-120 удовл. 30 32 36

59 Мантурово-Гусево 1982 1 28 АС-120 удовл. 30 32 36

60 Мантурово-БХЗ 1973 2 4,3 АС-95 удовл. 39 41 45

61 Кадый-Макарьев 1984 1 58,5 АС-120 удовл. 28 30 34

62 Ильинское-Новинское 1987 1 46,1 АС-120 удовл. 25 27 31

63 отп. на Яковлево 1966 1 0,7 АС-120 удовл. 46 48 52

Шарьинский регион

64 "Звезда"-"Заря-1 2006 1 58,347 АС-150 удовл. 6 8 12
(2)"

65 "Звезда"-Мантурово-1 2006 2 4,1 АС-400 удовл. 6 8 12
(2)

66 Шарья (р)-"Заря" 2006 2 3,5 АС-150 удовл. 6 8 12

67 "Заря"-"Кроностар-1 2006 2 0,65 АС-150 удовл. 6 8 12
(2)"

68 "Заря"-Промузел-1 2006 2 0,68 АС-150 удовл. 6 8 12
(2)

69 Мантурово-Шарья-1 1966 2 26,1 АС-150 удовл. 46 48 52
(2)

70 отп. на Шекшема 1966 2 0,34 АС-120 удовл. 46 48 52

71 Шарья (р)-Шарья (т) 1967 1 12,05 АС-150 удовл. 45 47 51

72 Шарья (р)-Поназырево 1967 1 54,8 АС-150 удовл. 45 47 51
(т)

73 Шарья (т)-Поназырево 1967 1 48,45 АС-150 удовл. 45 47 51
(т)

74 Никола-Вохма 1968 1 15 АС-120 удовл. 44 46 50

75 Поназырево-Ацвеж 1968 1 7,5 АС-120 удовл. 44 46 50

76 Поназырево- 1968 1 15 АС-120 удовл. 44 46 50
Гостовская

77 Поназырево-Никола 1968 1 61 АС-120 удовл. 44 46 50

78 отп. на Шортюг 1968 1 1,33 АС-120 удовл. 44 46 50

79 отп. на Гудково 1968 1 1,31 АС-95 удовл. 44 46 50

80 Вохма-Павино 1972 1 48,4 АС-95 удовл. 40 42 46

81 Павино-Пыщуг 1988 1 38,2 АС-120 удовл. 24 26 30

82 Новинское-Пыщуг 1991 1 39,1 АС-120 удовл. 21 23 27

83 Шарья (р)- 1976 2 44 АС-120 удовл. 36 38 42
Рождественское

Итого: 1843,6


--------------------------------
<*> протяженность (км) указана в зоне обслуживания Костромской области.

По техническому состоянию каждой ВЛ проводится комплексная качественная оценка линии электропередач. Она определяется с учетом технического состояния отдельных элементов: опор, фундаментов, проводов, тросов, изоляторов и арматуры, а также, используя полученные данные расчетов или испытаний элементов ВЛ. Рекомендации по реконструкции объектов выдаются на основе заключений этих испытаний и осмотров специализированной организацией.
75. Перечень подстанций напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах № 54-№ 56.

Таблица № 54

Перечень подстанций напряжением 220 кВ и выше
Костромской энергосистемы, их сводные данные


Наименование Класс Год Кол-во и Мощность Срок службы, лет
напряжения, ввода мощность ПС
кВ трансформа- на на на
торов 2012 2014 2018
(шунтирующих г. г. г.
реакторов)

ПС 500 кВ

"Звезда" 500/110/10 2006 3 x 135; 405 МВА 6 8 12
6 x 60 360 Мвар

Костромская 500 1986 3 x 60 180 Мвар 26 28 32
АЭС

Костромская 500 1972 4 x 400 4801 МВА 40 42 46
ГРЭС
1972 3 x 267 40 42 46

1977 3 x 533 35 37 41

1993 3 x 267 19 21 25

ПС 220 кВ

"Мотордеталь" 220/110/10 1972 2 x 125; 315 МВА 40 42 46
1 x 25;
1 x 40

"Мантурово" 220/110/35/ 1965 1 x 125; 220 МВА 47 49 53
27,5/10 2 x 40;
1 x 15

"Кострома-2" 220/110/35/6 1961 1 x 125; 255 МВА 51 53 57
1 x 90;
2 x 20

"Галич" 220/110/35/ 1965 2 x 125; 260 МВА 47 59 53
10 1 x 10

"Борок" 220/110/10 1987 2 x 125 250 МВА 25 27 31

Костромская 220 1970 4 x 400; 1727 МВА 42 44 48
ГРЭС 2 x 32;
1 x 63


Таблица № 55

Перечень подстанций напряжением 110 кВ Костромской
энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние


№ Наименование Класс Год Кол-во Мощность Загрузка, Техническое Срок службы,
п/п напряжения, ввода тр-в и ПС, МВА % состояние лет
кВ мощ-ть,
ед. x МВА на на на
2012 2014 2018

Центральный регион

1 Александрово 110/35/10 1981 2 x 6,3 12,6 31,7 удовл. 31 33 37

2 Аэропорт 110/35/6 1993 2 x 16 32 18,5 удовл. 19 21 25

3 Василево 110/35/10 1979 2 x 10 20 10,7 удовл. 33 35 39

4 Восточная-2 110/35/10 1977 2 x 25 50 46,1 удовл. 35 37 41

5 Давыдовская 110/10 2009 2 x 25 50 17,8 удовл. 3 5 9

6 СУ ГРЭС 110/35/6 1978 1 x 16; 26 25,7 удовл. 34 36 40
1 x 10

7 Григорцево 110/10 1987 1 x 2,5 2,5 11,6 удовл. 25 27 31

8 Калинки 110/35/10/6 1962 2 x 10; 21,6 28,3 удовл. 50 52 56
1 x 1,6

9 Клементьево 110/10 1980 1 x 6,3 6,3 10,8 удовл. 32 34 38

10 Кострома-1 110/6 1951 2 x 10 20 51,9 удовл. 61 63 67

11 Кострома-3 110/35/6 1963 1 x 16; 26 44,2 удовл. 49 51 55
1 x 10

12 КПД 110/35/10 1986 2 x 16 32 23,6 удовл. 26 28 32

13 Кр. Поляна 110/35/10 1972 2 x 10 20 21,5 удовл. 40 42 46

14 Красное 110/35/10 1982 2 x 16 32 38,8 удовл. 30 32 36

15 Нерехта-1 110/35/10/6 1940 2 x 25; 82 29,6 удовл. 72 74 78
2 x 16

16 Нерехта-2 110/10/6 1973 1 x 10; 15,6 7,4 удовл. 39 41 45
1 x 5,6

17 "Строммашина" 110/6 1974 2 x 40 80 17,3 удовл. 38 40 44

18 Северная 110/6 1970 1 x 25; 45 42,8 удовл. 42 44 48
1 x 20

19 Столбово 110/10 1990 1 x 10 10 4,4 удовл. 22 24 28

20 Судиславль 110/10 1972 2 x 10 20 40,7 удовл. 40 42 46

21 Сусанино 110/35/10 1987 2 x 10 20 19,7 удовл. 25 27 31

22 Центральная 110/10/6 1989 2 x 25 50 32,9 удовл. 23 25 29

23 Южная 110/35/10 1986 2 x 25 50 28,0 удовл. 26 28 32

24 Восточная-1 110/6 2011 2 x 25 50 44,7 хорошее 1 3 7

Галичский регион

25 Буй районная 110/35/10 1963 1 x 10; 14 13,4 удовл. 51 51 55
1 x 4

26 Буй сельская 110/10 1980 2 x 6,3 12,6 49,6 удовл. 34 34 38

27 Елегино 110/10 1985 1 x 2,5 2,5 8,4 удовл. 29 29 33

28 Западная 110/10 1992 2 x 10 20 29,2 удовл. 22 22 26

29 Лопарево 110/10 1979 2 x 2,5 5 12,2 удовл. 35 35 39

30 Луковцино 110/10 1988 1 x 2,5 2,5 7,6 удовл. 26 26 30

31 Новая 110/35/10 1993 2 x 6,3 12,6 23,3 хорошее 21 21 25

32 Орехово 110/35/10 1965 2 x 6,3 12,6 10,8 удовл. 49 49 53

33 Солигалич 110/35/10 1986 2 x 10 20 28,7 удовл. 28 28 32

34 Федоровское 110/10 1983 1 x 2,5 2,5 6,0 удовл. 31 31 35

35 Чухлома 110/35/10 1965 2 x 6,3 12,6 31,5 удовл. 49 49 53

Нейский регион

36 Антропово 110/35/10 1965 1 x 16; 22,3 29,1 удовл. 47 49 53
1 x 6,3

37 БХЗ 110/6/10 1971 2 x 25 50 5,2 удовл. 41 43 47

38 Гусево 110/10 1981 1 x 2,5 2,5 11,6 удовл. 31 33 37

39 Дьяконово 110/10 1977 1 x 2,5 2,5 11,2 удовл. 35 37 41

40 Ильинское 110/35/10 1990 2 x 10 20 26,8 удовл. 22 24 28

41 Кадый 110/35/10 1983 2 x 10 20 19,4 удовл. 29 31 35

42 Макарьев-1 110/35/10 1967 2 x 10 20 37,7 удовл. 45 47 51

43 Нея 110/35/27,5/ 1966 2 x 40; 86,3 18,6 удовл. 46 48 52
10 1 x 6,3

44 Новинское 110/10 1988 1 x 2,5 2,5 2,0 удовл. 24 26 30

45 Н.-Полома 110/10 1976 1 x 2,5 2,5 41,6 удовл. 36 38 42

46 Октябрьская 110/10 1978 1 x 2,5 2,5 36,4 удовл. 34 36 40

47 Яковлево 110/35/10 1965 1 x 10 10 0,9 удовл. 47 49 53

Шарьинский регион

48 Вохма 110/35/10 1968 1 x 16; 22,3 25,2 удовл. 44 46 50
1 x 6,3

49 Гудково 110/10 1987 1 x 2,5 2,5 2,4 удовл. 25 27 31

50 Никола 110/35/10 1991 1 x 6,3 6,3 8,3 удовл. 21 23 27

51 Павино 110/35/10 1975 1 x 10; 16,3 15,7 удовл. 37 39 43
1 x 6,3

52 Промузел 110/6/6 1976 2 x 25 50 11,4 удовл. 36 38 42

53 Пыщуг 110/35/10 1989 2 x 6,3 12,6 19,2 удовл. 23 25 29

54 Рождественс- 110/35/10 1986 1 x 10; 14 12,6 хорошее 26 28 32
кое 1 x 4

55 Шарья (р) 110/35/6 1966 1 x 25; 45 42,3 удовл. 46 48 52
1 x 20

56 Шекшема 110/10 1976 1 x 6,3 6,3 9,2 удовл. 36 38 42

57 Шортюг 110/10 1968 1 x 6,3 6,3 8,3 удовл. 44 46 50

58 Якшанга 110/10 1974 1 x 6,3 6,3 22,4 удовл. 38 40 44

Итого 1319,5


Таблица № 56

Перечень тяговых подстанций напряжением 110 кВ Костромской
энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние


№ Наименова- Класс Год Кол-во Мощность Техни- Срок службы, лет
п/п ние напряжения, ввода трансфор- ПС, МВА ческое
кВ маторов и состоя- на на на
их ние 2012 2014 2018
мощность,
ед. x МВА

1 Космынино 110/35/10 1983 2 x 16 32 удовл. 29 31 35

2 Буй 110/27,5/10 1968 2 x 40 80 удовл. 44 46 50

3 Галич 110/27,5/10 1969 2 x 40 80 удовл. 43 45 49

4 Антропово 110/27,5/10 1965 2 x 40 80 удовл. 47 49 53

5 Шарья 110/27,5/6 1969 2 x 40 80 удовл. 43 45 49

6 Поназырево 110/27,5/10 1969 2 x 40 80 удовл. 43 45 49

Итого 432


Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002 года, определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденных 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 ВЛ 110 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах срок службы составляет 50 лет, для ВЛ на деревянных опорах - 30 лет, для ПС - не менее 25 лет.
Для объектов, введенных после 1 января 2002 года, согласно Письму Министерства финансов Российской Федерации от 28.02.2002 № 16-00-14/75, рассматриваемый показатель определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 января 2002 года № 1 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы". В соответствии с принятой классификацией для начисления амортизации установлен максимальный срок службы линий электропередачи на металлических и ж/б опорах - 15 лет, ПС - до 20 лет.
76. В таблицах № 57, № 58 и на рисунках № 43-№ 46 (не приводятся) представлены возрастные характеристики ЛЭП и оборудования ПС различных классов напряжения.

Таблица № 57

Срок эксплуатации существующих ВЛ 110 кВ
по состоянию на 2012, 2014, 2018 годы


Срок На 2012 г. На 2014 г. На 2018 г.
эксплуатации
Длина, в % к Длина, в % к Длина, в % к
км общ. длине км общ. длине км общ. длине

до 30 лет 702,5 38,1 577,427 31,3 279,377 15,1

30 лет и выше 1141,02 61,8 1266,127 68,6 1564,177 84,8

в том числе:

30-40 лет 283,01 15,3 313,21 16,9 538,6 19,2

40-50 лет 732,59 39,7 685,697 37,1 268,4 14,5

50-60 лет 103,02 5,5 244,82 13,2 734,7 39,8

60 лет и выше 22,4 1,2 22,4 1,2 22,4 1,2


Как видно из таблицы № 57 и из рисунка № 43 (не приводится) на 2012 год, порядка 7% от общей длины существующих линий 110 кВ в Костромской области имеют срок службы 50 и более лет, при этом к 2018 году протяженность таких линий превысит 40%.

Таблица № 58

Состояние парка трансформаторов с высшим
напряжением 110 кВ на 2012, 2014, 2018 годы


Срок службы На 2012 г. На 2014 г. На 2018 г.
трансформа-
торов Общая В % к Общая В % к Общая В % к
мощность общей мощность общей мощность общей
трансфор- мощности трансфор- мощности трансфор- мощности
маторов, маторов, маторов,
МВА МВА МВА

менее 16 лет 50 2,8 50 2,8 50 2,8

16-25 лет 173,5 9,9 163,5 9,3 44,6 2,8

более 25 лет 1528 87,2 1538 87,8 1656,9 94,5


Как видно из таблицы № 58 и из рисунка № 44 (не приводится) на 2012 год, порядка 87% установленной трансформаторной мощности на ПС с высшим напряжением 110 кВ имеют срок службы 25 и более лет, а уже на 2018 год - порядка 94%.
Отметим, 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 оборудования и оборудования подстанций снижает надежность электроснабжения потребителей региона.
77. Для решения обозначенных проблем с целью определения необходимых объемов технического перевооружения и реконструкции распределительных электрических сетей рекомендуется проведение комплексного технического аудита и диагностики технического состояния распределительных электросетевых объектов.
Техническое состояние сети 110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80% подстанций и около 7% линий отработало нормативный срок службы. Необходимо обратить внимание на то, что при истечении срока службы электрооборудования вероятность отказа увеличивается на порядок.
78. Основные сведения о генерирующих компаниях, действующих на территории Костромской области, приведены в главе 9 Схемы и программы развития электроэнергетики Костромской области на 2014-2018 годы (далее - Программа). Ниже представлены параметры генераторов, существующих электростанций Костромской области.
Характеристика генераторов, установленных на Костромской ГРЭС, представлена в таблице № 59.

Таблица № 59

Параметры генераторов Костромской ГРЭС на 24.05.2012


Ст. № Тип Год ввода Sном, Рном, cosфи Uном, Qmax, Qmin,
гене- генератора МВА МВт кВ МВар МВар
ратора

ТГ-1 ТВВ-320-2У3 1969 353 300 0,85 20 247 -135

ТГ-2 ТВВ-350-2У3 1969/1995<*> 411,77 350 0,85 20 290 -180

ТГ-3 ТВВ-320-2У3 1970 353 300 0,85 20 247 -135

ТГ-4 ТВВ-350-2У3 1970/2006<*> 411,77 350 0,85 20 291 -100

ТГ-5 ТВВ-320-2У3 1971/2007<*> 353 300 0,85 20 247 -100

ТГ-6 ТВВ-320-2У3 1972 353 300 0,85 20 247 0

ТГ-7 ТВВ-320-2У3 1972 353 300 0,85 20 247 0

ТГ-8 ТВВ-320-2У3 1973 353 300 0,85 20 247 0

ТГ-9 ТВВ-1200-2УЗ 1980/1991<*> 1330 1200 0,9 24 900 -225


--------------------------------
<*> Дата ввода генератора в эксплуатацию после модернизации.

В таблице № 60 приведены параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО "ТГК-2" по Костромской области.

Таблица № 60

Параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО
"ТГК-№ 2" по Костромской области и ООО "ШТЭЦ"


№ Станция Ст. № Тип Год n Sном Рном Qмин Qмакс Uном Cosфи
генера- ввода Об/ МВА МВт МВАр МВАр кВ
тора мин

1 КТЭЦ-1 2 Т2-12-2 1976 3000 15 12 (9) 6,3 0,8

2 КТЭЦ-1 4 Т2-6-2 1958 3000 7,5 6 6,3 0,8

3 КТЭЦ-1 5 Т2-12-2 1965 3000 15 12 (9) 6,3 0,8

4 КТЭЦ-1 6 Т2-12-2 1966 3000 15 12 (9) 6,3 0,8

1 КТЭЦ-2 ТГ-1 ТВФ-63-2 1974 3000 78,75 63 10/0 37/23 6,3 0,8
(60)

2 КТЭЦ-2 ТГ-2 ТВФ-120- 1976 3000 125 100 30/6 55/32 10,5 0,8
2 (110)

1 ООО "ШТЭЦ" ТГ № 1 Т2-6-2 1965 3000 7,5 6 (3) 6,3 0,8

2 ООО "ШТЭЦ" ТГ № 2 Т2-6-2 1966 3000 7,5 6 6,3 0,8

3 ООО "ШТЭЦ" ТГ № 3 Т-12-2 1979 3000 15 12 6,3 0.8


79. Возникает необходимость оценить и проанализировать технологические потери мощности и электроэнергии, которые возникают при передаче электроэнергии по электрическим сетям 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, за исключением потерь, вызванных погрешностью системы учета электроэнергии.
В таблицах № 61 и № 62 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в отчетный период 2007-2011 годы.

Таблица № 61

Потери мощности в сетях 110 кВ и выше


Год Напряжение, кВ Нагрузка Потери, МВт/отношение потерь к нагрузке
энергосис- энергосистемы, %
темы, МВт
в сетях 110 % Всего, %
кВ/220 кВ 110 кВ и
выше

2007 110 676 19,4 2,86 50 7,4

220 и выше 30,6 4,53

2008 110 712 19,4 2,72 50,35 7,07

220 и выше 30,95 4,35

2009 110 692 18,75 2,71 48,15 6,96

220 и выше 29,4 4,23

2010 110 678 19,32 2,85 49,12 7,24

220 и выше 29,8 4,39

2011 110 654 18,84 2,88 49,63 7,59

220 и выше 30,79 4,71


Таблица № 62

Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше


Год Электропотреб- Потери, млн. кВт.ч /отношение потерь к
ление электропотреблению энергосистемы, %
энергосистемы,
млн. кВт.ч В сети % В сети % Всего, %
110 кВ 220 кВ 110 кВ и
выше

2007 3782,12 71,780 1,89 113,22 2,99 185 4,89

2008 3790,514 65,96 1,74 105,23 2,78 171,19 4,51

2009 3558,905 59,06 1,66 92,61 2,6 151,67 4,26

2010 3681,486 69,55 1,89 107,64 2,92 177,19 4,81

2011 3611,475 68,77 1,9 112,38 3,11 181,15 5,02


В таблице № 63 представлена структура технических потерь мощности электрической сети по участкам за 2011 год.

Таблица № 63

Структура технических потерь мощности в
электрической сети 110 кВ Костромской
энергосистемы по участкам за 2011 год


Составляющие технических потерь Потери мощности, МВт

Галичский Нагрузочные потери:
участок в трансформаторы 110 кВ 1,18
в ВЛ 110 кВ 0,43

Потери ХХ в трансформаторах 0,51

Всего 2,12

Костромской Нагрузочные потери:
участок в трансформаторы 110 кВ 4,06
в ВЛ 110 кВ 4,45

Потери ХХ в трансформаторах 1,43

Всего 9,94

Нейский Нагрузочные потери:
участок в трансформаторы 110 кВ 1,63
в ВЛ 110 кВ 0,9

Потери ХХ в трансформаторах 0,61

Всего 3,14

Шарьинский Нагрузочные потери:
участок в трансформаторы 110 кВ 1,44
в ВЛ 110 кВ 1,71

Потери ХХ в трансформаторах 0,49

Всего 3,64

Всего по сети 110 кВ 18,84


В отчетном 2011 году потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка 181 миллиона кВт.ч, или 5% от электропотребления энергосистемы.

Раздел II. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ТЕРРИТОРИИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

80. "Узкие места" в распределительной сети определяются рядом факторов. К наиболее распространенным следует отнести то, что схемы присоединения к сети электросетевых объектов в отдельных случаях не соответствуют требованиям нормативных документов. Другим фактором является неудовлетворительное состояние отдельных линий и подстанций.
В Костромской энергосистеме в эксплуатации имеются подстанции, на трансформаторах которых отсутствует переключающее устройство (далее - РПН) и т.п. Есть в энергосистеме также ЛЭП 110 кВ, которые по своему техническому состоянию мало пригодны для дальнейшей эксплуатации. Характеристика "узких мест" схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Костромской области приведена в таблице № 64.

Таблица № 64

"Узкие места" схемы электрических
соединений сетей 110 кВ и выше


Характеристика Наименование электросетевых Кол-во ПС/ЛЭП,
"узких мест" объектов шт.

ПС с одним Григорцево, Клементьево, Столбово, 18
трансформатором Елегино, Луковицино, Федоровское,
Гусево, Дьяконово, Новинское,
Н.-Полома, Яковлево, Гудково,
Шортюг, Якшанга, Никола, Шекшема,
Октябрьская, Рождественское

ПС без резервного Федоровское, Луковицино, 9
питания со стороны Дьяконово, Яковлево, Якшанга,
110 кВ Гудково, Шортюг, Григорцево,
Клементьево

ПС с Кострома-3, Нерехта-2, Новая, 8
трансформаторами Чухлома, Антропово (р), Павино,
без РПН Шортюг, Якшанга

ПС на ОД и КЗ Пыщуг, Новинское, Ильинское, 33
Яковлево, Якшанга, Гудково,
Шортюг, Никола, Вохма, Шарья (т),
Александрово, Судиславль, Калинки,
Приволжская, КПД, СУ ГРЭС,
Клементьево, Григорцево, Нерехта-2,
Космынино (т), Василёво, Южная,
Красное, Дьяконово, Николо-Полома,
Мантуровский БХЗ, Луковцино,
Федоровское, Солигалич, Елегино,
Западная, Сусанино, Столбово


В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 года № 281 "Об утверждении методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (далее - Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем), ПС 110 кВ рекомендуется выполнять двухтрансформаторными. В Костромской энергосистеме в рассматриваемый период до 2018 года для однотрансформаторных ПС 110 кВ отсутствует необходимость в установке вторых трансформаторов, что обусловлено отсутствием заявок на подключение новых потребителей к данным ПС и малой загрузкой трансформаторов. Так, например, на ПС "Столбово" 110/10 кВ с мощностью трансформатора 10 МВА загрузка трансформатора составляет всего 4,4%.
Большая часть схем распределительных устройств (далее - РУ) 110 кВ выполнена по упрощенным схемам (№ 110-4) на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, и их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. Для приведения схем открытых распределительных устройств (далее - ОРУ) 110 кВ существующих подстанций в соответствие с требованиями документа "Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения" при выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.
В Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем указывается:
1) присоединять не более трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной - не более пяти;
2) применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий и т.п. с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций.
Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.
Так, например, при ремонте ВЛ 110 кВ Вохма-Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево-Никола потребители ПС 110 кВ (ПС 110 кВ "Вохма", ПС 110 кВ "Никола", ПС 110 кВ "Шортюг", ПС 110 кВ "Гудково") остаются без питания.
Аналогично, при ремонте ВЛ 110 кВ Борок-Елегино и отключении ВЛ 110 кВ Галич (р)-Чухлома потребители ПС 110 кВ: "Елегино", "Солигалич", "Федоровское", "Чухлома", "Луковцино" остаются без питания.
Основным питающим центром Костромской энергосистемы является Костромская ГРЭС, обеспечивающая электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
Передача мощности в район города Костромы осуществляется по трем ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-"Мотордеталь-1 и 2" цепь и по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома. Собственная генерация района составляет приблизительно 200 МВт в зимний период и 65 МВт в летний период и обеспечивается за счет генерации Костромской ТЭЦ-1 и Костромской ТЭЦ-2. Приблизительно 50% мощности, передаваемой по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-"Мотордеталь-1 и 2" цепь, является транзитной в Ярославскую энергосистему и играет существенную роль в балансе.
Электроснабжение потребителей северо-западной части Костромской энергосистемы осуществляется от Костромской ГРЭС по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-"Мотордеталь-1 и 2", Костромская ГРЭС-Кострома, "Мотордеталь"-Борок, Кострома-Галич.
Электроснабжение потребителей северо-восточной части осуществляется от ПС 500 кВ "Звезда" по ВЛ 500 кВ Костромская АЭС-"Звезда" и "Звезда"-Вятка и в ремонтных режимах в сети 500 кВ от ПС 220 кВ "Мантурово" по ВЛ 220 кВ Рыжково-Мантурово.
В нормальном режиме пропускной способности сетей 110 кВ и выше достаточно для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах.
Костромская энергосистема является транзитной. Транзитные перетоки оказывают влияние на режимы работы оборудования энергосистемы.
В ремонтных и аварийных режимах работы Костромской энергосистемы возможен выход параметров электрического режима за допустимые пределы в сетях 220-110 кВ. Исходя из этого, формируются "узкие места" энергосистемы.
К ремонтным и аварийным режимам с выходом параметров за допустимые пределы можно отнести следующее электрические режимы:
1) в режимах с выводом в ремонт ВЛ 110 кВ Заволжская-1 (2) цепь или при выводе в ремонт ВЛ 110 кВ "Мотордеталь"-Кострома-1 (2) цепь и аварийных отключениях в сети 220 кВ перегруз оставшейся в работе ВЛ 110 кВ достигает 30% в летний период;
2) к тому же значительная часть города Костромы снабжается электроэнергией от трех ПС 110 кВ ("Северная", "Центральная", "Кострома-3"), подключенных отпайками к ВЛ 110 кВ Заволжская-1 и 2. Указанные ВЛ являются транзитными между левобережной и правобережными частями города. Аварийное отключение обеих ВЛ при отсутствии генерации Костромской ТЭЦ-1 приводит к погашению значительной части потребителей левобережной части города (в том числе социально значимых).
Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская-1 и 2 цепь, имеющих низкую надежность электроснабжения и большое число отключений.
Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ "Октябрьская" и ПС 110 кВ "Шекшема".
В настоящее время появление вышеперечисленных режимов исключается при составлении планов ремонтов и проведении ремонтной кампании. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в подобных режимах применяются схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в делении сети в определенных точках (что приводит к снижению надежности схемы в целом), устройства противоаварийной автоматики, а в отдельных случаях могут применяться графики аварийного ограничения.
Части Костромской энергосистемы, в которых ликвидация отклонений от допустимых пределов электрического режима производится действием противоаварийной автоматики, не требуют скорейшего решения по усилению сети. Но при подключении энергоемких потребителей потребуется подключение электрических сетей к дополнительным источникам электрической мощности на напряжение 220-500 кВ.
81. Ограничений на технологическое присоединение потребителей к отдельным частям энергосистемы нет. Однако присоединение крупных и энергоемких потребителей в некоторых частях энергосистемы и к отдельным подстанциям потребует выполнения схемных решений и подведения данных потребителей под отключение действиями противоаварийной автоматики и включения их в графики аварийного ограничения потребления.
К таким районам и подстанциям можно отнести:
1) северо-западную часть энергосистемы Костромской области: ПС 220 кВ "Борок", ПС 110 кВ "Буй (т)", "Буй (р)", "Буй (с)", "Западная", подстанции транзита 110 кВ "Борок"-"Солигалич"-"Чухлома"-"Галич";
2) северо-восточную часть энергосистемы Костромской области;
3) ПС 220 кВ "Мантурово", ПС 110 кВ "Нея", "Шарья (р)", "Шарья (т)", "Поназырево (т)", РП "Заря", "Промузел", "Кроностар";
4) ПС 110 кВ "КПД" и СУ ГРЭС, питание которых осуществляется от Ивановской энергосистемы.
82. Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ "Северная", "Кострома-1", "Кострома-3", "КПД", "Буй (р)", "Буй (с)", "Шарья (р)".
Допустимые уровни напряжения в нормальных, ремонтных и аварийных режимах обеспечиваются за счет:
1) регулирования реактивной мощности, вырабатываемой Костромской ГРЭС, Костромскими ТЭЦ-1 и 2 и Шарьинской ТЭЦ;
2) регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ "Мотордеталь", "Кострома-2", "Борок", "Галич", "Мантурово", "Звезда";
3) батарей статических конденсаторов 110 кВ (БСК) ПС 220 кВ "Мантурово", ПС 110 кВ "Шарья (р)" и "Поназырево (т)";
4) работы устройств автоматического ограничения снижения напряжения на ПС 220 кВ "Мантурово", ПС 110 кВ "Нея", "Шарья (р)", "Промузел", "Кроностар".
На текущий момент источников реактивной мощности Костромской энергосистемы достаточно для качественного регулирования напряжения во всех режимах работы энергосистемы.
С целью анализа режимной ситуации, которая сложилась в дни контрольных замеров 21 декабря и 15 июня 2011 года, в таблице № 65 представлены данные по потреблению мощности и генерации электростанций Костромской энергосистемы в часы контрольных замеров.

Таблица № 65

Потребление мощности и генерация электростанций
в дни контрольных замеров


Наименование 21.12.2011 21.12.2011 15.06.2011 15.06.2011
18.00 04.00 22.00 04.00

Потребление, МВт 561 398 369 287

Генерация, МВт 2589 1418 1549 653


Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2200 МВт. Передача мощности напрямую зависит от выработки Костромской ГРЭС. В таблице № 66 приведены данные по передаче мощности в смежные энергосистемы. В зимний период суммарный переток мощности в смежные энергосистемы достигает около 80% от выработки Костромской ГРЭС, а летом - 95%.

Таблица № 66

Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы


Смежная Наименование ЛЭП Сечение Длительно-допустимая Дата и время замера
энергосистема мощность, МВт
21.12.2011 21.12.2011 15.06.2011 15.06.2011
18.00 04.00 22.00 04.00

МВт % МВт % МВт % МВт %

Кировская ВЛ 500 кВ 3хАС-330 1788 при t = +25 град. 88 4 -255,3 -11 239 13 -10 -1
энергосистема "Звезда"-Вятка C
2307 при t = -5 град.
C

ВЛ 110 кВ Ацвеж- АС-120 68,7 при t = +25 град. отключена
Поназырево C
88,6 при t = -5 град.
C

ВЛ 110 кВ Гостовская- АС-120 1788 при t = +25 град.
Поназырево C
2307 при t = -5 град.
C

Московская ВЛ 500 кВ Костромская 3хАС-400 2055 при t = +25 град. 77 3 -204 -8 -185 -9 40 2
энергосистема ГРЭС-Загорская ГАЭС C
2652 при t = -5 град.
C

Владимирская ВЛ 500 кВ Костромская 3хАС-400 2055 при t = +25 град. -380 -14 200 8 отключена
энергосистема ГРЭС-Владимирская C
2652 при t = -5 град.
C

Вологодская ВЛ 500 кВ Костромская 3хАС-400 2055 при t = +25 град. -125 -5 263 10 -83 -4 263 13
энергосистема АЭС-Вологодская C
2652 при t = -5 град.
C

ВЛ 110 кВ Никольск- АС-95 59,3 при t = +25 град. -10 -13 16 21 -2 -3 -4 -7
Павино C
76,5 при t = -5 град.
C

ВЛ 110 кВ Буй (т)- АС-150 80,9 при t = +25 град. отключена
Вохтога (т) C
104,4 при t = -5 град.
C

Нижегородская ВЛ 500 кВ Костромская 3хАСО-400 2055 при t = +25 град. -803 -30 -676 -26 -491 -24 -413 -20
энергосистема ГРЭС-Луч C
2652 при t = -5 град.
C

ВЛ 220 кВ Рыжково- АС-300 249 при t = +25 град. -64 -20 -41 -13 -62 -25 -41 -16
Мантурово C
321 при t = -5 град. C

Ивановская ВЛ 220 кВ Костромская АС-400 301 при t = +25 град. -122 -31 -53 -14 -112 -37 -25 -8
энергосистема ГРЭС-Вичуга-1 C
388 при t = -5 град. C

ВЛ 220 кВ Костромская АС-400 301 при t = +25 град. -122 -31 -53 -14 -112 -37 -25 -8
ГРЭС-Вичуга-2 C
388 при t = -5 град. C

ВЛ 220 кВ Костромская АС-400 301 при t = +25 град. -105 -27 -44 -11 -85 -28 -24 -8
ГРЭС-Иваново-1 C
388 при t = -5 град. C

ВЛ 220 кВ Костромская АС-400 301 при t = +25 град. отключена
ГРЭС-Иваново-2 C
388 при t = -5 град. C

ВЛ 110 кВ Заволжск- АС-120 68,7 при t = +25 град. -1 -1 4 5 2 3 3 4
Александрово C
88,6 при t = -5 град.
C

ВЛ 110 кВ Фурманов- АС-120 68,7 при t = +25 град. -1 -1 -2 -2 8 12 9 13
Клементьево C
88,6 при t = -5 град.
C

ВЛ 110 кВ Писцово- АС-120 68,7 при t = +25 град. 7 8 6 7 34 49 32 47
Нерехта C
88,6 при t = -5 град.
C

Ярославская ВЛ 220 кВ Костромская АС-500 342 при t = +25 град. -172 -39 -66 -15 -161 -47 -81 -24
энергосистема ГРЭС-Ярославская C
441 при t = -5 град. C

ВЛ 220 кВ АС-300 249 при t = +25 град. -122 -38 -52 -16 -98 -39 -52 -21
"Мотордеталь"- C
Тверицкая 321 при t = -5 град. C

ВЛ 110 кВ Халдеево- АС-120 68,7 при t = +25 град. -19 -21 -3 -3 -15 -22 -3 -4
Буй (т) C
88,6 при t = -5 град.
C

ВЛ 110 кВ Нерехта-1 АС-120 68,7 при t = +25 град. -32 -36 -13 -15 -31 -45 -20 -29
C
88,6 при t = -5 град.
C

ВЛ 110 кВ Нерехта-2 АС-150 80,9 при t = +25 град. -31 -30 -10 -10 -30 -37 -19 -23
C
104,4 при t = -5 град.
C

Итого получение/передача мощности в соседние 172/-2108 489/ 283/ 347/
энергосистемы -1218 -1467 -718


Примечание: знак "минус" означает передачу активной мощности в смежную энергосистему.

83. Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2011 году, показывает, что загрузка сети 110 кВ и выше и уровни напряжений находятся в пределах допустимых значений.
В таблицах № 67 и № 68 представлена загрузка автотрансформаторов и ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы.

Таблица № 67

Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы


№ Наименование Установ- Дата и время замера
ленная
мощность, 21.12.2011 21.12.2011 15.06.2011 15.06.2011
МВА 18.00 04.00 22.00 04.00

МВА % МВА % МВА % МВА %

1 Костромская АТ-2 3 x 444,2 55,0 312,1 39,0 225,4 28,0 253,0 32,0
ГРЭС 267

АТ-4 3 x отключен
267

2 ПС 500/110/10 АТ-1 3 x 200,2 49,0 109,1 27,0 171,8 42,0 118,7 29,0
кВ "Звезда" 135

3 ПС 220/110/10 АТ-1 125 63,7 51,0 41,5 33,0 62,5 50,0 41,6 33,0
кВ "Мантурово"

4 ПС 220/110/10 АТ-1 125 46,6 37,0 18,8 15,0 отключен
кВ
"Мотордеталь" АТ-2 125 47,3 38,0 19,1 15,0 51,2 41,0 27,6 22,0

5 ПС 220/110/10 АТ-1 125 29,0 23,0 21,5 17,0 17,4 14,0 11,6 9,0
кВ "Борок"
АТ-2 125 29,0 23,0 21,5 17,0 17,4 14,0 11,6 9,0

6 ПС 220/110/10 АТ-1 125 23,6 19,0 23,2 19,0 14,9 12,0 12,6 10,0
кВ "Галич"
АТ-2 125 21,2 17,0 20,9 17,0 13,1 10,0 11,7 9,0

7 ПС 220/110/6 АТ-1 125 24,5 20,0 6,8 5,0 41,2 33,0 23,5 19,0
кВ
"Кострома-2" АТ-2 90 27,7 31,0 7,7 9,0 37,8 42,0 21,8 24,0


Таблица № 68

Загрузка ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы


№ Наименование ЛЭП Сечение Длительно-допустимая Дата и время замера
мощность, МВт
21.12.2011 21.12.2011 15.06.2011 15.06.2011
18.00 04.00 22.00 04.00

МВт % МВт % МВт % МВт %

1 ВЛ 500 кВ 3хАСО-400 2055 при t = +25 238 9 100 4 15 1 134 7
Костромская ГРЭС- град. C
Костромская АЭС 2652 при t = -5
град. C

2 ВЛ 500 кВ 3хАС-330 1788 при t = +25 112 5 359 16 69 4 129 7
Костромская АЭС- град. C
"Звезда" 2307 при t = -5
град. C

3 ВЛ 220 кВ АС-300 249 при t = +25 132 41 68 21 отключена
Костромская ГРЭС- град. C
"Мотордеталь-1" 321 при t = -5 град.
C

4 ВЛ 220 кВ АС-300 249 при t = +25 135 42 69 21 179 72 104 42
Костромская ГРЭС- град. C
"Мотордеталь-2" 321 при t = -5 град.
C

5 ВЛ 220 кВ АС-300 249 при t = +25 53 17 46 14 29 12 23 9
"Мотордеталь"- град. C
Борок 321 при t = -5 град.
C

6 ВЛ 220 кВ Борок- АС-300 249 при t = +25 3 1 4 1 6 2 0 0
Галич град. C
321 при t = -5 град.
C

7 ВЛ 220 кВ АС-300 249 при t = +25 47 15 40 12 34 14 25 10
Кострома-Галич град. C
321 при t = -5 град.
C

8 ВЛ 220 кВ АС-300 249 при t = +25 95 30 54 17 113 45 67 27
Костромская ГРЭС- град. C
Кострома 321 при t = -5 град.
C


Раздел III. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 16. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
И МАКСИМУМА НАГРУЗКИ НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД ПО
КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

84. Прогноз потребления электрической энергии Костромской области представлен в Программе в двух вариантах: первый - базовый - соответствует уровню электропотребления, представленному в Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы, утвержденной Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 августа 2012 года № 387 "Об утверждении схемы и программы развития единой энергетической системы России на 2012-2018 годы", второй - так называемый "региональный" - отвечает более оптимистическим параметрам развития экономики, демографической ситуации и непроизводственной сферы в рассматриваемом регионе. Основные отличия заключаются в учете дополнительного спроса на электроэнергию, возникающего при реализации нескольких крупных инвестиционных проектов в обрабатывающей промышленности, при одновременном полном выполнении целевой программы развития жилищного строительства на территории Костромской области с выходом к 2018 году на норматив по удельному вводу жилья 0,6 кв. м/чел. в год, а также более интенсивном развитии предприятий и учреждений сферы услуг, которые сопровождаются относительно незначительным снижением численности населения области (примерно на 15 тысяч человек среднегодовой численности постоянного населения к уровню 2012 года).
Первым годом построения прогноза является 2012 год. В соответствии с базовым прогнозом, разработанным в начале текущего года СО ЕЭС, полное электропотребление в области составит 3658 тысяч кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2011 года на 1,30%.
В региональном прогнозе электропотребление 2012 года скорректировано на фактическое электропотребление по результатам прошедших 7 месяцев и составляет 3613 тысяч кВт.ч с приростом к 2011 году 0,06%. Фактическое изменение потребления за 7 месяцев текущего года составило по данным СО -0,23%. Вероятно, потребление по итогам 2012 года будет находиться в "коридоре" значений базового и регионального вариантов (таблица № 69, таблица № 77 (не приводится).
85. Базовый вариант (по материалам ОАО "СО ЕЭС").

Таблица № 69

Прогноз потребления электрической энергии и мощности
в Костромской области по базовому варианту,
разработанный ОАО "СО ЕЭС"


Показатель Годы

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Электропотребление, 3658 3693 3710 3723 3737 3751 3765
млн. кВт.ч

Среднегодовые темпы 0,96 0,46 0,35 0,38 0,37 0,37
прироста, %

Максимум нагрузки, МВт 684 687 690 692 695 697 700

Среднегодовые темпы 0,44 0,44 0,29 0,43 0,29 0,43
прироста, %

Число часов 5348 5376 5377 5380 5377 5382 5379
использования максимума
нагрузки, ч


Для целей построения прогноза данные Росстата адаптированы к уровням потребления электрической энергии, которые фиксирует СО.
Данный прогноз потребления электрической энергии и мощности на период до 2017 года составлен с учетом социально-экономического развития региона и поступивших заявок на технологическое присоединение (таблица № 70). Анализ таблицы показывает, что прогнозируемый прирост нагрузки составляет 2-3 МВт в год.

Таблица № 70

Перечень заявок потребителей на
присоединение к электрической сети


№ Наименование Мощность по Перспективная Примечание
п/п потребителя выданным нагрузка
ТУ, со
сроком
исполнения
в 2012-2013
году, МВт

1 Инвестпроект ОАО 9,5 МВт - Реконструкция ПС
"Газпромтрубинвест" организация включена в
(ПС 110 кВ КПД) производства труб инвестпрограмму
среднего диаметра

2 Реконструкция ПС 0,726 1,3 МВт - ОАО Реконструкция ПС
110 кВ "Кострома-1" "Русский хлеб"; включена в
с увеличением 1,85 МВт - инвестпрограмму
присоединенной микрорайон жилой
мощности на 12 МВА застройки;
и увеличением 1,5 МВт - ОАО
максимальной "Костромамебель"
мощности
энергопринимающих
устройств
потребителей на 5,1
МВт

3 Реконструкция ПС 2,098 2,15 МВт - ОАО Реконструкция ПС
110 кВ "Северная" "Костромская включена в
с увеличением областная инвестпрограмму
присоединенной больница"
мощности на 5 МВА
и увеличением
максимальной
мощности
энергопринимающих
устройств
потребителей на
4,25 МВт

4 Реконструкция ПС 1,2 1,3 МВт - Реконструкция ПС
110 кВ "Буй (р)" и химический завод; включена в
"Буй (с)" с 0,6 МВт - цех по инвестпрограмму
увеличением производству
присоединенной сульфата
мощности на 9,7 МВА алюминия;
и увеличением 2 МВт - квартал
максимальной жилой застройки
мощности
энергопринимающих
устройств
потребителей на 5,1
МВт


В таблице № 71 представлена детализация максимума нагрузки и электропотребления по узлам нагрузки.
В таблицах № 72 и № 73 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2018 года.
Анализ таблицы № 72 показывает, что большее развитие имеет ОАО "Газпромтрубинвест", деятельность которого связана с производством стальных труб. Данный завод получает питание от ПС 110/35/10 кВ КПД.
В таблице № 74 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% от общего объема электропотребления области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.
На основании данных ОАО "СО ЕЭС" и Росстата по полному электропотреблению региона с 2012 года разработан прогноз уровней электропотребления по отдельным отраслям экономики и бытовому сектору до 2018 года по двум вариантам.
В таблице № 75 и на рисунке № 47 (не приводится) приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на период с 2012 до 2018 годы по базовому варианту прогноза, миллион кВт.ч

Таблица № 71

Детализация максимума нагрузки и электропотребления
по узлам нагрузки по базовому варианту


Наименование 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.

Мощ- э/э, Мощ- э/э, Мощ- э/э, Мощ- э/э, Мощ- э/э, Мощ- э/э, Мощ- э/э,
ть, млн. ть, млн. ть, млн. ть, млн. ть, млн. ть, млн. ть, млн.
МВт кВт.ч МВт кВт.ч МВт кВт.ч МВт кВт.ч МВт кВт.ч МВт кВт.ч МВт кВт.ч

Филиал ОАО "ФСК 122,1 653 114 613 114 613 113 608 113 608 112 603 113 608
ЕЭС" Волго-
Окское ПМЭС

Электрические 124,9 620 128 638 128 638 128 638 128 638 128 638 128 638
станции

З-д "Кроностар" 35 187 35 188 35 188 36 194 36 194 36 194 36 194

Тяговые 75 401 75 403 75 403 76 409 76 409 77 414 77 414
подстанции

Шарьинский 48 257 49 263 49 263 49 264 49 263 49 264 49 264
энергорайон

Нейский 45 241 46 247 46 247 46 247 46 247 46 248 46 247
энергорайон

Костромской 205 1144 211 1184 213 1195 214 1201 217 1217 219 1229 221 1239
энергорайон

Галичский 29 155 29 156 30 161 30 161 30 161 30 161 30 161
энергорайон

Всего 684 3658 687 3693 690 3710 692 3723 695 3737 697 3751 700 3765


Таблица № 72

Максимум нагрузки крупных потребителей Костромской
энергосистемы (отчет за 2010-2011 годы и прогноз
до 2018 года)


Наименование Место Вид Максимум нагрузки, МВт
предприятия расположения экономической
(адрес) деятельности 2010 (отчет) 2011 (отчет) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Заявка Факт Заявка Факт

Северная Костромская Транспорт 57,11 84,81 50,39 74,51 75,00 75,00 75,38 75,75 76,13 76,51 76,89
дирекция по обл.
энергообеспе-
чению -
структурное
подразделение
Трансэнерго -
филиала ОАО
"Российские
железные
дороги"

Завод г. Шарья, Деревообработка 31,55 35,02 31,55 35,36 35,00 35,00 35,35 35,70 35,88 36,06 36,24
"Кроностар" п.г.т.
Ветлужский,
ул.
Центральная,
4

ОАО г. Кострома, Производство 13,00 22,13 16,00 22,82 22,82 8,00 7,92 7,52 7,37 7,23 7,08
"Костромской ул. машин и
завод Московская, оборудования
"Мотордеталь" 105

Мантуровский г. Деревообработка 2,43 2,54 2,54 2,55 2,56 2,57 2,57 2,58 2,59
фанерный Мантурово,
комбинат ул.
Матросова,
26

Галический г. Галич, Производство 3,90 4,37 4,37 4,39 4,41 4,44 4,46 4,48 4,50
автокрановый ул. машин и
завод Гладышева, оборудования
27

ООО г. Кострома, Текстильное 3,27 3,19 3,19 3,24 3,29 3,30 3,32 3,34 3,35
"Совместное ул. Борьбы, производство
предприятие 75
"Кохлома"

ОАО г. Производство 2,53 4,50 4,60 5,85 7,02 8,42 10,53 11,58 11,70
"Газпромтруб- Волгоре- стальных труб
инвест" ченск, ул.
Магистраль-
ная, 1

ООО г. Кострома, Производство 2,96 3,82 3,82 3,86 3,90 3,94 3,98 4,01 4,06
"Стромнефте- ул. машин и
маш" Вокзальная, оборудования
54


Таблица № 73

Электропотребление крупных потребителей Костромской
энергосистемы (отчет за 2010-2011 годы и
прогноз до 2018 года)


Наименование Место Вид Электропотребление, млн. кВт.ч
предприятия расположения экономичес-
(адрес) кой 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
деятельности (отчет) (отчет)

Фактический Фактический

Северная Костромская Транспорт 457,37 401,48 407,92 407,92 409,96 412,01 414,07 416,14 418,22
дирекция по обл.
энергообеспе-
чению -
структурное
подразделение
Трансэнерго -
филиала ОАО
"Российские
железные
дороги"

Завод г. Шарья, Деревообра- 246,31 252,08 258,95 258,95 261,53 264,15 265,47 266,80 268,13
"Кроностар" п.г.т. ботка
Ветлужский,
ул.
Центральная,
4

ОАО г. Кострома, Производство 102,81 69,90 69,90 32,00 30,40 28,88 28,30 27,74 27,18
"Костромской ул. машин и
завод Московская, оборудования
"Мотордеталь" 105

Мантуровский г. Деревообра- 17,66 22,63 22,63 22,69 22,76 22,83 22,90 22,97 23,04
фанерный Мантурово, ботка
комбинат ул.
Матросова,
26

Галический г. Галич, Производство 13,06 15,56 15,56 15,64 15,72 15,80 15,87 15,95 16,03
автокрановый ул. машин и
завод Гладышева, оборудования
27

ООО "Совместное г. Кострома, Текстильное 26,19 23,57 23,57 27,52 24,74 24,87 24,99 25,12 25,24
предприятие ул. Борьбы, производство
"Кохлома" 75

ОАО г. производство 31,74 34,12 34,15 34,80 41,76 50,11 62,64 68,90 69,59
"Газпромтрубин- Волгоре- стальных
вест" ченск, ул. труб
Магистраль-
ная, 1

ООО г. Кострома, Производство 15,82 17,41 17,41 17,59 17,76 17,94 18,12 18,30 18,48
"Стромнефтемаш" ул. машин и
Вокзальная, оборудования
54


Таблица № 74

Максимум нагрузки потребителей, составляющих
не менее 1% и иных, влияющих на режим работы
Костромской энергосистемы (базовый вариант)


Наименование Место Вид Максимум нагрузки, МВт
предприятия расположения экономической
(адрес) деятельности 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
(отчет) (отчет)

Факти- Факти-
ческий ческий

МУП г. Костромы г. Кострома, ул. Производство и 8,21 7,15 7,67 7,86 7,86 7,86 7,86 7,86 7,86
"Костромагорво- 1 Мая, д. 2 распределение
доканал" воды

ОАО "Фанплит" г. Кострома, ул. Промышленное 4,89 4,83 5,18 5,31 5,31 5,31 5,31 5,31 5,31
Комсомольская, производство
д. 2

ООО "Резилюкс- г. Кострома, ул. Промышленное 3,08 2,79 2,99 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06
Волга" Базовая, 12 производство

ООО Костромской Сфера услуг 4,95 5,31 5,69 5,83 5,83 5,83 5,83 5,83 5,83
"Кострома- район,
инвест" Красносельское
шоссе, д. 1

ООО г. Кострома, ул. Промышленное 2,87 2,18 2,33 2,39 2,39 2,39 2,39 2,39 2,39
"БКЛМ-Актив" Ерохова, 3 производство

ОАО "ТГК-2" г. Кострома, ул. Производство и 1,64 1,65 1,77 1,81 1,81 1,81 1,81 1,81 1,81
Индустриальная, распределение
38 электрической и
тепловой
энергии

МКУ "СМЗ по г. Кострома, Жилищно- 7,09 7,27 7,80 7,99 7,99 7,99 7,99 7,99 7,99
ЖКХ" пер. Кадыевский, коммунальная
4 отрасль

ООО "КТЭК" г. Кострома, ул. Производство и - 1,76 1,88 1,93 1,93 1,93 1,93 1,93 1,93
Лагерная, д. 15а распределение
теплоэнергии

ОАО г. Кострома, ул. Другие виды 2,05 2,66 2,85 2,92 2,92 2,92 2,92 2,92 2,92
"Оборонэнерго- Сенная, д. 24 экономической
сбыт" деятельности

ОАО г. Кострома, ул. Связь 4,62 3,93 4,21 4,32 4,32 4,32 4,32 4,32 4,32
"Ростелеком" Подлипаева, д. 1

ОАО "МРСК- г. Кострома, Транспортировка 4,13 4,21 4,51 4,63 4,63 4,63 4,63 4,63 4,63
Центра" пр-т Мира, д. 53 электрической
энергии

ЗАО "Экохиммаш" Костромская Промышленное 1,20 1,06 1,14 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16
область, г. Буй, производство
ул. Чапаева, д.
1

ООО Костромская Жилищно- 6,09 3,03 3,25 3,33 3,33 3,33 3,33 3,33 3,33
"Жилкомсервис" область, г. Буй, коммунальная
ул. отрасль
Республиканская,
д. 5

МУП Костромской Производство и 1,83 1,79 1,92 1,97 1,97 1,97 1,97 1,97 1,97
"Коммунсервис" район, п. распределение
Костромского Никольское, ул. тепловой
района Мира, д. 16 энергии

ЗАО "Шувалово" Костромской Промышленное 2,51 2,38 2,55 2,61 2,61 2,61 2,61 2,61 2,61
район, п. производство
Шувалово, ул.
Рабочая, д. 1

ОАО г. Кострома, ул. Промышленное 1,23 1,25 1,34 1,38 1,38 1,38 1,38 1,38 1,38
"Костромской Ярославская, д. производство
силикатный 43
завод"

ОАО "Фанплит" г. Кострома, ул. Промышленное 3,88 3,87 4,15 4,25 4,25 4,25 4,25 4,25 4,25
Комсомольская, производство
д. 2


Таблица № 75

Структура потребления электрической энергии в Костромской
области на период с 2012 до 2018 годы по базовому
варианту прогноза, млн. кВт.ч.


Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Всего потребление 3 658 3 693 3 710 3 723 3 737 3 751 3 765

Потери в электросетях 494 493 502 500 493 490 480
общего пользования

Сельское хозяйство, 60 59 62 62 63 62 62
охота и лесное
хозяйство

Добыча полезных 2 3 4 4 4 4 4
ископаемых

Обрабатывающее 769 794 792 789 789 797 816
производство

Производство и 727 723 719 717 717 714 709
распределение
электроэнергии, газа
и воды, всего

на собственные нужды 499 499 499 499 499 499 499
электростанции<*>

прочее 228 224 220 218 218 215 210

Строительство 26 26 26 26 27 27 27

Транспорт и связь 493 492 494 495 496 493 490

Прочие виды 557 564 573 581 588 596 601
деятельности

Население 530 534 539 550 560 568 576


--------------------------------
<*> Оценка потребления электрической энергии на собственные нужды электростанций по базовому варианту по данным Росстата ниже, чем аналогичные оценки по данным ОАО "СО ЕЭС" (о расхождении данных упоминалось в главе 3).

В соответствии с базовым вариантом прогноза полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2018 году возрастет до 3765 тысяч кВт.ч; за период 2012-2018 годов средний темп его прироста составит 0,6%, а за период 2014-2018 годов - почти 0,4%. Конечное потребление электроэнергии достигнет 2786 миллионов кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2012 годом на 121 миллион кВт.ч.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций останется на прежнем уровне 500 миллионов кВт.ч в связи с отсутствием ввода новых крупных генерирующих мощностей. Потери в электрических сетях к концу рассматриваемого периода снизятся примерно на 1% (до 14,7% от отпуска электроэнергии в сеть).
В этом варианте прогноза две трети прироста потребления электроэнергии создаст непроизводственная сфера (бытовые потребители и предприятия и учреждения сферы услуг), остальное - практически исключительно обрабатывающие производства.
В структуре электропотребления возрастут доли бытового сектора (с 14,5 до 15,3%) и "прочих" видов деятельности (сферы услуг - с 15,2 до 16%). Однако обрабатывающая промышленность в 2012-2018 годах сохранит лидерство по доле в полном (и конечном) потреблении электроэнергии, которая немного возрастет (с 21% до 21,7%). Снизятся доли раздела Е с 19,9% до 18,8% и потерь в сетях (с 13,5 до 12,7%). Динамика остальных составляющих потребления будет достаточно стабильна.
86. Региональный вариант разработан в соответствии с заявками потребителей на присоединение к электрической сети, представленных в таблице № 76.

Таблица № 76

Перечень заявок потребителей на
присоединение к электрической сети


№ Наименование Место Вид Год Номинальная Источник
п/п потребителя расположения деятельности ввода нагрузка информации
(увеличение
нагрузки),
МВт

1 ООО "НОВ Костромская Завод по 2013- 15 Филиал ОАО
Кострома" обл., г. производству 2014 "МРСК-
Волгореченск буровых Центра" -
установок Кострома-
энерго
2 ЗАО "АСПЕК- Костромская Целлюлозно- 2017 100
Леспром"-ЦБК обл., бумажный
Мантуровский комбинат
р-н

3 "Костромская г. Кострома Производство 2012- 0,36
бумажная бумажных 2020
фабрика" изделий

4 Производство г. Мантурово Производство 2010- 2,4
и реализация и реализация 2015
инновационного древесных
вида топлива - пеллет
древесных
пеллет

5 Микрорайон г. Кострома Жилая 2013- 1,3
Новый город застройка 2015


6 Микрорайон г. Кострома Жилая 2014- 1,6
Агашкина гора застройка 2016

7 Микрорайон Граница г. Жилая 2013- 2,3
Клюшниково Кострома застройка 2017

8 Микрорайон г. Кострома Жилая 2017- 1,2
Волжский застройка 2018

Итого 124,16


В соответствии с данными заявками составлен прогноз максимума нагрузки и электропотребления Костромской области в период до 2018 года.

Таблица № 77

Прогноз электропотребления и мощности по региональному
варианту, с учетом инвестиционной компоненты,
на период до 2018 года


Показатель Годы

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Электропотребление, 3613 3672 3746 3825 3884 4174 4790
млн. кВт.ч

Среднегодовые темпы 1,63 2,02 2,11 1,54 7,47 14,76
прироста, %

Максимум нагрузки, МВт 675,6 685,2 706,7 718,3 730,9 777,1 871,2

Среднегодовые темпы 1,42 3,14 1,64 1,75 6,32 12,11
прироста, %

Число часов 5348 5359 5301 5325 5314 5371 5498
использования максимума
нагрузки, ч


В таблице № 78 представлена детализация максимума нагрузки и электропотребления по узлам нагрузки.
В таблицах № 79 и № 80 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2018 года.
К 2017 году в Мантуровском районе Костромской области будет построен и введен в эксплуатацию целлюлозно-бумажный комбинат. Заявленная максимальная электрическая мощность составляет 100 МВт. Недавно построенная ПС 500/110/10 кВ "Звезда" может обеспечить комбинат необходимым количеством электроэнергии.
В таблице № 81 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.
В таблице № 82 и на рисунке № 48 (не приводится) приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на период с 2012 до 2018 года по региональному варианту прогноза, миллионов кВт.ч.

Таблица № 78

Детализация максимума нагрузки и электропотребления
по узлам нагрузки по региональному варианту


Наименование 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.

Мощ-ть, э/э, Мощ- э/э, Мощ- э/э, Мощ-ть, э/э, Мощ-ть, э/э, Мощ-ть, э/э, Мощ-ть, э/э,
МВт млн. ть, млн. ть, млн. МВт млн. МВт млн. МВт млн. МВт млн.
кВт.ч МВт кВт.ч МВт кВт.ч кВт.ч кВт.ч кВт.ч кВт.ч

Филиал ОАО "ФСК 116,9 625,16 103,9 556,80 108,7 576,19 109,9 585,23 111,1 590,39 138,8 745,53 213 1171,11
ЕЭС"

Волго-Окское ПМЭС

Электрические 127,7 682,92 129,3 692,92 130 689,09 130,4 694,39 130,8 695,07 132,3 710,62 134,2 737,85
станции

З-д "Кроностар" 35 187,17 35 187,57 35 185,52 36 191,70 36 191,30 36 193,37 36 197,93

Тяговые подстанции 75 401,09 75 401,93 75 397,55 76 404,71 76 403,86 77 413,59 77 423,36

Шарьинский 47 251,35 50 267,95 51 270,34 51 271,58 52 276,33 53 284,68 55 302,40
энергорайон

Нейский 45 240,65 47 251,87 48 254,43 48 255,60 49 260,39 50 268,56 52 285,90
энергорайон

Костромской 201 1074,92 215 1152,19 228 1208,56 234 1246,07 243 1291,30 256 1375,04 267 1468,01
энергорайон

Галичский 28 149,74 30 160,77 31 164,32 33 175,73 33 175,36 34 182,62 37 203,43
энергорайон

Всего 675,6 3613 685,2 3672 706,7 3746 718,3 3825 730,9 3884 777,1 4174 871,2 4790


Таблица № 79

Максимум нагрузки крупных потребителей Костромской
энергосистемы (отчет за 2010-2011 годы и прогноз
до 2018 года) по региональному варианту


Наименование Место Вид Максимум нагрузки, МВт
предприятия расположения экономической
(адрес) деятельности 2010 (отчет) 2011 (отчет) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Заявка Факт Заявка Факт

Северная Костромская Транспорт 57,11 84,81 50,39 74,51 75,00 75,00 75,38 75,75 76,13 76,51 76,89
дирекция по обл.
энергообеспе-
чению -
структурное
подразделение
Трансэнерго -
филиала ОАО
"Российские
железные
дороги"

З-д "Кроностар" г. Шарья, Деревообра- 31,55 35,02 31,55 35,36 35,00 35,00 35,35 35,70 35,88 36,06 36,24
п.г.т. ботка
Ветлужский,
ул.
Центральная, 4

"Мотордеталь" г. Кострома, Производство 13,00 22,13 16,00 22,82 22,82 8,00 7,92 7,52 7,37 7,23 7,08
ул. машин и
Московская, оборудования
105

Мантуровский г. Мантурово, Деревообра- 2,43 2,54 2,54 2,55 2,56 2,57 2,57 2,58 2,59
фанерный ул. Матросова, ботка
комбинат 26

Галичский г. Галич, ул. Производство 3,90 4,37 4,37 4,39 4,41 4,44 4,46 4,48 4,50
автокрановый Гладышева, 27 машин и
з-д оборудования

ООО "Совместное г. Кострома, Текстильное 3,27 3,19 3,19 3,24 3,29 3,30 3,32 3,34 3,35
предприятие ул. Борьбы, 75 производство
"Кохлома"

ОАО г. Производство 2,53 4,50 4,60 5,85 7,02 8,42 10,53 11,58 11,70
"Газпромтрубин- Волгореченск, стальных труб
вест" ул.
Магистральная,
1

ООО г. Кострома, Производство 2,96 3,82 3,82 3,86 3,90 3,94 3,98 4,01 4,06
"Стромнефтемаш" ул. машин
Вокзальная, 54 и
оборудования

ООО "НОВ Костромская Завод по 1,44 2,90 5,80 8,70 13,00 15,00
Кострома" обл., г. производству
Волгореченск буровых
установок

ЗАО "АСПЕК- Костромская Целлюлозно- 28,57 100,0
Леспром"-ЦБК обл., бумажный
Мантуровский комбинат
р-н

Производство и г. Мантурово Производство 0,80 2,00 2,40 2,40 2,40
реализация и реализация
инновационного древесных
вида топлива - пеллет
древесных
пеллет


Таблица № 80

Электропотребление крупных потребителей Костромской
энергосистемы (отчет за 2010-2011 годы и прогноз
до 2018 года) по региональному варианту


Наименование Место Вид Электропотребление, млн. кВтч
предприятия расположения экономической
(адрес) деятельности 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
(отчет) (отчет)

Факти- Фактичес-
ческий кий

Северная дирекция Костромская Транспорт 457,37 401,48 407,92 407,92 409,96 412,01 414,07 416,14 418,22
по обл.
энергообеспечению
- структурное
подразделение
Трансэнерго -
филиала ОАО
"Российские
железные
дороги"

З-д "Кроностар" г. Шарья, Деревообработка 246,31 252,08 258,95 258,95 261,53 264,15 265,47 266,80 268,13
п.г.т.
Ветлужский,
ул.
Центральная, 4

ОАО "Костромской г. Кострома, Производство 102,81 69,90 69,90 32,00 30,40 28,88 28,30 27,74 27,18
завод ул. Московская, машин
"Мотордеталь" 105 и оборудования

Мантуровский г. Мантурово, Деревообработка 17,66 22,63 22,63 22,69 22,76 22,83 22,90 22,97 23,04
фанерный комбинат ул. Матросова,
26

Галичский г. Галич, ул. Производство 13,06 15,56 15,56 15,64 15,72 15,80 15,87 15,95 16,03
автокрановый з-д Гладышева, 27 машин
и оборудования

ООО "Совместное г. Кострома, Текстильное 26,19 23,57 23,57 27,52 24,74 24,87 24,99 25,12 25,24
предприятие ул. Борьбы, 75 производство
"Кохлома"

ОАО г. Производство 31,74 34,12 34,15 34,80 41,76 50,11 62,64 68,90 69,59
"Газпромтруб- Волгореченск, стальных труб
инвест" ул.
Магистральная,
1

ООО г. Кострома, Производство 15,82 17,41 17,41 17,59 17,76 17,94 18,12 18,30 18,48
"Стромнефтемаш" ул. Вокзальная, машин
54 и оборудования

ООО "НОВ Костромская Завод по 5,00 10,00 20,00 30,00 45,00 52,00
Кострома" обл., г. производству
Волгореченск буровых
установок

ЗАО Костромская Целлюлозно- 200,00 700,00
"АСПЕК-Леспром"- обл., бумажный
ЦБК Мантуровский комбинат
р-н

Производство и г. Мантурово Производство и 2,00 5,00 6,00 6,00 6,00
реализация реализация
инновационного древесных
вида топлива - пеллет
древесных
пеллет


Таблица № 81

Максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее
1% и иных, влияющих на режим работы Костромской
энергосистемы (региональный вариант)


Наименование Место Вид Максимум нагрузки, МВт
предприятия расположения экономичес-
(адрес) кой 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
деятельности (отчет) (отчет)

Факти- Факти-
ческий ческий

МУП г. Костромы г. Кострома, ул. Производство 8,21 7,15 7,49 7,76 7,91 8,05 8,17 8,42 8,84
"Кострома- 1 Мая, д. 2 и
горводоканал" распределе-
ние воды

ОАО "Фанплит" г. Кострома, ул. Промышленное 4,89 4,83 5,06 5,24 5,34 5,44 5,52 5,69 5,97
Комсомольская, производство
д. 2

ООО "Резилюкс- г. Кострома, ул. Промышленное 3,08 2,79 2,92 3,02 3,08 3,14 3,19 3,28 3,44
Волга" Базовая, 12 производство

ООО Костромской Сфера услуг 4,95 5,31 5,56 5,76 5,87 5,98 6,07 6,25 6,56
"Костромаин- район,
вест" Красносельское
шоссе, д. 1

ООО "БКЛМ- г. Кострома, ул. Промышленное 2,87 2,18 2,28 2,36 2,41 2,45 2,49 2,56 2,69
Актив" Ерохова, 3 производство

ОАО "ТГК-2" г. Кострома, ул. Производство 1,64 1,65 1,73 1,79 1,82 1,86 1,89 1,94 2,04
Индустриальная, и
38 распределе-
ние
электричес-
кой и
тепловой
энергии

МКУ "СМЗ по г. Кострома, Жилищно- 7,09 7,27 7,62 7,89 8,04 8,19 8,31 8,56 8,99
ЖКХ" пер. Кадыевский, коммунальная
4 отрасль

ООО "КТЭК" г. Кострома, ул. Производство - 1,76 1,84 1,90 1,94 1,98 2,01 2,07 2,17
Лагерная, д. 15а и
распределе-
ние тепловой
энергии

ОАО г. Кострома, ул. Другие виды 2,05 2,66 2,79 2,89 2,94 3,00 3,04 3,13 3,29
"Оборонэнер- Сенная, д. 24 экономичес-
госбыт" кой
деятельности

ОАО г. Кострома, ул. Связь 4,62 3,93 4,12 4,26 4,34 4,42 4,49 4,62 4,85
"Ростелеком" Подлипаева,
д. 1

ОАО "МРСК- г. Кострома, Транспорти- 4,13 4,21 4,41 4,57 4,66 4,74 4,81 4,96 5,20
Центра" пр-т Мира, д. 53 ровка
электричес-
кой энергии

ЗАО "Экохиммаш" Костромская Промышленное 1,20 1,06 1,11 1,15 1,17 1,19 1,21 1,25 1,31
область, г. Буй, производство
ул. Чапаева, д.
1

ООО Костромская Жилищно- 6,09 3,03 3,17 3,28 3,35 3,41 3,46 3,56 3,74
"Жилкомсервис" область, г. Буй, коммунальная
ул. отрасль
Республиканская,
д. 5

МУП Костромской Производство 1,83 1,79 1,87 1,94 1,98 2,01 2,05 2,11 2,21
"Коммунсервис" район, п. и
Костромского Никольское, ул. распределе-
района Мира, д. 16 ние тепловой
энергии

ЗАО "Шувалово" Костромской Промышленное 2,51 2,38 2,49 2,58 2,63 2,68 2,72 2,80 2,94
район, п. производство
Шувалово,
ул. Рабочая, д.
1

ОАО г. Кострома, ул. Промышленное 1,23 1,25 1,31 1,36 1,38 1,41 1,43 1,47 1,55
"Костромской Ярославская, производство
силикатный д. 43
завод"

ОАО "Фанплит" г. Кострома, ул. Промышленное 3,88 3,87 4,05 4,20 4,28 4,36 4,42 4,56 4,78
Комсомольская, производство
д. 2


Таблица № 82

Структура потребления электрической энергии в
Костромской области на период с 2012 до 2018 года
по региональному варианту прогноза, млн. кВт.ч.


2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Всего потребление 3613 3672 3746 3825 3884 4174 4790

Потери в электросетях 492 499 506 507 510 539 602
общего пользования

Сельское хозяйство, 60 59 62 63 65 68 72
охота и лесное
хозяйство

Добыча полезных 1,5 1,6 2 3 4 5 6
ископаемых

Обрабатывающее 730 744 762 804 820 1043 1559
производство

Производство и 726 733 751 756 758 760 762
распределение
электроэнергии, газа
и воды

на собственные нужды 498 504 520 524 524 524 524
электростанции

прочее 228 229 231 232 234 236 238

Строительство 26 26 26 26 27 27 27

Транспорт и связь 492 495 498 501 508 513 518

Прочие виды 559 573 586 598 612 625 636
деятельности

Население 527 540 553 567 580 594 610


В соответствии с региональным вариантом прогноза полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2018 году возрастет до 4790 тысяч кВт.ч; за период 2012-2018 годов средний темп его прироста составит 4,10%, а за период 2014-2018 годов - почти 5,46%. Ожидается, что конечное потребление электроэнергии достигнет 3664 миллиона кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2012 годом на 1041 миллион кВт.ч.
В данном прогнозе уровень электропотребления в конце рассматриваемого периода превысит базовый вариант более чем на 1 миллиард кВт.ч, или на 27%.
Основными драйверами роста в этом варианте прогноза являются обрабатывающие производства: практически исключительно инвестиционные проекты по списку, представленному в таблице № 83.

Таблица № 83

Динамика электропотребления новых потребителей,
учтенных в региональном варианте, млн. кВт.ч


Инвестиционные 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
проекты

Расширение 5,0 28,6 28,6 28,6 28,6
производства ОАО
"Газпромтрубинвест"
(производство труб
среднего диаметра)

ООО "НОВ Кострома" 5,0 10,0 30,0 35,0 45,0 52,0
(строительство
завода по
производству буровых
установок)

Мантуровский ЦБК 200 700

Организация 1,0 2,0
производства
бумажных изделий
хозяйственно-
бытового и
санитарно-
гигиенического
назначения
"Костромская
бумажная фабрика"

Производство и 2,0 5,0 6,0 6,0 6,0
реализация
инновационного вида
топлива - древесных
пеллет


Электропотребление обрабатывающих производств возрастет к концу прогнозного периода в 2,1 раза (к уровню 2012 года) и достигнет почти 1560 тысяч кВт.ч. Из этого прироста значительная доля (85%) придется на прирост электропотребления, связанный с выводом на расчетную мощность целлюлозно-бумажного комбината в 2018 году.
Дополнительный прирост электропотребления произойдет также в сфере, взаимосвязанной с обслуживанием потребностей ЦБК и прочих инвестиционных проектов, - лесном хозяйстве (заготовка древесины), а также на транспорте, прежде всего на железнодорожном, грузооборот которого также ощутимо вырастет.
Увеличение электропотребления по виду экономической деятельности "Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство" составит 120%, однако в силу невысокой электроемкости основных процессов, с которыми связано увеличение объемов производства, абсолютное значение прироста в этой отрасли будет невелико - 12 миллионов кВт.ч на уровне 2018 года (по сравнению с 2012 годом).
В свою очередь, отрасли транспорта и связи увеличат электропотребление на 26 миллионов. кВт.ч, из них около 80% прироста придется на увеличение расхода электроэнергии на электротягу железнодорожного транспорта.
Рост электропотребления в добывающей промышленности будет отражать растущие объемы производства местных нерудных материалов, в том числе для программы строительства жилья, а также добычи торфа.
В рамках данного сценария предполагается, что электропотребление бытового сектора и связанной с ним сферы услуг ("прочие" виды деятельности) будет расти более высокими темпами, чем в базовом варианте. Прирост потребления электроэнергии составит по быту к концу рассматриваемого период (по отношению к 2012 году) 83 тысячи кВт.ч, по "прочим" видам деятельности - 77 тысяч кВт.ч со средним ежегодным темпом прироста соответственно 2,2% и 2,1%. Это соответственно в 1,8 и 1,7 раза больше чем в базовом варианте.
Основой для более высоких приростов потребления электроэнергии в непроизводственной сфере служат параметры вводов нового жилья, намеченные в областной целевой программе "Стимулирование развития жилищного строительства на территории Костромской области в 2011-2015 годах", утвержденной постановлением администрации Костромской области от 7 июня 2011 года № 211-а "Об областной целевой программе "Стимулирование развития жилищного строительства на территории Костромской области в 2011-2015 годах" (далее - ОЦП по развитию жилищного строительства), а за пределами 2015 года - выход на удельный ввод строительства жилья в расчете на 1 жителя в размере 0,6 квадратных метра, указанный в Стратегии социально-экономического развития Центрального федерального округа на период до 2020 года, утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 6 сентября 2011 года № 1540-р.
Свое влияние будут оказывать также более высокие темпы насыщения домашних хозяйств электроприборами в силу более интенсивного роста платежеспособного спроса населения, чем в базовом варианте, и увеличенный ввод в действие организаций и предприятий сферы услуг, отражающий более интенсивное развитие экономики области.
В прогнозе учтен в том числе и ввод в эксплуатацию новых жилых домов и объектов сферы услуг микрорайонов Новый город, Клюшниково и Агашкина гора в полном объеме к 2018 году в параметрах, представленных в таблице № 84.

Таблица № 84

Параметры принятых к реализации проектов в сфере
жилищного строительства в Костроме и Костромском
муниципальном районе


Клюшниково Новый город Агашкина гора

Количество домов/квартир, 2148 2180 3220
ед.

Общая площадь жилья, кв. м 322250 120000 195000

Количество жителей 6470 3500-4000 5000

Детсады 3 x 140 мест 2 x 280 мест 2 x 300 мест

Школа, учеников 1176 720 750

Общественно-деловой центр да

Торговый центр да

Предприятия общественного нет да да
питания и объекты бытового
обслуживания


В целом, к концу рассматриваемого периода в структуре электропотребления произойдут следующие изменения:
доли всех сегментов экономики, кроме обрабатывающих производств, и бытового сектора уменьшатся;
доля обрабатывающих производств в полном потреблении электроэнергии резко вырастет с примерно 20% в 2012 году до более чем 32% в 2018 году за счет реализации крупных инвестиционных проектов;
доля потерь в сетях снизится за счет технических мероприятий по снижению объемов потерь, уменьшения доли электроэнергии, реализуемой на пониженных напряжениях.
87. Подводя итоги, можно отметить, что при определении прогнозных электрических нагрузок в Программе рассмотрены сценарии пониженного (базового) и повышенного (регионального) спроса на электроэнергию.
Базовый вариант спроса на электроэнергию предполагает более низкие темпы прироста электропотребления и электрических нагрузок. Рост существующих нагрузок на ПС 110 кВ и выше не предусматривается, но при этом учитываются электрические нагрузки новых потребителей, которые расположены в городах Костроме, Волгореченске, Буе, Галиче, Шарье.
Повышенный вариант (региональный) предполагает более высокие темпы прироста электрических нагрузок. А именно, для всех центров питания 110 кВ принят ежегодный прирост существующих нагрузок порядка 2-5% в год. Электрические нагрузки новых потребителей учитывались дополнительно.

Глава 17. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ
ЭНЕРГИИ НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

88. Оценка перспективного теплопотребления Костромской области осуществлялась на основе рассмотрения объема перспективного прироста нагрузок за счет развития жилищного сектора и реализации крупных инвестиционных проектов в промышленности. Основой для прогноза служили:
1) данные об освоении свободных площадок для жилищного строительства и ОЦП по развитию жилищного строительства;
2) данные формы 11-ТЭР по регионам Российской Федерации по удельной теплоемкости производства целлюлозы, бумаги, картона и химико-термомеханической массы (далее - ХТММ).
89. За основу при составлении прогноза по жилищному сектору принята перспективная динамика объемов жилищного фонда, приведенная в ОЦП по развитию жилищного строительства. Объем жилищного фонда - важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Принятые для прогноза значения объема изменения величины жилищного фонда Костромской области приведены в таблице № 85 и на рисунке № 49 (не приводится).

Таблица № 85

Общая площадь жилищного фонда и ввод
в действие жилья в Костромской области
в 2007-2018 годах


2007 2008 2009 2010 2011 2012

Площадь жилищного фонда, 16,5 16,3 16,5 16,7 16,8 16,9
млн. кв. м

Ввод в действие жилья, 140 149 180 151 152,9 200,0
тыс. кв. м

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Площадь жилищного фонда, 16,9 17,0 17,2 17,3 17,4 17,7
млн. кв. м

Ввод в действие жилья, 212,0 243,0 285,0 316 344 371
тыс. кв. м


Также с использованием информации об освоении свободных площадок для жилищного строительства был составлен перечень перспективных проектов развития жилищно-коммунального хозяйства.
Следует отметить, что точные сроки реализации рассмотренных проектов установить невозможно, однако известно, что ввод в эксплуатацию новых жилых домов и объектов сферы услуг микрорайонов Новый город, Клюшниково и Агашкина гора планируется выполнить в полном объеме к 2018 году. Также известно, что строительство и ввод ряда проектов будет находиться за пределами 2018 года.
С учетом этого принято, что к концу рассматриваемого периода будет введено около 1716,2 тысячи кв. м, что составляет 61,1% от общего объема. Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов представлена в таблице № 86.

Таблица № 86

Увеличение площади жилых зданий
на территории Костромской области


№ Название проекта Объемы Объем ввода жилья по годам
п/п участка застройки жилья, реализации программы, тыс. кв. м
тыс. кв.
м 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1 Агашкина гора-1 194,8 0 0 12 16 35 60 71,8
(ул. Магистральная)

2 пос. Волжский 113,5 12 16 21 25 31 0 0

3 д. Каримово 52,6 0 0 0 7 9 14 22,6

4 м/р-н Солоница 24,8 0 5 6 6 7,8 0 0

5 м/р-н Новый город 120 26 30 32 32 0 0 0

6 хутор Чернигино 85 8 20 25 27 0 0 0

7 Агашкина гора-2 305,3 0 0 0 12 95,3 98 100
(ул. Магистральная-
Волгореченское
шоссе)

8 м/р-н Паново-2 110 0 12 16 18 19 22 23

9 Караваево (между ТЦ 855,6 0 0 0 5,5 9 13 24
"Коллаж" и п.
Караваево)

10 д. Подолец 41,5 5 7 13 16,5 0 0 0

11 д. Становщиково 160 0 0 4 11 14 19 22

12 д. Коряково 223 0 0 5,5 8 15 20 24
("Агротехнопарк")

13 д. Клюшниково 322,3 30 32,3 40 50 50 50 50

14 м/р-н № 11 в г. 29,5 4,7 4,7 4,7 4,7 6,2 0 0
Волгореченске

15 п. Апраксино 4,6 2 2,6 0 0 0 0 0

16 с. Шунга 3,7 1,7 2 0 0 0 0 0

17 м/р-н Жужелино, г. 12 4 4 4 0 0 0 0
Кострома

18 п. Шувалово 15,2 0 0 5,2 5 5 0 0

19 д. Стрельниково 9,2 0 0 3 3 3,2 0 0

20 д. Петрилово 8 0 0 0 0 2 3 3

21 д. Пустошки 1,8 0 1,8 0 0 0 0 0

22 Жилая застройка, 90,9 0 0 0 5,5 8 12 16
ограниченная ул.
Индустриальная-
Кинешемское шоссе
и пос. Караваево

23 Квартал застройки в 17 0 3 4,2 4,2 5,6 0 0
г. Мантурово по ул.
Нагорная

24 м/р-н Южный по ул. 2,3 1 1,3 0 0 0 0 0
Восточной в г.
Нерехте

25 Квартал застройки 4,5 0 0 1,5 1,5 1,5 0 0
м/р-н Южный по ул.
Южной в г. Нерехта

26 Квартал застройки в 3,3 0 0,7 1,3 1,3 0 0 0
р-не д. Осипово в
г. Шарье

Итого 2810,4 94,4 142,4 198,4 259,2 316,6 311 356,4


В таблице № 86 можно видеть, что итоговая оценка прироста объемов жилья соответствует аналогичным данным, принятым для общего прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области на основе данных ОЦП по развитию жилищного строительства, приведенным в таблице № 87.
По ряду представленных в таблице № 86 проектов выполнены прогнозные оценки тепловых нагрузок, в составе которых, кроме площади жилых зданий были, учтены площади новой социальной инфраструктуры и предприятий бытового обслуживания.
В отсутствие методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения при расчете тепловых нагрузок основную трудность представляет определение удельного теплопотребления предполагаемых к строительству объектов. В качестве аналога для Костромской области могут быть использованы значения данных параметров, принимаемые для г. Москвы, что допустимо ввиду схожих климатических характеристик.
Однако, в отличие от г. Москвы, в рамках рассматриваемых проектов на территории Костромской области планируются значительные объемы индивидуального строительства, по которым уровень удельного теплопотребления может быть существенно выше, чем для многоэтажного жилья. Но, несмотря на это, можно предполагать, что процессы повышения энергоэффективности строительства в Костромской области будут иметь схожий со столицей характер, и если в Москве к 2014 году планируется снижение удельных тепловых характеристик более чем на 25% по сравнению с 2011 годом, то для Костромской области возможно, как минимум, достижение с учетом осреднения по всем типам возводимых объектов значений, принятых для г. Москвы на 2011 год. Таким образом, показатели удельного теплопотребления строящихся объектов могут быть оценены для Костромской области в размере 56 ккал./ч на кв. м для жилых зданий и 72,8 ккал./ч на квадратный метр для общественных зданий.
В таблице № 87 представлен альтернативный расчет тепловых нагрузок для рассматриваемых проектов, выполненный ЗАО "АПБЭ" с использованием приведенных выше оценок удельного теплопотребления.

Таблица № 87

Увеличение потребности Костромской области
в тепловой энергии за счет ввода новых жилых зданий


№ Название проекта Объемы Теплоснабжение, Гкал./час Оценка
п/п участка застройки жилья, необхо-
тыс. димой
кв. м тепловой
мощности

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 На конец
реализации
проекта

1 Агашкина гора-1 194,8 0,000 0,000 0,716 1,670 3,757 7,336 11,618 11,618 55,733
(ул.
Магистральная)

2 пос. Волжский 113,5 1,223 2,177 3,429 4,920 6,769 6,769 6,769 6,769 22,764

3 д. Каримово 52,6 0,000 0,000 0,000 0,417 0,954 1,789 3,137 3,137 16,821

4 м/р-н Солоница 24,8 0,000 0,298 0,656 1,014 1,479 1,479 1,479 1,479 6,981

5 м/р-н Новый город 120 1,551 3,340 5,248 7,157 7,157 7,157 7,157 7,157 35,95

6 хутор Чернигино 85 0,775 1,968 3,459 5,069 5,069 5,069 5,069 5,069 23,695

7 Агашкина гора-2 305,3 0,000 0,000 0,000 0,716 6,399 12,244 18,208 18,208 91,213
(ул.
Магистральная-
Волгореченское
шоссе)

8 м/р-н Паново-2 110 0,000 0,716 1,670 2,743 3,877 5,189 6,560 6,560 34,223

9 Караваево (между 855,6 0,000 0,000 0,000 0,328 0,865 1,640 3,071 51,028 243,956
ТЦ "Коллаж" и п.
Караваево

10 д. Подолец 41,5 0,298 0,716 1,491 2,475 2,475 2,475 2,475 2,475 11,373

11 д. Становщиково 160 0,000 0,000 0,239 0,895 1,730 2,863 4,175 9,542 43,818

12 д. Коряково 223 0,000 0,000 0,328 0,805 1,700 2,893 4,324 13,300 61,05
("Агротехнопарк")

13 д. Клюшниково 322,3 2,982 4,908 7,294 10,276 13,258 16,240 19,222 19,222 88,227

14 м/р-н № 11 в г. 29,5 0,549 0,829 1,109 1,390 1,759 1,759 1,759 1,759 -
Волгореченске

15 п. Апраксино 4,6 0,119 0,274 0,274 0,274 0,274 0,274 0,274 0,274 -

16 с. Шунга 3,7 0,101 0,221 0,221 0,221 0,221 0,221 0,221 0,221 -

17 м/р-н Жужелино, 12 0,239 0,477 0,716 0,716 0,716 0,716 0,716 0,716 -
г. Кострома

18 п. Шувалово 15,2 0,000 0,000 0,310 0,608 0,907 0,907 0,907 0,907 -

19 д. Стрельниково 9,2 0,000 0,000 0,179 0,358 0,549 0,549 0,549 0,549 -

20 д. Петрилово 8 0,000 0,000 0,000 0,000 0,119 0,298 0,477 0,477 -

21 д. Пустошки 1,8 0,000 0,107 0,107 0,107 0,107 0,107 0,107 0,107 -

22 Жилая застройка, 90,9 0,000 0,000 0,000 0,328 0,805 1,521 2,475 5,421 -
ограниченная ул.
Индустриальная-
Кинешемское шоссе
и пос. Караваево

23 Квартал застройки 17 0,000 0,179 0,429 0,680 1,014 1,014 1,014 1,014 -
в г. Мантурово по
ул. Нагорная

24 м/р-н Южный по 2,3 0,060 0,137 0,137 0,137 0,137 0,137 0,137 0,137 -
ул. Восточной в
г. Нерехте

25 Квартал застройки 4,5 0,000 0,000 0,089 0,179 0,268 0,268 0,268 0,268 -
м/р-н Южный по
ул. Южной в г.
Нерехта

26 Квартал застройки 3,3 0,000 0,042 0,119 0,197 0,197 0,197 0,197 0,197 -
в р-не д. Осипово
в г. Шарье

Итого 2810,4 7,896 16,389 28,222 43,680 62,562 81,110 102,366 167,612 735,804


Сравнение оценок ЗАО "АПБЭ" с оценками исполнительных органов государственной власти Костромской области выявляет существенно более высокие значения последних. Согласно проведенному прогнозу тепловая нагрузка жилищно-коммунального комплекса Костромской области по завершении всех рассматриваемых проектов вырастет на 167,61 Гкал./ч, в то время как по оценкам исполнительных органов государственной власти Костромской области этот рост составил бы около 735,8 Гкал./ч.
Следует также отметить, что удельные показатели согласно принятым для Костромской области территориальным строительным нормам носят целевой, а не практический характер, поскольку расчеты, проведенные с их использованием, показывали еще более низкие оценки нагрузок, чем при использовании в качестве аналога значений по г. Москве.
90. Увеличение потребности в тепловой энергии промышленного сектора Костромской области определяется вводом в эксплуатацию в 2017-2018 годах Мантуровского ЦБК, поскольку реализация других крупных инвестиционных проектов в промышленности, принятых в основу прогноза электропотребления (в частности, инвестпроект ОАО "Газпромтрубинвест"), не приведет к значительному росту тепловых нагрузок.
Расчет потребления тепловой энергии Мантуровского ЦБК осуществлялся по производству целлюлозы, бумаги, картона и ХТММ. Теплоемкость вычислялась по стране в целом и уточнялась показателями по Республике Коми и Архангельской области, где функционирующие предприятия по мощности, технологическим процессам и структуре продукции наиболее близки к заявленным параметрам Мантуровского ЦБК (таблицы № 88-№ 90).

Таблица № 88

Удельная теплоемкость производства целлюлозы, Гкал./т


2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Российская 4,01 3,86 3,77 3,70 3,62 3,54 3,41 3,15 3,29
Федерация

Коми 3,39 3,40 3,30 3,30 3,30 2,58 2,47 2,46 2,49

Архангельская 3,62 3,46 3,46 3,39 3,41 3,38 3,34 3,21 3,14


Таблица № 89

Удельная теплоемкость производства бумаги, Гкал./т


2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Российская 2,11 2,12 2,09 2,00 1,90 1,87 1,86 1,75 1,63
Федерация

Коми 2,20 2,21 2,15 2,05 1,92 1,62 1,59 1,58 1,55

Архангельская 2,64 2,61 2,58 2,58 2,57 2,55 2,55 2,39 2,06


Таблица № 90

Удельная теплоемкость производства картона, Гкал./т


2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Российская 2,12 1,99 2,07 2,00 1,94 1,87 1,84 1,82 1,89
Федерация

Коми 1,89 1,85 1,85 1,81 1,83 1,86 1,88 1,88 2,00

Архангельская 1,90 1,86 1,91 1,86 1,85 1,86 1,84 1,77 1,67


В итоге для производства целлюлозы был принят показатель 2,6 Гкал./т, бумаги - 1,65 Гкал./т, картона - 1,8 Гкал./т, ХТММ (оценка) - 2 Гкал./т. На основании указанных величин теплоемкости производства была выполнена оценка потребления тепловой энергии Мантуровского ЦБК, которая представлена в таблице № 91.

Таблица № 91

Оценка потребления тепловой энергии Мантуровского ЦБК


Параметры производства Потребление тепловой
энергии, тыс. Гкал.
Продукция Объем, тыс. т

Беленая целлюлоза 517 1344,2

Картон мелованный 100 720
полиграфический

Картон мелованный коробочный 300

Бумага мелованная 150 660
этикеточная

Бумага мелованная книжно- 100
журнальная

Бумага для к.м. техники 150

Прочее (в т.ч. ХТММ) 170 340

Всего 1487 3064,2


На последнем этапе производилась сверка результата с достигнутым теплопотреблением ведущих ЦБК России. Наиболее близка к Мантуровскому ЦБК специализация ОАО "Монди Бизнес Пейпа СЛПК" (г. Сыктывкар). В 2011 году предприятие потребило 3326,6 тысячи Гкал. Дополнительно использовались данные Архангельского ЦБК (производящего больше целлюлозы по варке и картона, но меньше бумаги) - 3915,6 тысячи Гкал. Показатели оказались близки, что обуславливает применимость оценки потребления тепловой энергии в 3064 тысячи Гкал. для Мантуровского ЦБК.
Была оценена перспективная динамика потребления тепловой энергии в Костромской области на рассматриваемый период. При этом был проведен прогноз в двух вариантах: первый - так называемый "региональный" - отвечает оптимистическим параметрам развития жилищно-коммунального и производственного сектора Костромской области (таблица № 92 и рисунок № 50 (не приводится). Второй вариант - базовый - соответствует более умеренным темпам развития жилищно-коммунального комплекса (около 70% от учитываемого в региональном варианте ежегодно), а также в нем не рассматривается реализация крупных инвестиционных проектов в промышленности (таблица № 93 и рисунок № 51 (не приводится). Расчет выполнен для условий температурного режима, характеризующегося величиной градусо-суток отопительного периода (далее - ГСОП), равной 5306.
При этом максимальная величина потребления тепловой энергии, которая может быть произведена на источниках когенерации тепловой и электрической энергии, может быть оценена для базового варианта на основе величины установленной тепловой мощности существующих электростанций, скорректированной на величину тепловой мощности пиковых водогрейных котлов и планируемых объемов демонтажа оборудования, а также на основе отчетных значений тепловых потерь и среднего числа часов использования тепловой мощности ТЭС. Для регионального варианта также необходим учет возможности покрытия нужд Мантуровского ЦБК за счет строительства парогазовой установки (далее - ПГУ) ТЭЦ.
С учетом этого доля суммарного потребления тепловой энергии, которая может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии, по территории Костромской области составляет около 17% для базового варианта и около 46% для регионального.

Таблица № 92

Динамика потребления тепловой энергии в Костромской
области в период 2011-2018 годов (региональный вариант)


Костромская 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
область (отчет)

Конечное 5010349 5458759 5497854 5544338 5599404 5659042 6598324 8852073
потребление
тепловой
энергии, Гкал.

в том числе:

- сельское 223077 223077 223077 223077 223077 223077 223077 223077
хозяйство,
охота и лесное
хозяйство

- 1467133 1467133 1467133 1467133 1467133 1467133 2342293 4527133
обрабатывающая
промышленность

- производство 312587 312587 312587 312587 312587 312587 312587 312587
и распределение
электроэнергии,
газа и воды<**>

- строительство 15223,5 19393,0 20556,5 23562,4 27635,0 30673,2 33317,0 35928,7

- транспорт и 125874 125874 125874 125874 125874 125874 125874 125874
связь

- прочие виды 924977 1128745 1131060 1133715 1136828 1140284 1144037 1148085
деятельности,
в т.ч. сфера
услуг

- население 1941478 2181950 2217566 2258390 2306270 2359414 2417139 2479388


Таблица № 93

Динамика потребления тепловой энергии в Костромской
области в период 2011-2018 годов (базовый вариант)


Костромская 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
область (отчет)

Конечное 5010349 5447920 5479336 5516690 5560939 5608862 5660389 5715762
потребление
тепловой
энергии, Гкал.

в том числе:

- сельское 223076,9 223076,9 223076,9 223076,9 223076,9 223076,9 223076,9 223076,9
хозяйство,
охота и лесное
хозяйство

- обрабатывающая 1467133 1467133 1467133 1467133 1467133 1467133 1467133 1467133
промышленность

- производство и 312587,4 312587,4 312587,4 312587,4 312587,4 312587,4 312587,4 312587,4
распределение
электроэнергии,
газа и воды<**>

- строительство 15223,5 15583,6 16518,6 18934,1 22206,7 24648,1 26772,6 28871,3

- транспорт 125874,1 125874,1 125874,1 125874,1 125874,1 125874,1 125874,1 125874,1
и связь

- прочие виды 924977 1128315 1130176 1132309 1134811 1137588 1140604 1143856
деятельности, в
т.ч. сфера услуг

- население 1941478 2175350 2203970 2236775 2275250 2317955 2364341 2414363


Глава 18. ВОЗМОЖНЫЕ МАСШТАБЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕСТНЫХ
И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

91. Согласно Федеральному закону от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" к возобновляемым источникам энергии (далее - ВИЭ) относят энергию солнца, ветра, воды (в том числе энергию сточных вод), за исключением случаев использования такой энергии на гидроаккумулирующих электроэнергетических станциях, энергию приливов, энергию волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов, геотермальную энергию с использованием природных подземных теплоносителей, низкопотенциальную тепловую энергию земли, воздуха, воды с использованием специальных теплоносителей, биомассу, включающую в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива, биогаз, газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов, газ, образующийся на угольных разработках.
92. Основным местным видом топлива, добываемым и потребляемым на территории Костромской области, является торф.
При этом применение на территории Костромской области таких ВИЭ, как энергия солнца и энергия ветра, маловероятно в силу географического положения и гидрометеорологических характеристик региона.
Так, например, по данным наблюдений Костромского центра по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды, на территории области средняя годовая скорость ветра на высоте 10 метров составляет около 3,5 м/с, тогда как для развития ветроэнергетики большой мощности значение должно быть не менее 10 м/с.
Следует также отметить, что энергетический потенциал солнечной энергии для региона составляет примерно 3 кВт.ч/кв. м/день (рисунок № 52 - не приводится).
То есть, с 10 квадратных метров площади за год в максимальном варианте (при КПД фотоэлементов 13%) можно получить всего чуть более 1,3 тысячи кВт.ч, что примерно соответствует годовому потреблению электроэнергии одной семьи. При этом по самым оптимистичным оценкам срок окупаемости такой установки составит не менее 11 лет (при стоимости установки примерно 750 евро за 1 кВт). Учитывая вышесказанное и то, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Костромской области в ближайшей перспективе является маловероятным. Срок окупаемости проектов по использованию солнечных тепловых электростанций достаточно большой мощности (1 МВт) также оценивается в размере 10-14 лет.
Также надо отметить, что исследования, проведенные Институтом высоких температур Российской академии наук (далее - ИВТ АН) совместно с Московским государственным университетом им. М.В.Ломоносова, свидетельствуют о проблемах достижения приемлемых экономических показателей для снабжения изолированных потребителей электроэнергией от солнечных фотоэлектрических энергоустановок и ветрогенераторов. Так, для получения от них 0,1 кВт электрической мощности (с коэффициентом гарантированной выдачи 99,8) на территории Костромской области потребуется установка от 5 и более квадратных метров солнечных панелей или от 1 до 3 кВт ветрогенераторов. Помимо капиталовложений в генерирующие мощности для обеспечения указанного коэффициента гарантированной выдачи потребуются дополнительные весьма высокие затраты на аккумуляторные батареи, доходящие до 500 долл. США/кВт (рисунки № 53 и № 54 - не приводятся).
На основе представленной информации об эффективности использования энергии ветра и энергии солнца можно заключить, что развитие ВИЭ на территории Костромской области в рассматриваемой перспективе возможно только в направлении освоения биоэнергетического потенциала, характеризуемого, прежде всего, возможностью использования отходов лесной, деревообрабатывающей и целлюлозно-бумажной промышленности и запасами торфа.
Одной из основных задач в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности Костромской области является увеличение доли производства электроэнергии с использованием местных и возобновляемых источников энергии. Согласно областной целевой программе "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области на 2011-2015 годы и целевые установки до 2020 года", утвержденной постановлением администрации Костромской области от 30 декабря 2010 года № 464-а "Об утверждении областной целевой программы "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области" на 2011-2015 годы и целевые установки до 2020 года" (далее - ОЦП по энергосбережению), рост объемов производства энергетических ресурсов с использованием возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов должен к 2018 году составить около 29% от уровня 2011 года (таблица № 94).

Таблица № 94

Показатели производства энергетических ресурсов


№ Общие сведения Ед. Разбивка по годам
п/п изм.
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1 Объем тыс. т 140,2 147,2 154,6 162,3 170,4 178,9 187,9 197,3
производства у.т.
энергетических
ресурсов с
использованием
возобновляемых
источников
энергии и/или
вторичных
энергетических
ресурсов

2 Прирост % 0 4,7 9,3 13,6 17,7 21,6 25,4 28,9
накопительным
итогом


На рисунке № 55 (не приводится) представлена динамика полного потребления торфа и ГВЭР на территории Костромской области в период с 2007 по 2010 годы.
За указанный промежуток времени потребление данных энергоресурсов выросло с 241,3 тысячи т у.т. до 360,3 тысячи т у.т., продемонстрировав рост в размере 33% за 4 года. При этом конечное потребление торфа и ГВЭР составило 41,6% от общего потребления данных энергоресурсов на территории Костромской области (рисунок № 56 - не приводится).
В целом, в 2010 году на местные и возобновляемые источники энергии приходилось 9,3% конечного потребления энергоресурсов в Костромской области (рисунок № 57 - не приводится). Данный показатель является достаточно высоким по сравнению с другими регионами Российской Федерации, где отсутствует добыча местных топливно-энергетических ресурсов.
93. Отходы деревообработки используются в производстве древесных топливных гранул и брикетов. Они относятся к CO2-нейтральным с низким содержанием серы. Часть этих отходов используется непосредственно самими деревообрабатывающими предприятиями в качестве топлива для сушки пиломатериалов и отопления производственных цехов. Перевод котельных с газа, мазута и угля на древесные отходы требует меньше финансовых и временных затрат по сравнению с переходом на торфяное топливо. Современные котельные, работающие на древесинных отходах, обеспечивают стопроцентное сгорание топлива, за счет чего достигается высокий КПД котельной.
94. Представленный в настоящем разделе взгляд на развитие ВИЭ на территории Костромской области корреспондируется с перечнем мероприятий по переводу ряда источников теплоснабжения на местные виды топлива, представленных в ОЦП по энергосбережению, осуществление которых предлагается финансировать за счет субсидий из федерального бюджета на реализацию региональных программ в области энергосбережения (таблица № 95).

Таблица № 95

Планируемые мероприятия по модернизации котельного
оборудования с переводом его на местные виды топлива


№ Наименование Адрес Ориентировоч- Год Исполнитель
п/п котельной ная стоимость реализа-
СМР (тыс. ции
руб.)

Вохомский район

1 Реконструкция пер. 800 2014 органы местного
котельной Советский в самоуправления
"ПУ-25" (замена п. Вохма
котла
"Универсал" на
водогрейный
котел КО-300)

2 Реконструкция в п. Вохма 1800 2014 органы местного
котельной школы- самоуправления
интерната
(замена 2-х
котлов
"Универсал" на
котлы КО-500)

3 Котельная "улица п. Вохма, 370,00 2015 органы местного
Нагорная" ул. Нагорная самоуправления
(перевод с угля
на дрова)

Итого: 2 970,00

Макарьевский район

4 Котельная № 21 г. Макарьев, 3500,00 2014 органы местного
кв. (перевод на м/р-н 21 самоуправления
отходы квартала
деревообработки)

5 Котельная № 13 г. Макарьев, 3500,00 2015 органы местного
кв. (перевод на м/р-н пер. самоуправления
отходы Спортивный
деревообработки)

6 Котельная № 27 г. Макарьев, 2000,00 2016 органы местного
кв. (перевод на м/р-н 27 самоуправления
отходы квартала
деревообработки)

7 Котельная г. Макарьев 3500,00 2016 органы местного
городской бани самоуправления
(перевод на
отходы
деревообработки)

8 Котельная № 23 г. Макарьев, 2000,00 2014 органы местного
кв. (перевод на м/р-н 23 самоуправления
отходы квартала
деревообработки)

Итого: 14 500,00

Сусанинский район

9 Котельная д. 600,00 2016 органы местного
Ченцовского с/п Кулеберево, самоуправления
(перевод на ул. Речная
дрова)

10 Котельная д. Григорово 300,00 2015 органы местного
Григоровского ДК самоуправления
и ФАПа (перевод
на дрова)

Итого: 900,00

Октябрьский район

11 Котельная № 1 с. 2 800,00 2015 органы местного
(перевод на Боговарово, самоуправления
отходы ул.
деревообработки) Первомайская

Итого: 2 800,00

г. Мантурово

12 Котельная № 33, ул. 150000 2014 органы местного
на мазуте Гидролизная, самоуправления
(перевод на дом 1
местные виды
топлива -
лигнин, щепа,
торф)

Итого: 150 000,00

Пыщугский район

13 Котельная № 1 Костромская 1500,00 2016 органы местного
Пыщугской область, с. самоуправления
средней Пыщуг, ул.
общеобразова- Колхозная,
тельной школы 10б
(перевод на
отходы
деревообработки)

14 Котельная № 2 Костромская 1500,00 2015 органы местного
детского сада область, с. самоуправления
"Солнышко" Пыщуг, ул.
(перевод на Чкалова, 1
отходы
деревообработки)

15 Костромская ул. Чкалова 1200,00 2015 органы местного
область, с. 12, самоуправления
Пыщуг (перевод котельная №
на отходы 3
деревообработки) молодежного
центра
"Юность"

16 Котельная № 4 Костромская 1200,00 2014 органы местного
социальной область, с. самоуправления
защиты населения Пыщуг, ул.
(перевод на Первомайская
отходы
деревообработки)

17 Котельная № 5 Костромская 1500,00 2014 органы местного
центральной область, с. самоуправления
районной Пыщуг, ул.
больницы Фокина, 19г
(перевод на
отходы
деревообработки)

18 Котельная Костромская 1300,00 2016 органы местного
методического область, с. самоуправления
кабинета Пыщуг, ул.
(перевод на Чкалова, 1
отходы
деревообработки)

19 Котельная Костромская 1500,00 2015 органы местного
административно- область, с. самоуправления
го здания Пыщуг, ул.
(перевод на Советская, 4
отходы
деревообработки)

Итого: 9 700,00

г. Галич

20 Реконструкция ул. 170 2015 органы местного
котельной № 32 Заводская самоуправления
(перевод на Набережная
дрова)

21 Реконструкция ул. 850 2016 органы местного
котельной № 25 Молодежная самоуправления
(перевод на
дрова)

22 Реконструкция ул. 850 2016 органы местного
котельной № 36 Красноар- самоуправления
(перевод на мейская
дрова)

Итого: 1 870,00

Антроповский район

23 Центральная п. Антропово 2170,00 2015 органы местного
котельная самоуправления

24 Котельная ЦРБ п. Антропово 2100,00 2016 органы местного
самоуправления

Итого: 4270,00

Мантуровский муниципальный район

25 Реконструкция д. 2323,5 2014 органы местного
котельной Подвигалиха самоуправления
Подвигалихинско-
го СДК

Итого: 2323,50

Судиславский муниципальный район

26 Котельная д. Грудки 200,00 2014 органы местного
административно- самоуправления
го здания
Расловского
сельского
поселения
(установка котла
марки КО-35 на
твердом топливе,
дрова)

Итого: 200,00

г. Галич

27 Реконструкция г. Галич, 1000,00 2016 органы местного
котельной ул. Горная, самоуправления
(замена д. 3
электрокотлов
на котлы,
работающие на
твердом топливе)
административно-
го здания ГПКО
"Галичское
ДЭП-10"

Итого: 1000,00

Красносельский муниципальный район

28 Перевод д. Сухара 300,00 2014 органы местного
электрокотельной самоуправления
ФАП на МВТ

29 Перевод д. Синцово 600,00 2014 органы местного
электрокотельной самоуправления
ФАП на МВТ

30 Котельная Дома д. 200,00 2015 органы местного
культуры Густомесово самоуправления
(перевод с угля
на дрова)

Итого: 1100,00

Всего: 191633,50


Анализ представленных в таблице № 95 мероприятий с учетом информации о текущих значениях выработки тепловой энергии и основных технико-экономических показателях функционирования источников теплоснабжения, на которых эти мероприятия планируется реализовать, позволили провести расчет объемов возможных изменений в структуре потребления первичных энергоресурсов при производстве тепловой энергии (таблица № 96).

Таблица № 96

Изменение общего расхода топлива на производство
тепловой энергии в результате проведения запланированных
мероприятий по переводу котельного оборудования на
местные виды топлива


Общий расход топлива Общий расход топлива Изменение общего Годовая
до модернизации после модернизации расхода топлива на экономия
оборудования с оборудования с производство общего
переводом на ГВЭР переводом на ГВЭР тепловой энергии расхода
топлива на
производство
тепловой
энергии,
т у.т.

Вид топлива ГВЭР, Мазут, Уголь, ГВЭР, Мазут, Уголь, ГВЭР, Мазут, Уголь, 1661
т у.т. т у.т. т у.т. т у.т. т у.т. т у.т. т у.т. т у.т. т у.т.

Количественное 3092 8961 3173 13565 0 0 +10473 -8961 -3173
значение


Как можно видеть из таблицы № 96, в результате реализации запланированных мероприятий по переводу существующих котельных на местные виды топлива, помимо изменений в структуре топливного баланса, прогнозируется получение годовой экономии топлива в размере около 1,6 тысячи тонн условного топлива, что обуславливается прогнозируемым ростом КПД котлов после модернизации.

Глава 19. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОЙ БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ
ПО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

95. Балансы мощности по Костромской энергосистеме рассчитаны на час прохождения собственного максимума и были разработаны с учетом следующих материалов:
1) Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы;
2) Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года.
При построении перспективных балансов мощности и электроэнергии (как в базовом, так и в региональном вариантах) учтено, что в соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы планируется вывод генерирующих мощностей на территории Костромской области в объемах и в сроки, указанные в таблице № 97.

Таблица № 97

Объем планируемого вывода генерирующих мощностей
на электростанциях Костромской области


Электро- Генери- Тип Год
станция рующая демон-
(станцион- компания тажа 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2012-
ный номер, 2018
тип
турбины)

Костромская ТГК-2
ТЭЦ-1

4 П-6-35 Оконча- 6,0 6,0
тельный


С учетом планируемого объема вывода генерирующих мощностей установленная мощность электростанций Костромской энергосистемы в период 2012-2015 годов составит 3824 МВт, а в период 2016-2018 годов - 3818 МВт.
Из вышеприведенных данных видно, что, несмотря на больший в сравнении с базовым вариантом прогнозируемый рост потребления электроэнергии и нагрузки, на перспективу до 2018 года в целом по территории Костромской области аналогично базовому варианту складывается избыточный баланс по мощности и электроэнергии.
При этом в рамках электрических расчетов и определении объема выработки станциями энергосистемы электроэнергии как в соответствии с базовым, так и в соответствии с региональным вариантом, следует учитывать, что приведенные в настоящем разделе балансы электроэнергии и мощности отвечают задаче оценки возможности покрытия собственных максимумов нагрузки энергосистемы Костромской области за счет размещенных на территории области генерирующих источников, аналогично тому, как это представлено в Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы.
Вместе с тем для определения планируемого участия генерирующей мощности энергосистемы в покрытии ее собственных максимумов, максимумов ОЭС Центра и ЕЭС России в целом, а значит, и для планирования перспективных объемов выработки необходимо учитывать возможные снижения использования установленной мощности электростанций, которые могут быть обусловлены следующими факторами:
ограничениями на использование мощности действующих электростанций всех типов, представляющих собой разность между установленной и располагаемой мощностью, которую может развивать оборудование этих электростанций в период зимнего максимума нагрузки;
неучастием в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, выведенного в длительную консервацию.
Ограничения установленной мощности на тепловых электростанциях (далее - ТЭС) связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования (сооружений) установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением), сложностями в топливообеспечении, экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.
96. В настоящее время существенные ограничения при работе на основном топливе имеет Костромская ГРЭС. Это обуславливается тем, что пропускная способность газопровода высокого давления на участке от магистрального газопровода Починки-Ярославль до ГРС г. Волгореченск не позволяет увеличить потребление газа Костромской ГРЭС выше 640 тысяч куб. м/час (соответствует нагрузке около 2400 МВт) из-за невозможности поддержания необходимого давления до ГРС. По требованию СО возможно включение в работу дополнительных блоков при работе на мазуте.
В отчетном 2011 году мощность участия Костромской ГРЭС составила 2395 МВт (контрольный замер зимнего максимума 21 декабря и 15 июня 2011 года). Согласно данным филиала ОАО "СО ЕЭС" - "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Костромской области" на шинах 220 кВ станции находится в работе три блока по 300 МВт, на шинах 500 кВ - два блока по 300 МВт. Мощность участия станции определяется режимно-балансовой ситуацией работы энергосистемы.
С учетом этого величина мощности, не участвующая в балансе на час прохождения собственного максимума нагрузки Костромской энергосистемы, может составить около 927 МВт, что составляет порядка 24% от установленной мощности электростанций энергосистемы. В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций в размере 2897 МВт в период 2012-2015 годов и около 2891 МВт в период 2016-2018 годов.
При составлении балансов электроэнергии принят объем генерации электроэнергии согласно Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы.
Ограничения, имеющие место в топливообеспечении Костромской ГРЭС, являются одним из наиболее важных "узких мест" Костромской энергосистемы. Естественно, при необходимости данное ограничение временно снимается переводом отдельных блоков станции на резервное топливо. Однако при этом следует отметить, что в условиях недостаточной пропускной способности газотранспортной сети на участке от магистрального газопровода Починки - Ярославль до ГРС г. Волгореченск сама ГРС "Волгореченск" и ГРП-1, 2, 3 Костромской ГРЭС имеют проектную пропускную способность 1000 (тысячу) куб. м/час, что соответствует максимально необходимому потреблению газа (нагрузка - 3600 МВт).
Устранение данного "узкого места" энергосистемы заключается в увеличении пропускной способности и облегчении процесса транспортировки газа для Костромской ГРЭС и может быть достигнуто путем:
строительства газопровода-отвода с рабочим давлением 7,4 мПа, равным рабочему давлению магистрального газопровода "Починки-Грязовец";
реконструкции (строительства) ГРС требуемой производительности и с рабочим давлением 7,4 мПа.
Для повышения надежности эксплуатации существующего газопровода, обеспечения проектной производительности ГРС Волгореченск и перспективного газопотребления Костромской ГРЭС ОАО "Газпром" планируется реализация инвестиционного проекта по реконструкции газопровода-отвода и ГРС Волгореченск с подключением к строящемуся магистральному газопроводу "Починки-Грязовец". Решение о начале работ по реконструкции указанного объекта будет принято после получения положительного заключения Главгосэкспертизы.
При этом увеличение потребления газа и отказ от сжигания мазута позволят снизить цену поставляемой на рынок электроэнергии за счет более низкой топливной составляющей.
97. Балансы мощности и электроэнергии для базового варианта.
В таблицах № 98 и 99 и на рисунках № 58 и 59 (не приводятся) приведены перспективные балансы мощности и электрической энергии (базовый вариант) по Костромской энергосистеме на 2011-2018 годы.

Таблица № 98

Баланс мощности Костромской энергосистемы
на 2012-2018 годы (базовый вариант)


2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Покрытие 3824,0 3824,0 3824,0 3824,0 3818,0 3818,0 3818,0
(установленная
мощность станций),
МВт

Собственный 684,00 687,00 690,00 692,00 695,00 697,00 700,00
максимум нагрузки,
МВт

Сальдо, МВт 3140 3137 3134 3132 3123 3121 3118


Таблица № 99

Баланс электрической энергии Костромской
энергосистемы на 2011-2018 годы (базовый вариант)


2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Генерация, млн. 13502 12807 11909 10912 10639 11780 12714
кВт.ч

Потребление, млн. 3 658 3 693 3 710 3 723 3 737 3 751 3 765
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 9 844 9 114 8 199 7 189 6 902 8 029 8 949


Как можно наблюдать на рисунках № 58 и 59 (не приводятся), в базовом варианте Костромская энергосистема является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. Большая часть избытка мощности (до 60%) передается по сети 500 кВ в соседние энергосистемы (Вологодскую, Нижегородскую, Владимировскую). Около 33% избытка мощности передается по сети 220 кВ в Ивановскую и Ярославскую энергосистемы. Остальная мощность уходит по сети 110 кВ в Ярославскую, Ивановскую и Вологодскую энергосистемы.
98. Балансы мощности и электроэнергии для регионального варианта.
В таблицах № 100 и 101 и на рисунках № 60 и 61 (не приводятся) приведены перспективные балансы мощности и электрической энергии (региональный вариант) по Костромской энергосистеме на 2012-2018 годы.

Таблица № 100

Баланс мощности Костромской энергосистемы
на 2011-2018 годы (региональный вариант)


2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Покрытие 3824 3824 3824 3824 3818 3818 3818
(установленная
мощность станций), МВт

Собственный максимум 675,6 685,2 706,7 718,3 730,9 777,1 871,2
нагрузки, МВт

Сальдо, МВт 3148,4 3 138,8 3117,3 3105,7 3 087,1 3040,9 2946,8


Таблица № 101

Баланс электрической энергии Костромской энергосистемы
на 2011-2018 годы (региональный вариант)


2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Генерация, млн. 13502 12807 11909 10912 10639 11780 12714
кВт.ч

Потребление, млн. 3613 3672 3746 3825 3884 4174 4790
кВт.ч

Сальдо, млн. кВт.ч 9 889 9 135 8 163 7 087 6 755 7 606 7 924


Глава 20. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ОБЪЕКТОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ 110 КВ И ВЫШЕ КОСТРОМСКОЙ
ОБЛАСТИ НА 2014-2018 ГОДЫ

99. Формирование перспективной схемы электрических сетей 110 кВ и выше Костромской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:
1) повышение пропускной способности сети;
2) ликвидацию "узких мест" электрических сетей 110 кВ и выше;
3) повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;
4) создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.
Для устранения "узких мест" предлагаются мероприятия, представленные в таблице № 102.

Таблица № 102

Мероприятия по устранению "узких мест"


№ Наименование "узких мест" Мероприятия по устранению "узких
мест"

1 ПС с одним трансформатором: На ПС 110 кВ "Шекшема",
"Григорцево", "Клементьево", "Октябрьская" и "Рождественская"
"Столбово", "Елегино", предусмотрена установка вторых
"Луковицино", "Федоровское", трансформаторов по материалам
"Гусево", "Дьяконово", филиала ОАО "МРСК-Центра" -
"Новинское", "Н.-Полома", "Костромаэнерго" (таблица №
"Яковлево", "Гудково", "Шортюг", 103). На остальных ПС нет
"Якшанга", "Никола", "Шекшема", достаточных обоснований для
"Октябрьская", "Рождественское" рекомендаций установки вторых
трансформаторов в связи с очень
малыми нагрузками и отсутствием
заявок на технологическое
присоединение

2 ПС без резервного питания со Нет достаточных обоснований для
стороны 110 кВ: рекомендаций реконструкции сети
"Федоровское", "Луковицино", 110 кВ в связи с очень малыми
"Дьяконово", "Яковлево", нагрузками и отсутствием заявок
"Якшанга", "Гудково", "Шортюг", на технологическое присоединение
"Григорцево", "Клементьево"

3 ПС с трансформаторами без РПН: В соответствии с ИП филиала ОАО
"Кострома-3", "Нерехта-2", "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго"
"Новая", "Чухлома", "Антропово предусмотрена замена
(р)", "Павино", "Шортюг", трансформатора мощностью 10 МВА
"Якшанга" на ПС "Кострома-3" (таблица №
103). Согласно "Программе
комплексного развития систем
коммунальной инфраструктуры
городского поселения г. Нерехта
на 2012-2014 гг." в период до
2015 г. планируется
реконструкция ПС 110 кВ
"Нерехта-2" с заменой силового
трансформатора 5,6 МВА.
Проведение реконструкции с
заменой трансформаторов без РПН
на ПС 110 кВ: "Новая",
"Чухлома", "Антропово (р)",
"Павино", "Шортюг", "Якшанга"
рекомендуется при наличии заявок
на присоединение мощности к
данным подстанциям

4 ПС на ОД и КЗ: Рекомендована установка
"Пыщуг", "Новинское", "Ильинское", выключателей 110 кВ вместо ОД
"Яковлево", "Якшанга", "Гудково", и КЗ (таблица № 104)
"Шортюг", "Никола", "Вохма",
"Шарья (т)", "Александрово",
"Судиславль", "Калинки",
"Приволжская", "КПД", "СУ ГРЭС",
"Клементьево", "Григорцево",
"Нерехта-2", "Космынино (т)",
"Васильево", "Южная", "Красное",
"Дьяконово", "Николо-Полома",
"Мантуровский БХЗ", "Луковцино",
"Федоровское", "Солигалич",
"Елегино", "Западная", "Сусанино",
"Столбово"

5 При ремонте ВЛ 110 кВ Вохма-Павино В Программе проведена оценка
и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево- объема работ, капиталовложений и
Никола потребители ПС 110 кВ необходимости реконструкции
"Вохма", "Никола", "Шортюг", транзитов 110 кВ Мантурово-
"Гудково" остаются без питания Павино, Борок-Галич (р),
Поназырево (т)-Павино. В
6 При ремонте ВЛ 110 кВ Борок- настоящее время отсутствуют
Елегино и отключении ВЛ 110 кВ заявки на подключение новых
Галич (р)-Чухлома потребители ПС потребителей рассмотренных
110 кВ "Елегино", "Солигалич", районов. Финансирование
"Федоровское", "Чухлома", реконструкции сети 110 кВ
"Луковцино" остаются без питания нецелесообразно из-за
неокупаемости данных решений

7 В режимах с выводом в ремонт ВЛ В соответствии с Инвестиционной
110 кВ Заволжская-1 (2) цепь или программой филиала ОАО "МРСК-
при выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Центра" - "Костромаэнерго" в
"Мотордеталь"-Кострома-1 (2) цепь 2013 г. планируется замена
и аварийных отключениях в сети 220 провода и опор ВЛ 110 кВ
кВ перегруз оставшейся в работе ВЛ "Мотордеталь"-Кострома-1 1 (2) и
110 кВ достигает 30% в летний Заволжская-1, 2 (таблица № 114)
период

8 Аварийное отключение ВЛ 110 кВ
Заволжская-1 и 2 при отсутствии
генерации Костромской ТЭЦ-1
приводит к погашению значительной
части потребителей левобережной
части города (в том числе
социально значимых)

9 Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и Строительство двухцепной ВЛ 110
СУ ГРЭС осуществляется от кВ "Мотордеталь"-КПД.
Ивановской энергосистемы по ВЛ Осуществляется для повышения
110 кВ Приволжская 1 и 2 цепь, надежности сети 110 кВ,
имеющих низкую надежность обеспечения питания новых
электроснабжения и большое число нагрузок г. Волгореченск, в том
отключений числе ОАО "Газтрубинвест"
(таблица № 105)

10 Подстанции, ремонт оборудования На ПС 110 кВ "Шекшема",
которых производится с полным "Октябрьская" предусмотрена
погашением потребителей: ПС 110 установка вторых трансформаторов
кВ "Октябрьская" и ПС 110 кВ по материалам филиала ОАО "МРСК-
"Шекшема" Центра" - "Костромаэнерго"
(таблица № 103)

11 Существуют отдельные узлы В соответствии с Инвестиционной
энергосистемы, присоединение программой и данным филиала ОАО
потребителей к которым ограничено "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго"
мощностью трансформаторов в предусмотрено увеличение
ремонтных и аварийных режимах. К трансформаторной мощности на
таким узлам можно отнести ПС 110 данных подстанциях (таблица №
кВ "Северная", "Кострома-1", 103)
"Кострома-3", "КПД", "Буй (р)",
"Буй (с)", "Шарья (р)"


В Программе рассматриваются два варианта развития электроэнергетики Костромской области: базовый и региональный.
Развитие электрических сетей и вводы электрооборудования в базовом варианте спрогнозированы в соответствии со следующими документами:
1) Схема и программа развития Единой энергетической системы России 2012-2018 годов;
2) исходные данные по перспективному развитию объектов электросетевого хозяйства, представленные филиалом ОАО "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго", в том числе перечень инвестиционных проектов на период реализации инвестиционной программы (далее - ИП) ОАО "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго";
3) Перечень вводов электросетевых объектов, не вошедших в утвержденную инвестиционную программу филиала ОАО "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго".
Карта-схема размещения объектов электроэнергетики в Костромской области и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2018 года для базового варианта представлены в приложениях № 3 и 5 (не приводятся) к настоящей Программе.
В региональном варианте, помимо данных, изложенных в вышеуказанных документах, учитывались заявки потребителей на присоединение к электрической сети.
Карта-схема размещения объектов электроэнергетики в Костромской области и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2018 года для регионального варианта представлены в приложениях № 4 и 6 (не приводятся) к настоящей Программе.
100. Базовый вариант
В таблице № 103 приведены вводы трансформаторной мощности на подстанциях Костромской энергосистемы по материалам ОАО "СО ЕЭС" и филиала ОАО "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго". Увеличение трансформаторной мощности обосновано, как правило, ростом существующих нагрузок и потребностью подключения перспективных потребителей.

Таблица № 103

Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях
напряжением 110 кВ и выше за период 2014-2018 годов
Костромской энергосистемы по базовому варианту


№ Наименование Год Характеристика ПС, МВА Перечень Примечания
ПС, Напряжение ввода работ
объекта Существующее Планируемое
состояние состояние

1 Шарья (р) 2017 20 + 25 2 x 25 Замена Замена
110/35/6 кВ существую- осуществляется по
щего Т 20 ИП вследствие
МВА морального и
физического
старения
оборудования

2 Шекшема 2017 6,3 6,3 + 2,5 Установка Т Осуществляется
110/10 кВ мощностью из-за полного
2,5 МВА погашения
потребителей пос.
Шекшема и
Варакинского
Шарьинского р-нов
при аварийных
ситуациях и выводе
в ремонт
трансформатора

3 Октябрьская 2017 2,5 2 x 2,5 Установка Осуществляется
110/10 кВ второго Т из-за полного
мощностью погашения
2,5 МВА потребителей
Октябрьской зоны
Нейского р-на при
аварийных
ситуациях
и выводе в ремонт
трансформатора

4 Рождественское 2018 10 + 4 10 + 6,3 Замена Осуществляется для
110/35/10 кВ существую- повышения
щего Т 4 надежности
МВА энергосетевого
района

5 КПД 2013 2 x 16 2 x 25 Замена Замена
110/35/10 кВ существую- осуществляется по
щего Т ИП вследствие
ограниченной
возможности
подключения новых
потребителей

6 СУ ГРЭС 2014 10 + 16 2 x 16 Замена Замена
110/6 кВ существую- осуществляется по
щего Т 10 ИП вследствие
МВА морального и
физического
старения
оборудования

7 Центральная 2016 2 x 25 2 x 40 Замена Осуществляется
110/10/6 кВ существую- из-за роста
щего Т нагрузок и
ограничения
возможности
подключения новых
потребителей

8 Северная 2016 20 + 25 2 x 25 Замена Осуществляется по
110/6 кВ существую- ИП из-за роста
щего Т 20 нагрузок
МВА и ограничения
возможности
подключения новых
потребителей

9 Кострома-3 2015 10 + 16 2 x 16 Замена Осуществляется по
110/35/6 кВ существую- ИП из-за
щего Т 10 отсутствия
МВА возможности
подключения новых
потребителей

10 Кострома-1 2013 2 x 10 2 x 16 Замена Замена
110/6 кВ существую- осуществляется по
щего Т ИП вследствие
морального и
физического
старения
оборудования

11 Буй (р) 2017 10 + 4 10 + 16 Замена Замена
110/35/10 кВ существую- осуществляется
щего Т 4 из-за ограничения
МВА электроснабжения
потребителей г.
Буя и Буйского
района в аварийных
ситуациях

12 Буй (с/х) 2017 2 x 6,3 2 x 10 Замена Замена
110/10 кВ существую- осуществляется по
щего Т ИП вследствие
ограничения
возможности
подключения новых
потребителей и
роста нагрузок

13 Мантурово 2016 1 x 125 + 1 x 200 + Замена Замена
220/110/35/27, 2 x 40 + 1 x 2 x 40 + существую- осуществляется в
5/10 кВ 15 1 x 25 щего Т 125 связи с
МВА и 15 перезагрузкой при
МВА откл. (ремонте) АТ
на ПС 500 кВ
"Звезда"

14 Галич 2016 2 x 125 + 2 x 125 + Замена Замена
220/110/35/10 1 x 10 1 x 20 существую- осуществляется
кВ щего Т 10 вследствие
МВА морального и
физического
старения
оборудования

15 Кострома-2 2015 1 x 125 + 2 x 125 + Реконструк- Осуществляется по
220/110/35/6 1 x 90 + 2 x 4 x 40 ция ПС 220 ИП вследствие
кВ 20 кВ морального и
физического
старения
оборудования


Большинство схем РУ ПС 110 кВ Костромской энергосистемы выполнено на отделителях и короткозамыкателях (ОД и КЗ). В работе рекомендуется произвести замену ОД и КЗ на элегазовые выключатели.
Рекомендации по реконструкции объектов 110 кВ и выше с переходом на типовые схемы приведены в таблице № 104.
В основных сетях Костромской энергосистемы согласно Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы" в 2014 году для повышения надежности электроснабжения потребителей Нижегородского энергоузла намечается ко вводу ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Нижегородская.

Таблица № 104

Объемы установки выключателей на подстанциях
напряжением 110 кВ и выше за период 2014-2018 годов
Костромской энергосистемы по базовому варианту


№ Наименование Напряжение Год Кол-во и тип выключателей, Перечень работ
ПС, Напряжение заменяемого ввода шт.
оборудования, объекта
кВ Существующее Планируемое
состояние состояние
(указано
кол-во новых
выкл.)

1 Павино 110 2016 2 x ВЭ, 1 x ВЭ Реконструкция ОРУ
110/35/10 кВ 4 x МВ - 110 кВ с
переходом на
типовую схему
№ 110-9

2 Пыщуг 110 2016 2 x ОД, 2 x ВЭ Реконструкция с
110/35/10 кВ 2 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

3 Новинское 110 2016 1 x ОД, 1 x ВЭ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

4 Яковлево 110 2013 1 x ОД, 1 x ВЭ Реконструкция с
110/35/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

5 Шекшема 110 2017 1 x ОД, 2 x ВЭ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ и расширение РУ
в связи с
установкой второго
трансформатора

6 Шарья (р) 110 2012 13 x МВ 13 x ЭВ Техперевооружение
110/35/6 кВ с заменой МВ 110
кВ на ЭВ по ИП

7 Шарья (т) 110 2015 2 x ОД, 2 x ВЭ Реконструкция с
110/27/6 кВ 2 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

8 Якшанга 110 2015 1 x ОД, 1 x ВЭ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

9 Гудково 110 2016 1 x ОД, 1 x ВЭ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

10 Шортюг 110 2013 1 x ОД, 1 x ВЭ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

11 Никола 110 2017 1 x ОД, 1 x ВЭ Реконструкция с
110/35/10 кВ 1 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

12 Вохма 110 2013 2 x ОД, 2 x ВЭ Реконструкция с
110/35/6 кВ 2 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

13 Мантуровский 110 2015 2 x ОД, 2 x ВЭ Реконструкция с
БХЗ 110/6/6 кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

14 Октябрьская 110 2017 1 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ и расширение РУ
в связи с
установкой второго
тр-ра

15 Кадый 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/35/10 кВ 2 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

16 Дьяконово 110 2015 1 x ОД, 1 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

17 Николо-Полома 110 2015 1 x ОД, 1 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

18 Антропово (т) 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/27/10 кВ 2 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

19 Лопарево 110 2015 2 x ОД, 2 x ВЭ Реконструкция с
110/10 кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

20 Луковцино 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

21 Сусанино 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/35/10 кВ 2 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

22 Столбово 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

23 Западная 110 2017 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 2 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

24 Федоровское 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

25 Солигалич 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/35/10 кВ 2 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

26 Елегино 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

27 Буй (р) 110 2017 1 x МВ 1 x ЭВ Расширение РУ в
110/35/10 кВ связи с установкой
второго тр-ра

28 Южная 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/35/10 кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

29 "Мотордеталь" 110 2018 - 2 x ЭВ Установка двух
220/110/10 кВ ячеек 110 кВ в
связи со
строительством ВЛ
110 кВ
"Мотордеталь"-
КПД по ИП

30 Красное 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/35/10 кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

31 Кострома-2 110 2016 - 12 x ЭВ Реконструкция ПС
220/110/35/6 220 кВ Кострома-2
кВ

32 Александрово 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/35/10 кВ 2 x КЗ, заменой ОД, КЗ 110
1 x МВ кВ

33 КПД 110/35/10 110 2013 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

34 СУ ГРЭС 110 2014 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/35/6 кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

35 Клементьево 110 2015 1 x ОД, 1 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

36 Григорцево 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

37 Василево 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/35/10 кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

38 Нерехта-2 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/10 кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

39 Космынино (т) 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
110/35/10 кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 110
кВ

40 Нерехта-1 110 2014 12 x МВ 14 x ЭВ Техперевооружение
110/35/6 кВ; с заменой МВ 110
110/10 кВ кВ на ЭВ и
установкой
секционных
выключателей

41 Кострома-2 220 2016 - 7 x ЭВ Реконструкция ПС
220/110/35/6 220 кВ Кострома-2
кВ

42 Мантурово 220 2014 1 x ОД, 1 x ЭВ Реконструкция с
220/110/35/27, 1 x КЗ заменой ОД, КЗ 220
5/10 кВ кВ по ИП

43 Галич 220 2014 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
220/110/35/10 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 220
кВ кВ по ИП

44 Борок 220 2014 2 x ОД, 2 x ЭВ Реконструкция с
220/110/10 кВ 2 x КЗ заменой ОД, КЗ 220
кВ по ИП


Объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в сетях Костромской энергосистемы приведены в таблице № 105.

Таблица № 105

Объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением
110 кВ и выше за период 2014-2018 годов
Костромской энергосистемы по базовому варианту


Наименование Напряж. Год Характеристика ВЛ, км Перечень работ Примечания
объекта заменяемого ввода
оборудова- объекта существующее планируемое
ния, кВ состояние состояние


Костромская 500 2013 - 282 км, Строительство Осуществляется по
ГРЭС- АС-400 x 3 ВЛ 500 кВ (II ИП для повышения
Нижегородская цепь) с надежности
500 кВ заходами ВЛ электроснабжения
500 кВ, 220 кВ потребителей
(282 км) (по Нижегородского
территории энергоузла и
области - 6,3 г. Нижний
км) Новгород

"Мотордеталь"- 110 2013 4,75 км АС-185 Замена провода Осуществляется по
Кострома-1 АС-120, 110 кВ и опор ИП вследствии
АС-95 2-цепной ЛЭП перегрузки по
току в ремонтных
и аварийных
режимах

"Мотордеталь"- 110 2018 42,72 км АС-150 Замена провода Осуществляется
Нерехта-1 АС-120, 110 кВ и опор из-за перегрузки
АС-95 2-цепной ЛЭП по току в
ремонтных и
аварийных режимах

Заволжская-1, 2 110 2013 15,2 км АС-185 Замена провода Осуществляется по
АС-120 110 кВ и опор ИП из-за
(Заволжская- 2-цепной ЛЭП перегрузки по
2) току в ремонтных
и аварийных
19,1 км режимах
АС-120
(Заволжская-
1)

ТЭЦ-2-Кострома-2 110 2012 3,97 км АС-240 Замена провода Осуществляется по
АС-150 110 кВ и опор ИП
2-цепной ЛЭП

Отпайка на ПС 110 2018 2,06 км АС-185 Замена провода Замена
"Центральная" АС-120 110 кВ и опор осуществляется
2-цепной ЛЭП вследствие
морального и
физического
старения (в
эксплуатации
более 50 лет)

Отпайка на ПС 110 2018 2,45 км АС-185 Замена провода Замена
"Северная" АС-120 110 кВ и опор осуществляется
2-цепной ЛЭП вследствие
морального и
физического
старения (в
эксплуатации
более 50 лет)

Отпайка на ТЭЦ-1 110 2018 1,5 км АС-185 Замена провода Замена
АС-120 110 кВ и опор осуществляется
2-цепной ЛЭП вследствие
морального и
физического
старения (в
эксплуатации
более 50 лет)

КПД- 110 2018 - 50,8 км Новое Осуществляется
"Мотордеталь" АС-185 строительство для повышения
надежности сети
110 кВ,
обеспечения
питания новых
нагрузок г.
Волгореченск, в
том числе ОАО
"Газтрубинвест"


101. Региональный вариант предусматривает не только вводы и реконструкцию оборудования по базовому сценарию, но и развитие сетей 110 кВ и выше, связанное с подключением потребителей, указанных в таблице № 76.
102. Сооружение ПС 110 кВ "Варко".
На предприятии "Varko" планируется производство буровых установок, установок для текущего ремонта скважин и другой буровой техники с прямым выходом на российский и европейский рынки нефтегазового оборудования. Для реализации проекта выбран земельный участок площадью 71,22 га в городе Волгореченске.
В ходе реализации первого этапа проекта будут построены: сварочный, механический, покрасочный цеха, склад, цех скважинного оборудования, офисные помещения. Объем инвестиций с учетом оборудования составит 2,7 миллиарда рублей. Первая продукция по предварительным данным сойдет с конвейера уже в 2013 году.
Общий срок реализации проекта - 8 лет. К 2019 году предприятие планирует выйти на проектную мощность - 16 тысяч тонн в год в виде установок: буксируемые буровые агрегаты, мобильные агрегаты для подземного ремонта скважин, мобильные буровые агрегаты, геофизические вышки и вспомогательные конструкции.
Заявленная мощность предприятия "Varko" по данным инвесторов составляет порядка 15 МВт.
Для обеспечения питания данного объекта предусматривается строительство в 2013 году ПС 110 кВ "Варко" с установкой двух силовых трансформаторов мощностью по 25 МВА каждый.
РУ 110 кВ сооружается по схеме № 110-4Н, включающей два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. Проектируемую подстанцию рекомендуется присоединить отпаечной ВЛ протяженностью порядка 1 километра от ВЛ 110 кВ.
Следует отметить, что в случае реализации данного проекта в ближайшей перспективе в период 2013-2014 годов в региональном варианте развития рекомендуется ускорить планируемый ввод двухцепной ВЛ 110 кВ КПД-"Мотордеталь" для обеспечения надежного электроснабжения новых и существующих потребителей г. Волгореченск, которые в настоящее время получают питание от Ивановской энергосистемы.
103. Сооружение ПС 220 кВ ЦБК.
По данным администрации в Мантуровском районе Костромской области предусматривается строительство целлюлозно-бумажного комбината. По предварительным данным целлюлозно-бумажный комбинат после его возведения должен производить 800 тысяч тонн товарной целлюлозы, максимальная мощность будет составлять порядка 100 МВт.
Для крупных энергоемких предприятий с электрической нагрузкой порядка 100-150 МВт и выше в качестве приемных пунктов используются узловые распределительные подстанции с первичным напряжением 220-500 кВ.
Для обеспечения питания данного объекта рекомендуется строительство в 2017 году ПС 220 кВ ЦБК с установкой двух силовых трансформаторов 220/10 кВ мощностью по 80 МВА каждый. Нагрузку планируется вводить поэтапно: 30 МВт в 2017 году, 70 МВт в 2018 году.
РУ 220 кВ сооружается по схеме 220-4Н, включающей два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.
Для присоединения ПС 220 кВ ЦБК к основным сетям Костромской энергосистемы в региональном варианте в 2017 году рекомендуется реконструкция ПС 500 кВ "Звезда" со строительством РУ 220 кВ и установкой АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА, а также организацией захода ВЛ 220 кВ Мантурово-Рыжково на сооружаемое РУ 220 кВ.
Проектируемую подстанцию рекомендуется присоединить по блочной схеме к РУ 220 кВ ПС 500 кВ "Звезда".
Следует отметить, что схема присоединения ПС 220 кВ "ЦБК" к энергосистеме Костромской области требует разработки отдельного проекта по схеме внешнего электроснабжения данного объекта.
В таблицах № 106 и 107 представлены объемы ввода трансформаторной мощности и выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше за период 2012-2014 годов. В таблице № 108 приведены объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в Костромской энергосистеме за аналогичный период.

Таблица № 106

Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях
напряжением 110 кВ и выше за период 2014-2018 годов
Костромской энергосистемы по региональному варианту


№ Наименование Год Характеристика ПС, Перечень работ
ПС, напряжение ввода МВА
объекта
сущест- планируемое
вующее состояние
состоя-
ние

1 "Варко" (ООО 2013 - 2 x 25 Строительство новой ПС 110
"НОВ Кострома" кВ

2 ЦБК 220/10 кВ 2018 - 2 x 80 Строительство новой ПС 220
кВ

3 Нерехта-2 110/10 2014 10 + 2 x 10 Реконструкция ПС 110 кВ с
кВ 5,6 заменой Т 5,6 МВА на 10 МВА

4 "Звезда" 2017 3 x 135 3 x 135 + Реконструкция ПС 500 кВ с
500/220/110/10 (3 x 167) + установкой АТ 500/220/10 кВ
кВ 167


Таблица № 107

Объемы установки выключателей на подстанциях напряжением
110 кВ и выше за период 2014-2018 годов Костромской
энергосистемы по региональному варианту


№ Наименование Напряж. Год Кол-во и тип Перечень работ
ПС, заменяе- ввода выключателей, шт.
напряжение мого объекта,
оборудо- г. существую- планируе-
вания, кВ щее мое
состояние состояние
(кол-во
новых
выкл.)

1 "Варко" (ООО 110 2013 2 x ЭВ Строительство
"НОВ - новой ПС 110 кВ
Кострома"

2 ЦБК 220 2018 - 2 x ЭВ Строительство
220/10 кВ новой ПС 220 кВ

3 "Звезда" 220 2017 - 6 x ЭВ Реконструкция
500/220/110/ ПС 500 кВ с
10 кВ установкой
второго тр-ра
500/220/10 кВ


Таблица № 108

Объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением
110 кВ и выше за период 2014-2018 годов Костромской
энергосистемы по региональному варианту


№ Наименование Напряж. Год Характеристика Перечень работ Примечания
объекта заменяе- ввода ВЛ, км
мого объекта
оборудо- сущест- плани-
вания, кВ вующее руемое
состоя- состоя-
ние ние

1 ЦБК-"Звезда" 220 2018 - 8 км, Новое
2АС-240 строительство

2 заход на ПС 220 2017 - 2,5 км, Новое
"Звезда" 2АС-300 строительство

3 заход на ПС 110 2013 - 1 км, Новое
"Варко" (ООО 2АС-95 строительство
"НОВ
Кострома")


Кроме предприятия "Varko" и целлюлозно-бумажного комбината, на территории Костромской области планируется поэтапное увеличение нагрузки в сумме на 9,5 МВт к 2018 году на ОАО "Газтрубинвест", ввод 0,36 МВт на "Костромской бумажной фабрике", а также в период до 2015 года осуществление производства и реализации инновационного вида топлива - древесных пеллет в г. Мантурово (2,4 МВт).
104. Согласно плану развития городского поселения г. Нерехта в период 2012-2014 годов для повышения надежности электроснабжения г. Нерехта и обеспечения подключения перспективных жилищных нагрузок, в период до 2015 года планируется реконструкция ПС 110 кВ "Нерехта-1" с установкой элегазовых выключателей, а также реконструкция ПС 110 кВ "Нерехта-2" с заменой силового трансформатора 5,6 МВА на трансформатор 10 МВА.
В связи с неизбежным ростом нагрузок во вновь строящихся микрорайонах и жилищных комплексах, таких как Клюшниково, Агашкина гора и Новый город, рассмотрен вопрос об их электроснабжении.
В таблице № 109 представлены данные по прогнозу электропотребления крупными жилищными комплексами согласно данным, представленным администрацией Костромской области.

Таблица № 109

Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов


Клюшниково Новый город Агашкина гора

Кол-во домов/квартир 2148 2180 3220

Общая площадь жилья, кв. м 322250 120000 195000

Кол-во жителей 6470 3500-4000 5000

Детсады 3 на 140 мест 2 на 280 мест 2 на 300 мест

Школа, учеников 1176 720 750

Общественно-деловой центр да

Торговый центр да

Предприятия общепита + Бытовое нет да да
обслуживание

Электропотребление, млн. кВт.ч) 5-6 млн. 4 5

Жилье 4-5 млн. 3,5 4,5
(ближе к 5)

Сфера услуг 0,5-0,6 млн. ок. 0,4 ок. 0,5

Максимальная нагрузка, МВт 2,3 1,3 1,6


По данным таблицы № 109 суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2018 году, составит 5,2 МВт. Для нагрузки такого уровня является экономически нецелесообразным строительство ПС 110/10 кВ, тем более, что запас мощности, которым обладают ближайшие ПС 110/10 кВ и 110/35/10 кВ (Кострома-1 и Южная на рисунке № 62 - не приводится), позволяет подключить к шинам НН данных ПС новые нагрузки. Центром питания для вновь возводимого микрорайона Новый город послужат шины НН ПС 110/10 кВ "Кострома-1", а для микрорайонов Агашкина гора и Клюшниково - шины НН ПС 110/35/10 кВ "Южная".
В случае значительного роста нагрузок жилищных комплексов Волжская, Клюшниково, Новый город, Агашкина гора в перспективе, за пределами рассматриваемого периода, для их покрытия потребуется строительство новой ПС 110 кВ.
В Программе приведены предварительные мероприятия по реконструкции электрических сетей 110 кВ рассматриваемого района г. Костромы, предусматривающие сооружение новой ПС 110 кВ, а также электросетевое строительство для приведения схемы района в соответствие с требованиями нормативных документов.
Для электроснабжения микрорайона Волжский предусматривается сооружение ПС 110 кВ "Волжская", подключаемой ответвлением к двухцепной линии с двусторонним питанием Заволжская-1, 2, с выполнением РУ 110 кВ по схеме № 110-4Н, включающей два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий и установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 16 МВА.
Для приведения схемы электрических сетей рассматриваемого района в соответствие с требованиями нормативных документов рекомендуется изменить схему подключения ПС 110 кВ "Северная" с "ответвительной" на "мостиковую" с проведением реконструкции РУ 110 кВ и установкой выключателя в перемычке, создавая, таким образом, транзит по ВЛ 110 кВ Заволжская-1, а также для исключения "тройника" осуществить подключение ТЭЦ-1 по схеме "захода" к цепи ВЛ 110 кВ Заволжская-2.
Для электроснабжения жилищных комплексов Клюшниково, Новый город, Агашкина гора предусматривается строительство ПС 110/10 кВ "Клюшниково" с подключением к одной цепи двухцепной ВЛ 110 кВ Нерехта-"Мотордеталь-1", сооружением ОРУ 110 кВ по схеме № 110-5АН "мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов" и установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 25 МВА (рисунок № 63 - не приводится).
Мощности предварительно рекомендуемых понижающих двухобмоточных трансформаторов ТДН-16000/110/10 и ТРДН-25000/110/10 ПС "Клюшниково" и "Волжская" в перспективе будут уточняться при конкретном проектировании и наличии более подробной исходной информации о жилищных комплексах, по ходу строительства и росту нагрузок в ходе заселения районов.
105. По результатам определения "узких мест", не соответствующих требованиям нормативных документов и не обеспечивающих надежность сети 110 кВ, необходимо оценить объемы работ, капиталовложения и необходимость реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово-Павино, Борок-Галич (р), Поназырево (т)-Павино.
В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем установлено:
1) присоединять не более трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной - не более пяти;
2) выполнять длину одноцепной ВЛ 110 кВ, обеспечивающей двухстороннее питание подстанций, не больше 120 км;
3) применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий и т.п. с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций.
Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.
Схемы реконструкции транзитов Мантурово-Павино, Борок-Галич (р), Поназырево (т)-Павино представлены на рисунках № 64 и № 65 (не приводятся).
Характеристики отклонения транзитов Мантурово-Павино, Борок-Галич (р), Поназырево (т)-Павино от нормативных документов представлены в таблице № 110.

Таблица № 110

Характеристики отклонения транзитов Мантурово-Павино,
Борок-Галич (р), Поназырево (т)-Павино от
нормативных документов


№ Наименование Протяженность Наименование ПС, Кол-во
объектов транзита между присоединенных к присоединений к
ПС, км транзиту транзиту, шт.

1 Мантурово-Павино 167,71 Гусево, Яковлево, 5
Ильинское,
Новинское, Пыщуг

2 Борок-Галич (р) 201,02 Елегино, Солигалич, 5
Федоровское,
Чухлома, Луковцино

3 Поназырево (т)- 128,2 Вохма, Никола,
Павино Шортюг, Гудково 4



Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002 года, определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденных 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 ВЛ 110 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах срок службы составляет 50 лет, для ВЛ на деревянных опорах - 30 лет.
Техническое состояние транзита между ПС "Мантурово" и "Павино", "Борок" и "Галич (р)", "Поназырево (т)" и "Павино" в целом на данный период удовлетворительное, но некоторые участки линий нуждаются в дальнейшей реконструкции. Так, максимальный срок службы участков ВЛ Мантурово-Гусево (1982 год) и Гусево-Ильинское (1982 год) достигает 30 лет, для ВЛ Солигалич-Чухлома (1964 год), Чухлома-Галич (р) (1964 год) срок службы - 48, для ВЛ Поназырево (т)-Никола (1968 год), Никола-Вохма (1968 год) срок службы - 44 года.
Также электрические сети должны обеспечивать минимальные затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание. Определим капиталовложения для реконструкции транзита Мантурово-Павино, Борок-Галич (р), Поназырево (т)-Павино.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года (таблица № 111) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены июня 2012 года с учетом коэффициента К = 5,875 (с учетом НДС), принятом в соответствии с индексами цен в строительстве.

Таблица № 111

Капиталовложения для реконструкции транзитов
Мантурово-Павино, Борок-Галич (р),
Поназырево (т)-Павино


№ Наимено- Год ввода участков Характер-ка Стоимость Стоимость в Стоимость Стоимость
вание объекта в ценах ценах 2000 г. в ценах в ценах
объекта 2000 г. (без НДС), 2000 г. 2012 г.
(без НДС), тыс. руб. с (без (без
тыс. руб. учетом терр. НДС), НДС),
коэф. тыс. руб. тыс. руб.
с учетом
повыш.
коэф.

1 Мантурово- Мантурово-Гусево (1982 167,71 км 268336 295169,6 354203,52 2080945,7
Павино г.); Гусево-Ильинское АС-120
(1982 г.);
Ильинское-Новинское
(1987 г.); Новинское-
Пыщуг (1991 г.);
Пыщуг-Павино (1988 г.)

2 Борок- Борок-Елегино (1986); 201,02 км 321632 353795,2 424554,24 2494256,2
Галич (р) Елегино-Солигалич АС-120 +
(1987); АС-95
Солигалич-Чухлома
(1964); Чухлома-Галич
(р) (1964);

3 Поназырево Поназырево (т)-Никола 128,2 км 205120 225632 270758,4 1590705,6
(т)-Павино (1968); АС-120 +
Никола-Вохма (1968); АС-95
Вохма-Павино (1972);

Всего, тыс. руб.: 795088 874596,8 1049516 6165907


По приведенному расчету видно, что с учетом коэффициента пересчета К = 5,875 (с НДС), ориентировочные капвложения составляют 6,2 млн. руб. в ценах 2012 года.
Существующая схема электрических сетей позволяет обеспечить надежное питание потребителей, имеющих 3 категорию надежности электроснабжения, от ПС "Федоровское", "Луковцино", "Яковлево", "Гудково", "Шортюг", подключенных к рассматриваемым транзитным ВЛ.
Техническое состояние рассматриваемых транзитных ВЛ - удовлетворительное.
В настоящее время в районе размещения транзитов отсутствуют заявки на подключение новых потребителей и, соответственно, отсутствует перспектива увеличения нагрузок подстанций, подключенных к данным транзитным ВЛ.
Таким образом, в период рассматриваемой перспективы отсутствует необходимость проведения реконструкции транзитных ВЛ 110 кВ Мантурово-Павино, Борок-Галич (р), Поназырево (т)-Павино, финансирование данного проекта нецелесообразно из-за неокупаемости.
106. Капитальные вложения по строительству сетевых объектов определены в ценах 2000 года по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены июня 2012 года с учетом коэффициента К = 5,875 (с учетом НДС), принятого в соответствии с индексами цен в строительстве.
Сводные и суммарные показатели объемов нового строительства и технического перевооружения подстанций и ЛЭП напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012-2018 годов представлены в таблицах № 112-№ 115.

Таблица № 112

Сводные показатели объемов вводов трансформаторной
мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше
Костромской энергосистемы за период 2012-2018 годы


№ Наименование Год Характеристика ПС, МВА Источник Перечень Стоимость в Стоимость Стоимость Стоимость в
ПС, напряжение ввода финансиро- работ ценах 2000 г. в ценах в ценах ценах 2012
объекта, существующее планируемое вания (без НДС), 2000 г. 2000 г. г. (с
гг. состояние состояние тыс. руб. (без (без НДС), учетом
НДС), тыс. руб. НДС), тыс.
тыс. руб. с учетом руб.
с учетом повыш.
террит. коэф.
коэф.

1 Шарья (р) 2017 20 + 25 2 x 25 ИП Замена сущ. Т 7030 7733 11058,19 64966,9
110/35/6 кВ 20 МВА

2 Шекшема 2017 6,3 6,3 + 2,5 Не Установка Т 2939 3232,9 4623,047 27160,4
110/10 кВ определен мощностью 2,5
МВА

3 Октябрьская 2017 2,5 2 x 2,5 Не Установка 2939 3232,9 4623,047 27160,4
110/10 кВ определен второго Т
мощностью 2,5
МВА

4 Рождественское 2018 10 + 4 10 + 6,3 Не Замена сущ. Т 4346 4780,6 6836,258 40163
110/35/10 кВ определен 4 МВА

5 КПД 110/35/10 2013 2 x 16 2 x 25 ИП Замена сущ. Т 14060 15466 22116,38 129933,7
кВ

6 СУ ГРЭС 110/6 2014 10 + 16 2 x 16 ИП Замена сущ. Т 5496 6045,6 8645,208 50790,6
кВ 10 МВА

7 Центральная 2016 2 x 25 2 x 40 Не Замена сущ. Т 19800 21780 31145,4 182979,2
110/10/6 кВ определен

8 Северная 2016 20 + 25 2 x 25 ИП Замена сущ. Т 7030 7733 11058,19 64966,9
110/6 кВ 20 МВА

9 Кострома-3 2015 10 + 16 2 x 16 ИП Замена сущ. Т 5496 6045,6 8645,208 50790,6
110/35/6 кВ 10 МВА

10 Кострома-1 2013 2 x 10 2 x 16 ИП Замена сущ. Т 10992 12091,2 17290,416 101581,2
110/6 кВ

11 Буй (р) 2017 10 + 4 10 + 16 Не Замена сущ. Т 5496 6045,6 8645,208 50790,6
110/35/10 кВ определен 4 МВА

12 Буй (с/х) 2017 2 x 6,3 2 x 10 ИП Замена сущ. Т 9460 10406 14880,58 87423,4
110/10 кВ

13 Мантурово 2016 1 x 125 + 1 x 200 + ОАО "ФСК Замена сущ. Т 46530 51183 73191,69 430001,2
220/110/35/27, 2 x 40 + 2 x 40 + ЕЭС" 125 МВА и 15
5/10 кВ 1 x 15 1 x 26 МВА

14 Галич 2016 2 x 125 + 2 x 125 + ОАО "ФСК Замена сущ. Т 5210 5731 8195,33 48147,6
220/110/35/10 1 x 10 1 x 25 ЕЭС" 10 МВА
кВ

15 Кострома-2 2015 1 x 125 + 2 x 125 + ИП Реконструкция 91540 100694 143992,42 845955,5
220/110/35/6 1 x 90 + 4 x 40 ПС 220 кВ
кВ 2 x 20

Всего по базовому варианту: 238364 262200,4 374946,57 2202811,2

16 "Варко" (ООО 2013 - 2 x 25 "НОВ Строительство 14060 15466 22116,38 129933,7
"НОВ Кострома" Кострома" новой ПС 110
кВ

17 ЦБК 220/10 кВ 2018 - 2 x 80 Не Строительство 38040 41844 59836,92 351541,9
определен новой ПС 220
кВ

18 Нерехта-2 2014 10 + 5,6 2 x 10 Не Реконструкция 9460 10406 14880,58 87423,4
110/10 кВ определен ПС 110 кВ с
заменой Т 5,6
МВА на 10 МВА

19 "Звезда" 2018 3 x 135 3 x 135 + Не Реконструкция 127200 139920 200085,60 1175502,9
500/220/110/10 (3 x 167) + определен ПС 500 кВ с
кВ 167 установкой
еще одного АТ
500/220/10 кВ

Всего по региональному варианту: 188760 207636 296919,48 1744401,9

Итого: 427124 469836,4 671866,05 3947213,1


Таблица № 113

Сводные показатели по объемам установки выключателей
на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской
энергосистемы за период 2012-2018 годов


№ Наименование Напряж. Год Кол-во и тип Стоимость Стоимость в Стоимость в Стоимость в
ПС, заменяе- ввода выключателей, шт. в ценах ценах 2000 ценах 2000 ценах 2012
напряжение мого объекта, 2000 г. г. (без г. (без НДС), г. (с учетом
оборудо- гг. существую- планируемое (без НДС), тыс. тыс. руб. с НДС)., тыс.
вания, кВ щее сост. НДС), руб. с учетом повыш. руб.
состояние (кол-во тыс. руб. учетом коэф.
новых террит.
выкл.) коэф.

1 Павино 110 2016 2 x ВЭ, 1 x ВЭ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/35/10 кВ 4 x МВ

2 Пыщуг 110 2016 2 x ОД, 2 x ВЭ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/35/10 кВ 2 x КЗ,
1 x МВ

3 Новинское 110 2016 1 x ОД, 1 x ВЭ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/10 кВ 1 x КЗ,
1 x МВ

4 Яковлево 110 2013 1 x ОД, 1 x ВЭ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/35/10 кВ 1 x КЗ

5 Шекшема 110/10 110 2017 1 x ОД, 2 x ВЭ 12600 13860 19819,8 116441,325
кВ 1 x КЗ

6 Шарья (р.) 110 2012 13 x МВ 13 x ЭВ 81900 90090 128828,7 756868,613
110/35/6 кВ

7 Шарья (т) 110 2015 2 x ОД, 2 x ВЭ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/27/6 кВ 2 x КЗ,
1 x МВ

8 Якшанга 110/10 110 2015 1 x ОД, 1 x ВЭ 6300 6930 9909,9 58220,6625
кВ 1 x КЗ

9 Гудково 110/10 110 2016 1 x ОД, 1 x ВЭ 6300 6930 9909,9 58220,6625
кВ 1 x КЗ

10 Шортюг 110/10 110 2013 1 x ОД, 1 x ВЭ 6300 6930 9909,9 58220,6625
кВ 1 x КЗ

11 Никола 110 2017 1 x ОД, 1 x ВЭ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/35/10 кВ 1 x КЗ,
1 x МВ

12 Вохма 110/35/6 110 2013 2 x ОД, 2 x ВЭ 12600 13860 19819,8 116441,325
кВ 2 x КЗ,
1 x МВ

13 Мантуровский 110 2015 2 x ОД, 2 x ВЭ 12600 13860 19819,8 116441,325
БХЗ 110/6/6 кВ 2 x КЗ

14 Октябрьская 110 2017 1 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/10 кВ 1 x КЗ

15 Кадый 110/35/10 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
кВ 2 x КЗ,
1 x МВ

16 Дьяконово 110 2015 1 x ОД, 1 x ЭВ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/10 кВ 1 x КЗ

17 Николо-Полома 110 2015 1 x ОД, 1 x ЭВ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/10 кВ 1 x КЗ

18 Антропово (т) 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/27/10 кВ 2 x КЗ,
1 x МВ

19 Лопарево 110/10 110 2015 2 x ОД, 2 x ВЭ 12600 13860 19819,8 116441,325
кВ 2 x КЗ

20 Луковцино 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/10 кВ 1 x КЗ

21 Сусанино 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/35/10 кВ 2 x КЗ,
1 x МВ

22 Столбово 110/10 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ 6300 6930 9909,9 58220,6625
кВ 1 x КЗ,
1 x МВ

23 Западная 110/10 110 2017 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
кВ 2 x КЗ,
1 x МВ

24 Федоровское 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/10 кВ 1 x КЗ

25 Солигалич 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/35/10 кВ 2 x КЗ,
1 x МВ

26 Елегино 110/10 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ 6300 6930 9909,9 58220,6625
кВ 1 x КЗ,
1 x МВ

27 Буй (р) 110 2017 1 x МВ 1 x ЭВ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/35/10 кВ

28 Южная 110/35/10 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
кВ 2 x КЗ

29 "Мотордеталь" 110 2018 - 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
220/110/10 кВ

30 Красное 110 2016 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/35/10 кВ 2 x КЗ

31 Кострома-2 110 2016 - 12 x ЭВ 75600 83160 118918,8 698647,95
220/110/35/6 кВ

32 Александрово 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/35/10 кВ 2 x КЗ,
1 x МВ

33 КПД 110/35/10 110 2013 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
кВ 2 x КЗ

34 СУ ГРЭС 110 2014 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/35/6 кВ 2 x КЗ

35 Клементьево 110 2015 1 x ОД, 1 x ЭВ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/10 кВ 1 x КЗ

36 Григорцево 110 2016 1 x ОД, 1 x ЭВ 6300 6930 9909,9 58220,6625
110/10 кВ 1 x КЗ

37 Василево 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/35/10 кВ 2 x КЗ

38 Нерехта-2 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/10 кВ 2 x КЗ

39 Космынино (т) 110 2015 2 x ОД, 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
110/35/10 кВ 2 x КЗ

40 Нерехта-1 110 2014 12 x МВ 14 x ЭВ 88200 97020 138738,6 815089,275
110/35/6 кВ;
110/10 кВ

41 Кострома-2 220 2016 - 7 x ЭВ 89600 98560 140940,8 828027,2
220/110/35/6 кВ

42 Мантурово 220 2014 1 x ОД, 1 x ЭВ 12800 14080 20134,4 118289,6
220/110/35/27,5 1 x КЗ
/10 кВ

43 Галич 220 2014 2 x ОД, 2 x ЭВ 25600 28160 40268,8 236579,2
220/110/35/10 2 x КЗ
кВ

44 Борок 220 2014 2 x ОД, 2 x ЭВ 25600 28160 40268,8 236579,2
220/110/10 кВ 2 x КЗ

Всего по базовому варианту: 789900 868890 1242512,7 7066879,46

45 "Варко" (ООО 110 2013 - 2 x ЭВ 12600 13860 19819,8 116441,325
"НОВ Кострома")

46 ЦБК 220/10 кВ 220 2018 - 2 x ЭВ 25600 28160 40268,8 236579,2

47 "Звезда" 220 2017 - 6 x ЭВ 76800 84480 120806,40 709737,6
500/220/110/10
кВ

Всего по региональному варианту: 115000 126500 180895,00 1062758,13

ИТОГО: 879700 967670 1383768,10 8129637,59


Таблица № 114

Сводные показатели объемов реконструкции и
строительства ЛЭП 110 кВ и выше Костромской
энергосистемы за период 2012-2018 годов


№ Наименование Напряж. Год Характеристика ВЛ, км Источник Перечень Стоимость в Стоимость Стоимость Стоимость
объекта заменяемого ввода финансиро- работ ценах 2000 в ценах в ценах в ценах
оборудования, объекта, существующее планируемое вания г. (без 2000 г. 2000 г. 2012 г.
кВ годы состояние состояние НДС), тыс. (без (без НДС), (с учетом
руб. НДС), тыс. руб. НДС),
тыс. руб. с учетом тыс. руб
с учетом повыш.
террит. коэф.
коэф.

1 Костромская 500 2013 - 282 км, ИП Строительство 1128000 1240800 1488960 8747640
ГРЭС- АС-400 x 3 ВЛ 500 кВ
Нижегородская (II цепь) с
500 кВ заходами ВЛ
500 кВ (282
км) (по
территории
области - 6,3
км)

2 "Мотордеталь"- 110 2013 4,75 км АС-185 ИП Замена 7600 8360 10032 58938
Кострома-1 АС-120, провода 110
АС-95 кВ и опор
2-цепной ЛЭП

3 "Мотордеталь"- 110 2018 42,72 км АС-150 Не Замена 68352 75187,2 90224,64 530069,8
Нерехта-1 АС-120, определен провода 110
АС-95 кВ и опор
2-цепной ЛЭП

4 Заволжская-1, 2 110 2013 15,2 км АС-185 ИП Замена 28610 31471 37765,2 221870,6
АС-120 провода 110
(Заволжская- кВ и опор
2) 2-цепной ЛЭП

19,1 км
АС-120
(Заволжская-
1)

5 ТЭЦ-2-Кострома- 110 2012 3,97 км АС-240 ИП Замена 6352 6987,2 8384,64 49259,8
2 АС-150 провода 110
кВ и опор
2-цепной ЛЭП

6 Отпайка на ПС 110 2018 2,06 км АС-185 Не Замена 3296 3625,6 4350,72 25560,5
"Центральная" АС-120 определен провода 110
кВ и опор
2-цепной ЛЭП

7 Отпайка на ПС 110 2018 2,45 км АС-185 Не Замена 3920 4312 5174,4 30399,6
"Северная" АС-120 определен провода 110
кВ и опор
2-цепной ЛЭП

8 Отпайка на ТЭЦ- 110 2018 1,5 км АС-185 Не Замена 2400 2640 3168 18612
1 АС-120 определен провода 110
кВ и опор
2-цепной ЛЭП

9 КПД- 110 2018 - 50,8 км Не Новое 2400 2640 3168 18612
"Мотордеталь" АС-185 определен строительство

Всего по базовому варианту: 1250930 1376023 1651227,6 9700962,3

10 ЦБК-"Звезда" 220 2018 - 8 км, Не Новое 22400 24640 29568 173712
АС-240 определен строительство

11 Заход на ПС 220 2017 - 2,5 км, Не Новое 7000 7700 9240 54285
"Звезда" АС-300 определен строительство

12 Заход на ПС 110 2013 - 1 км, ООО "НОВ Новое 1600 1760 2112 12408
"Варко" (ООО АС-95 Кострома" строительство
"НОВ Кострома")

Всего по региональному варианту: 31000 34100 40920 240405

Итого: 1281930 1410123 1692147,60 9941367,3


Таблица № 115

Суммарные капиталовложения на реконструкцию, новое
строительство и техническое перевооружение подстанций
и ЛЭП 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период
2012-2018 годов


Оборудование Напряжение, Кол-во Стоимость в Стоимость в
кВ ценах 2000 г. ценах 2012 г.
(без НДС), (с НДС),

(МВА/шт./ тыс. руб. тыс. руб.
км.<*>)

Трансфор- базовый ТПВиР 110 291,3 95084 878706,9
маторы вариант
220-500 405 157608 1324104,3

НС 110 - - -

220-500 - - -

максимальный ТПВиР 110 10 9460 87423,4
вариант
220-500 668 127200 1175502,9

НС 110 50 14060 129933,7

220-500 160 38040 351541,9

Всего по базовому варианту: 696,3 252692 2202811,2

Всего по региональному варианту: 1584,3 441452 3947213,1

Выключатели базовый ТПВиР 110 97 611100 5647404,26
вариант
220-500 12 153600 1419475,2

НС 110 - - -

220-500 - - -

максимальный ТПВиР 110 - - -
вариант
220-500 6 76800 709737,6

НС 110 2 12600 116441,325

220-500 2 25600 236579,2

Всего по базовому варианту: 109 764700 7066879,46

Всего по региональному варианту: 119 879700 8129637,585

ЛЭП базовый ТПВиР 110 76,55 120530 934710,3
вариант
220-500 - - -

НС 110 332,8 1130400 8766252

220-500 - - -

максимальный ТПВиР 110 - - -
вариант
220-500 - - -

НС 110 1 1600 12408

220-500 10,5 29400 227997

Всего по базовому варианту: 409,35 1250930 9700962,3

Всего по региональному варианту: 420,85 1281930 9941367,3

Итого по базовому варианту: 2268322 18970652,96

Всего по региональному варианту: 2603082 22018217,99


--------------------------------
Примечание: общая протяженность ЛЭП в одноцепном исполнении.

Глава 21. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

107. Для анализа работы электрической сети 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в период рассматриваемой перспективы с 2012 года по 2018 год на основании представленных выше балансов мощности с учетом перспективного развития электрических сетей соседних энергосистем проведены следующие расчеты с 2012 года по 2018 год:
1) режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня;
2) режим зимних минимальных нагрузок выходного дня;
3) режим летних максимальных нагрузок рабочего дня;
4) режим летних минимальных нагрузок выходного дня.
Данные режимы рассчитаны для двух вариантов прогноза максимума нагрузки: базового и регионального.
108. Электрические расчеты в сети выполнялись в целях:
1) выбора схемы сети и параметров ее элементов;
2) выбора оптимального потокораспределения;
3) определения необходимой мощности и места размещения компенсирующих устройств;
4) разработки мероприятий по снижению расходов электроэнергии на ее транспорт.
Расчетные реактивные нагрузки на шинах 110 кВ ПС принимались на основании отчетных данных. Уровни напряжения, поддерживаемые в центрах питания, соответствуют Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем.
Результаты выполненных расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения послужили основанием для разработки рекомендаций, позволяющих ликвидировать "узкие места" в сетях 110 кВ и выше энергосистемы на период до 2018 года.
Анализ результатов расчетов нормальных режимов показывает, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ и выше находятся в пределах допустимых значений.
Загрузка сети 110 кВ и выше оценивалась согласно п. 1.3.22 ПУЭ при температуре в летний период +25 град. C, в зимний - -5 град. C.
В таблицах № 117 и № 118 приведена загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы на 2012-2018 годы для двух вариантов развития.
В обоих вариантах наблюдается снижение загрузки автотрансформаторов на Костромской ГРЭС, ПС 220 кВ "Мантурово" и "Кострома-2", что объясняется вводом генерирующих мощностей в соседних энергосистемах: Ивановской, Ярославской и Нижегородской.
109. В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем для проверки соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов. Исходными данными в послеаварийных режимах следует считать:
1) для основной сети ОЭС - совпадение отключения одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы с плановым ремонтом другого;
2) для сети региональной энергосистемы или участка сети - отключение одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы (энергоблок, автотрансформатор связи шин на электростанции или элемент сети) в период максимальных нагрузок.
В таблице № 116 приведен перечень рассмотренных послеаварийных режимов.
Послеаварийные режимы рассмотрены для наиболее тяжелого года и периода: зимнего и летнего максимума рабочего дня 2018 года.

Таблица № 116

Перечень послеаварийных режимов


№ Наименование

Базовый вариант

1 Зимний максимум Отключение АТ 500/110/10 кВ на ПС "Звезда"
рабочего дня
2 2018 г. Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мантурово"

3 Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мотордеталь"

4 Отключение ВЛ 110 кВ Заволжская-1

5 Отключение ВЛ 110 кВ Борок-Елегино

6 Отключение ВЛ 110 кВ Мантурово-Гусево

7 Летний максимум Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС
рабочего дня "Звезда" с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС
2018 г. "Мантурово"

8 Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская
ГРЭС-"Мотордеталь" с ремонтом второй

9 Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская
ГРЭС-Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома-Галич

Региональный вариант

10 Зимний максимум Отключение АТ 500/110/10 кВ на ПС "Звезда"
рабочего дня
11 2018 г. Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мантурово"

12 Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мотордеталь"

13 Отключение ВЛ 110 кВ Заволжская-1

14 Отключение ВЛ 110 кВ Приволжская-1

15 Отключение АТ 500/220 кВ на ПС "Звезда"

16 Летний максимум Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС
рабочего дня "Звезда" с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС
2018 г. "Мантурово"

17 Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская
ГРЭС-"Мотордеталь" с ремонтом второй

18 Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская
ГРЭС-Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома-Галич

19 Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ с ремонтом
АТ 500/220 кВ на ПС "Звезда"


Таблица № 117

Загрузка автотрансформаторов Костромской
энергосистемы на 2012-2018 годы (базовый вариант)


№ Наименование Мощность, МВА 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.

МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % МВА %

1 Костромская АТ-2 3 x 267 311,8 38,9 195,9 24,5 300,0 37,4 234,3 29,2 233,3 29,1 225,1 28,1 224,5 28,0
ГРЭС
АТ-4 3 x 267 отключен

2 ПС 500/110/10 АТ-1 3 x 135 216,9 53,6 213,8 52,8 181,2 44,7 181,7 44,9 194,5 48,0 197,8 48,8 201,1 49,6
кВ "Звезда"

3 ПС 220/110/10 АТ-1 125/200 60,5 48,4 62,8 50,3 31,5 25,2 31,6 25,3 46,9 23,5 47,8 23,9 50,1 25,1
кВ "Мантурово"

4 ПС 220/110/10 АТ-1 125 67,9 54,3 61,3 49,1 59,5 47,6 60,7 48,5 61,1 48,9 62,2 49,8 67,1 53,7
кВ
"Мотордеталь" АТ-2 125 67,9 54,3 61,3 49,1 59,5 47,6 60,7 48,5 61,1 48,9 62,2 49,8 67,1 53,7

5 ПС 220/110/10 АТ-1 125 39,7 31,7 40,1 32,1 37,2 29,7 37,3 29,8 38,0 30,4 38,1 30,5 38,5 30,8
кВ "Борок"
АТ-2 125 39,7 31,7 40,1 32,1 37,2 29,7 37,3 29,8 38,0 30,4 38,1 30,5 38,5 30,8

6 ПС 220/110/10 АТ-1 125 34,1 27,3 36,1 28,9 35,7 28,5 35,9 28,7 36,8 29,5 36,3 29,1 36,4 29,1
кВ "Галич"
АТ-2 125 34,1 27,3 36,1 28,9 35,7 28,5 35,9 28,7 36,8 29,5 36,3 29,1 36,4 29,1

7 ПС 220/110/6 АТ-1 125 43,1 34,5 41,6 33,3 37,0 29,6 33,9 27,2 34,1 27,3 34,5 27,6 36,4 29,1
кВ
"Кострома-2" АТ-2 90/125 40,5 45,0 39,0 43,3 34,6 38,5 33,9 27,2 34,1 27,3 34,5 27,6 36,4 29,1


Примечание: после дроби указана мощность автотрансформатора после его замены

Таблица № 118

Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы
на 2012-2018 годы (региональный вариант)


№ Наименование Мощность, МВА 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.

МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % МВА %

1 Костромская АТ-2 3 x 267 308,3 38,5 199,4 24,9 297,8 37,2 230,4 28,8 228,6 28,5 224,5 28,0 225,8 28,2
ГРЭС
АТ-4 3 x 267 отключен

2 ПС 500/110/10 АТ-1 3 x 135 215,0 53,1 214,1 52,9 183,6 45,3 185,2 45,7 199,2 49,2 121,7 30,0 131,0 32,3
кВ "Звезда"
АТ-1 3 x 167 - - - - - - - - - - 169,3 33,8 224,3 44,8

3 ПС 220/110/10 АТ-1 125 61,2 48,9 62,7 50,2 30,7 24,6 30,6 24,4 45,2 22,6 49,3 24,7 37,8 18,9
кВ "Мантурово"
АТ-1 200<*> - - - - - - - - 45,2 23 49,33 25 37,9 19,1

4 ПС 220/110/10 АТ-1 125 67,0 53,6 66,4 53,1 65,5 52,4 68,6 54,9 71,4 57,1 75,2 60,1 78,5 62,8
кВ
"Мотордеталь" АТ-2 125 67,0 53,6 66,4 53,1 65,5 52,4 68,6 54,9 71,4 57,1 75,2 60,1 78,5 62,8

5 ПС 220/110/10 АТ-1 125 39,3 31,5 39,9 31,9 37,3 29,9 37,8 30,2 38,6 30,9 38,1 30,5 39,9 31,9
кВ "Борок"
АТ-2 125 39,3 31,5 39,9 31,9 37,3 29,9 37,8 30,2 38,6 30,9 38,1 30,5 39,9 31,9

6 ПС 220/110/10 АТ-1 125 33,8 27,0 36,0 28,8 35,8 28,6 36,1 28,9 37,0 29,6 34,4 27,5 36,6 29,3
кВ "Галич"
АТ-2 125 33,8 27,0 36,0 28,8 35,8 28,6 36,1 28,9 37,0 29,6 34,4 27,5 36,6 29,3

7 ПС 220/110/6 кВ АТ-1 125 42,6 34,1 42,6 34,1 39,8 31,8 37,6 30,1 38,9 31,1 41,4 33,1 43,5 34,8
"Кострома-2"
АТ-2 90 39,9 44,3 39,9 44,4 37,4 41,5 37,6 30,1 38,9 31,1 41,4 33,1 43,5 34,8

АТ-2 125<*> - - - - - - - - 38,9 31 41,3 33 43,6 35


--------------------------------
Примечание: звездочкой указана мощность автотрансформатора после его замены.

110. Анализ послеаварийных режимов для базового варианта показывает:
1) в послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении ВЛ 110 кВ Мантурово-Гусево напряжение в сети 110 кВ прилегающего района снижается до 101,3 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ "Шарья (р)" и ПС 110 кВ "Поназырево";
2) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС "Звезда" с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мантурово" напряжение в сети 110 кВ прилегающего района снижается до 57,8 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ "Шарья (р)" и ПС 110 кВ "Поназырево";
3) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 г. при совпадении отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома-Галич загрузка каждого АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мотордеталь" увеличивается до 80% от номинальной мощности.
Анализ послеаварийных режимов для регионального варианта показывает:
1) в послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении АТ 500/110/10 кВ на ПС "Звезда" загрузка АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мантурово" увеличивается до 70,6% от номинальной мощности;
2) в послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении одного АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мотордеталь" загрузка второго АТ составляет 92,5% от номинальной мощности;
3) в послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении АТ 500/220 кВ на ПС "Звезда" питание ПС 220 кВ ЦБК будет осуществляться по ВЛ 110 кВ "Звезда"-Мантурово-1, 2 через АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мантурово";
4) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС "Звезда" с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мантурово" происходит недопустимое снижение напряжения в сети 110 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ "Шарья (р)", ПС 220 кВ "Мантурово" и ПС 110 кВ "Поназырево";
5) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома-Галич загрузка каждого АТ 220/110/10 кВ на ПС "Мотордеталь" увеличивается до 87,7% от номинальной мощности;
6) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ с ремонтом АТ 500/220 кВ на ПС "Звезда" питание ПС 220 кВ ЦБК будет осуществляться от Нижегородской энергосистемы по межсистемной ВЛ 220 кВ Рыжково-"Звезда".
Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов показывает, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ и выше находятся в пределах допустимых значений.
При рассмотрении в летний период на уровне 2018 года режимов наложения аварийного отключения ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома на плановый ремонт одной цепи ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-"Мотордеталь", загрузка второй цепи ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-"Мотордеталь" превышает предельно допустимую (249 МВт, 690 А для провода АС-300) и составляет в базовом варианте - 300 МВт (737 А), в региональном варианте - порядка 314 МВт (776 А). Таким образом, для снятия токовой перегрузки в данных режимах необходимо противоаварийное управление (деление сети или ограничение нагрузки потребителей района).
111. В таблице № 119 представлен баланс реактивной мощности в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы.

Таблица № 119

Баланс реактивной мощности по Костромской
энергосистеме, Мвар


2012 г. 2014 г. 2018 г.

1. Потребление, в т.ч.: 1076 790 870

1) Нагрузка (с учетом собственных 374 380 384
нужд электростанций)

2) Потери 80 65 68

3) Передача в другие энергосистемы 516 267 332

4) Необходимый резерв 106 78 86

2. Покрытие, в т.ч.: 3584,5 3731,5 3620,5

1) Генераторы станций (с учетом 3100 3100 3100
недоиспользования мощности)

2) Генерация ЛЭП 77 78 81

3) Получение из других 274 420 306
энергосистем

4) БСК (с учетом недоиспользования 133,5 133,5 133,5
мощности)

Избыток (+) 2508,5 2941,5 2750,5


Баланс реактивной мощности составлен исходя из режима зимних максимальных нагрузок энергосистемы 2012, 2014 и 2018 годов.
112. Потребление реактивной мощности учитывает следующие составляющие:
1) реактивная нагрузка потребителей (с учетом нагрузки собственных нужд электростанций и потерь мощности в трансформаторах собственных нужд);
2) постоянные и нагрузочные потери реактивной мощности;
3) необходимый резерв реактивной мощности по системе в целом, определенный условиями обеспечения плановых и аварийных ремонтов источников реактивной мощности, поддержания уровней напряжения в нормальных режимах и при отключении отдельных линий, компенсации непредвиденных увеличений относительного потребления реактивной мощности (величина резерва составляет 11% от суммы потребления);
4) выдача реактивной мощности в соседние энергосистемы по сетям 110-500 кВ.
Данные потребления реактивной мощности взяты непосредственно из расчетов установившегося режима.
113. Для покрытия реактивной мощности выделились следующие составляющие:
1) располагаемая реактивная мощность электростанций;
2) располагаемая мощность компенсирующих устройств;
3) зарядная мощность линий 110-500 кВ;
4) мощность, поступающая в сеть по межсистемным связям 110-500 кВ.
В результате расчета баланс реактивной мощности сводится с избытком на весь рассматриваемый период развития Костромской энергосистемы. Установка дополнительных источников реактивной мощности не требуется.
114. Расчеты токов трехфазных и однофазных коротких замыканий в Программе выполнены для определения перспективных уровней токов короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в целях:
1) проверки соответствия коммутационного оборудования, установленного в РУ действующих электросетевых объектов, расчетным значениям токов короткого замыкания;
2) выявления требований к оборудованию, рекомендуемому к применению при конкретном проектировании;
3) разработки мероприятий по ограничению токов короткого замыкания.
Как показывают электрические расчеты на уровне расчетной перспективы до 2018 года, максимальные токи трехфазного короткого замыкания и однофазного короткого замыкания в сети 110 кВ и выше составят: в сети 500 кВ - 33,2 кА и 36,8 кА соответственно на ш. 500 кВ Костромской ГРЭС; в сети 220 кВ - 45,5 кА и 50,5 кА соответственно на ш. 220 кВ Костромской ГРЭС; в сети 110 кВ - 14,7 кА и 15,9 кА соответственно на ш. 110 кВ ПС "Звезда".
В таблице № 120 приведен перечень РУ 110 кВ и выше с выключателями с указанием уровней токов короткого замыкания и мероприятий по приведению в соответствие отключающей способности выключателей перспективным уровням токов короткого замыкания.

Таблица № 120

Перечень РУ 110 кВ и выше с выключателями,
с указанием уровней токов короткого замыкания


Наименование Кол-во Установленные Ток к.з. на Мероприя- Ток к.з. на Мероприя- Ток к.з. на Мероприятия
ПС и выкл. выключатели шинах, кА на тия по шинах, кА на тия по шинах, кА на по
электростан- 2012 год ограниче- 2018 год ограниче- 2018 год ограничению
ций нию токов (базовый нию токов (региональный токов к.з.
110 кВ к.з. вариант) к.з. вариант)



тип Iоткл., 3 1 3 1 3 1
кА I I I I I I

ФСК

ПС 220 кВ

Борок 1 СМВ-220 кВ 25 4,9 4,4 4,9 4,4 4,9 4,4

11 МКП-110 Б 20 7,6 8,1 7,7 8,2 7,7 8,2

Галич 1 СМВ-220 25 4,5 4 4,5 4 4,5 4

5 МКП-110М 25 7,4 7,6 7,3 7,6 7,4 7,6

5 МКП-110Б 20 7,4 7,6 7,3 7,6 7,4 7,6

Кострома-2 3 У-220Б 26,3 8,2 6,9 8,2 6,9 8,2 6,9

2 У-220Б 25 8,2 6,9 8,2 6,9 8,2 6,9

1 МКП-220М 25 8,2 6,9 8,2 6,9 8,2 6,9

1 У-110Б 50 14,7 15,8 14,4 15,6 14,4 15,6

6 МКП-110М 25 14,7 15,8 14,4 15,6 14,4 15,6

1 У-110Б 40 14,7 15,8 14,4 15,6 14,4 15,6

Мантурово 1 отд. и 2,8 2,6 3,5 3,3 7,6 8,3
к.з.

2 МКП-110М 20 13,3 13,2 13,5 14,1 14,6 15,9

9 МКП-110М 18,4 13,3 13,2 13,5 14,1 14,6 15,9

3 LTB-145D1/ 31,5 13,3 13,2 13,5 14,1 14,6 15,9
B

2 GL312 40 13,3 13,2 13,5 14,1 14,6 15,9

"Моторде- 7 ВВБ-220Б 31,5 15,8 10,8 16,2 11 16,2 11
таль"
12 ВВШ-110 20 16,3 15,1 16 14,8 16,2 14,9

2 ВВН-110 20 16,3 15,1 16 14,8 16,2 15,0

"ЦБК" 220 кВ 6,5 5,8

ПС 500 кВ

"Звезда" 5 GL-317-500 50 5,8 4,7 5,9 4,9 6,1 5,8

220 кВ 7,9 9

6 3AP1FG-145 40 13,6 13,6 14,7 15,9 14,7 15,9
/EK

Костромская 4 ВНВ-500Б 40 10,1 7,4 10,4 7,5 10,4 7,7
АЭС

ИНТЕР РАО - Электрогенерация

Костромская 12 ВНВ-500 63 27,7 31,1 33,1 36,8 33,2 36,8
ГРЭС
4 ВНВ-500 40 27,7 31,1 33,1 36,8 33,2 36,8

3 ВВБ-220Б 31,5 42 47,5 Подлежат 45,3 50,4 Подлежат 45,3 50,5 Подлежат
замене замене замене

9 Siemens3АР 63 42 47,5 45,3 50,4 45,3 50,5
1DT

1 ВВД-220 40 42 47,5 Подлежат 45,3 50,4 Подлежат 45,3 50,5 Подлежат
замене замене замене

4 ВВН-220 39,4 42 47,5 Подлежат 45,3 50,4 Подлежат 45,3 50,5 Подлежат
замене замене замене

ТГК-2

Костромская 2 МКП-110М 18,4 11,6 9,1 11,8 9,6 11,9 9,6
ТЭЦ-1
1 МКП-110М 20 11,6 9,1 11,8 9,6 11,9 9,6

Костромская 11 У-110 40 14,7 17,3 14,3 16,9 14,3 16,9
ТЭЦ-2
2 ВМТ-110 40 14,7 17,3 14,3 16,9 14,3 16,9

МРСК

Центральный регион

Александрово 1 МКП-110М 20 3,9 3 3,9 3 3,9 3

Аэропорт 2 ВМТ-110 25 9,7 7,4 9,6 7,3 9,6 7,3

"Варко" 2,5 1,9

Василево отд. и 7,6 4,5 7,5 4,4 7,5 4,4
к.з.

Восточная-1 2 ВГ-110 40 7,6 5,1 7,4 5 7,4 5

Восточная-2 2 ВГ-110 40 11,4 10 11,2 9,8 11,2 9,8

Григорцево отд. и 6,5 4,2 6,5 4,2 6,5 4,2
к.з.

Давыдовская 9 LTB145D1/B 31,5 13,7 14,6 13,4 14,4 13,4 14,4

Калинки 2 МКП-110М 20 5,8 4,4 5,7 4,4 5,7 4,4

2 ВМТ-110Б 25 5,8 4,4 5,7 4,4 5,7 4,4

Клементьево отд. и 7,9 5 7,9 5 7,9 5
к.з.

Кострома-1 6 МКП-110 20 15,4 13,4 15,1 12,8 15,2 12,9

1 МКП-160У 20 15,4 13,4 15,1 12,8 15,2 12,9

Кострома-3 2 ВГ-110 40 12,7 10,3 12 9,5 12 9,5

КПД отд. и 4,9 3,2 2,5 1,9 2,5 1,9
к.з.

Красная 5 МКП-110М 20 4,7 3,8 4,7 3,8 4,7 3,8
Поляна
1 ВМТ-110Б 20 4,7 3,8 4,7 3,8 4,7 3,8

Красное отд. и 3,7 2,7 3,7 2,7 3,7 2,7
к.з.

Нерехта-1 5 У-110 40 14,4 9,7 14,8 9,7 14,9 9,8

6 МКП-110М 20 14,4 9,7 14,8 9,7 14,9 9,8

1 ВМТ-110Б 25 14,4 9,7 14,8 9,7 14,9 9,8

Нерехта-2 отд. и 10,1 5,8 10,2 5,8 10,3 5,8
к.з.

Северная 2 ВГ-110 40 10,7 8,2 10 7 10 7

1 ВЭБ-110 40 10,7 8,2 10 7 10 7

Столбово 1 ВМТ-110Б 25 3,8 3 3,8 3 3,6 3

"Строммаши- 2 ММО-110 20 14,8 12,3 14,6 12 14,7 12,1
на"

СУ ГРЭС отд. и 5,3 3,5 5,3 3,4 2,5 1,8
к.з.

Судиславль 3 МКП-110М 20 3,9 3 3,9 3 3,9 3

Сусанино 1 ВМТ-110Б 25 4,1 3,2 4,1 3,3 4,1 3,3

Центральная 2 ВГ-110 40 10,9 8,8 10,5 7,7 10,5 7,7

Южная отд. и 10,6 7,1 10,5 7 10,5 7
к.з.

Галичский регион

Буй (р) отд. и 6,5 6,2 6,5 6,2 6,5 6,2
к.з.

Буй (с) 3 ЗАР1FG-145 40 6,5 6 6,5 6 6,5 6

Елегино 1 ВМТ-110Б 25 2,7 2,1 2,7 2,1 2,7 2,1

Западная 1 ВМТ-110Б 25 6,20 5,8 6,2 5,8 6,2 5,8

Лопарево отд. и 4,4 2,9 4,4 2,9 4,4 2,9
к.з.

Луковцино отд. и 3,1 2,3 3,1 2,3 3,1 2,3
к.з.

Новая 3 ВМТ-110Б 25 5,4 4,7 5,4 4,7 5,4 4,7

Орехово 2 ЗАР1FG-145 40 4,4 3,2 4,4 3,2 4,4 4,2

Солигалич 1 ВМТ-110Б 25 2,2 1,8 2,2 1,8 2,2 1,8

Федоровское отд. и 2,2 1,7 2,2 1,7 2,2 1,7
к.з.

Чухлома 3 ЗАР1FG-145 40 2,4 1,9 2,4 1,9 2,4 1,9

Нейский регион

Антропово 2 ЗАР1FG-145 40 4 2,3 4 2,3 4 2,3
(р)
1 МКП-110М 20 4 2,3 4 2,3 4 2,3

Мантуровский отд. и 9,5 7,1 9,6 7,3 10,1 7,8
БХЗ к.з.

Гусево 1 ЗАР1FG-145 40 4,4 3,2 4,5 3,2 4,5 3,3

1 МКП-110М 20 4,4 3,2 4,5 3,2 4,5 3,3

Дьяконово отд. и 3,4 2,4 3,4 2,4 3,4 2,4
к.з.

Ильинское 1 ВМТ-110 25 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2,1

2 ЗАР1FG-145 40 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2,1

Кадый 1 МКП-110М 20 2,6 2 2,6 2 2,6 2

Макарьев-1 2 ЗАР1FG-145 40 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2,1

1 МКП-110М 20 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2,1

Новинское 1 ВМТ-110 25 2,5 1,8 2,5 1,8 2,5 1,8

Н.-Полома отд. и 3,7 2,1 3,7 2,1 3,7 2,1
к.з.

Нея 8 МКП-110М 20 6,5 4,9 6,5 4,9 6,6 5

2 МКП-110М 18,4 6,5 4,9 6,5 4,9 6,6 5

Октябрьская отд. и 5,3 3,1 5,3 3,1 5,4 3,1
к.з.

Яковлево отд. и 2,8 2,1 2,8 2,1 2,9 2,1
к.з.

Шарьинский регион

Вохма 1 МКП-110М 20 2,7 1,8 2,7 1,8 2,7 1,8

Гудково отд. и 2,8 2,1 2,8 2,1 2,2 2,1
к.з.

Кроностар 4 н.д. 4,1 3,7 4,1 3,7 4,2 3,7

Никола 1 ВМТ-110 25 2,6 1,8 2,6 1,8 2,6 1,8

Павино 4 ММО-110 20 4,7 3,4 4,7 3,4 4,7 3,4

2 ЗАР1FG-145 40 4,7 3,4 4,7 3,4 4,7 3,4

Промузел 2 LTB145D1/B 31,5 4,1 3,8 4,1 3,8 4,2 3,8

Пыщуг 1 ММО-110 20 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2,1

РП "Заря" 9 LTB145D1/B 31,5 4,2 3,8 4,2 3,8 4,3 3,9

Рождествен- 2 ВМТ-110 25 2 1,4 2 1,4 2 1,4
ское

Шарья (р) 8 МКП-110Б 20 5 3,9 5 3,9 5,1 4

1 МКП-110 18,4 5 3,9 5 3,9 5,1 4

2 ВМТ-110Б 25 5 3,9 5 3,9 5,1 4

2 У-110А 40 5 3,9 5 3,9 5,1 4

Шекшема отд. и 5,2 3,4 5,2 3,4 5,3 3,4
к.з.

Шортюг отд. и 2,5 1,8 2,5 1,8 2,6 1,8
к.з.

Якшанга отд. и 3,1 2,2 3,2 2,2 3,2 2,2
к.з.

РЖД

Тяговые подстанции

Антропово н.д. 4 2,4 4,1 2,4 4,1 2,4
(т)

Буй (т) 6,5 6,2 6,5 6,2 6,5 6,2

Галич (т) 6,6 6,2 6,6 6,2 6,6 6,2

Космынино 6,6 3,5 6,6 3,5 6,6 3,5
(т)

Поназырево 3,2 2,8 3,2 2,8 3,2 2,8
(т)

Шарья (т) 3,8 2,7 3,9 2,7 3,9 2,7


115. Расчеты потерь мощности и электроэнергии при транспортировке по электрическим сетям 110 кВ и выше на перспективу до 2018 года выполнялись с целью:
1) определения уровня потерь электроэнергии;
2) выявления тенденции и причин изменения их относительных величин по сравнению с отчетными данными;
3) разработки мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии.
В таблицах № 121 и № 122 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в отчетный период до 2018 года.

Таблица № 121

Потери мощности в сетях 110 кВ и выше


Год Напряжение, Нагрузка Потери, МВт/отношение потерь к
кВ энергосис- нагрузке энергосистемы,%
темы, МВт
в сетях 110 % всего, %
кВ/220 кВ 110 кВ
и выше

2011 110 654 18,84 2,88 49,63 7,59

220 и выше 30,79 4,71

2018 110 700 19,38 2,77 38,17 5,45
(базовый
вариант) 220 и выше 18,79 2,68

2018 110 871,2 20,14 2,31 41,7 4,79
(региональный
вариант) 220 и выше 21,56 2,47


Таблица № 122

Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше


Год Электропот- Потери, млн. кВт.час/отношение потерь к
ребление электропотреблению энергосистемы, %
энергосис-
темы, млн. в сети % в сети % всего, %
кВт.час 110 кВ 220 кВ 110 кВ
и выше

2011 3611,475 68,77 1,9 112,38 3,11 181,15 5,02

2018 3765 72,68 1,93 70,46 1,87 143,14 3,8
(базовый
вариант)

2018 4790 78,55 1,63 84,08 1,76 162,63 3,4
(региональный
вариант)


В таблице № 123 представлена структура технических потерь мощности электрической сети по участкам за 2018 год для базового и регионального вариантов.

Таблица № 123

Структура технических потерь мощности электрической
сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам
за 2018 год для базового и регионального вариантов


Составляющие технических потерь Потери мощности, МВт

Базовый вариант Региональный
вариант

Галичский Нагрузочные потери:
участок в трансформаторах
110 кВ 1,18 1,19
в ВЛ 110 кВ 0,31 0,32

Потери ХХ в 0,51 0,51
трансформаторах

Всего 2 2,02

Костромской Нагрузочные потери:
участок в трансформаторах
110 кВ 4,06 4,1
в ВЛ 110 кВ 3,14 3,55

Потери ХХ в 1,43 1,43
трансформаторах

Всего 8,63 9,08

Нейский участок Нагрузочные потери:
в трансформаторах
110 кВ 1,63 1,66
в ВЛ 110 кВ 1,61 1,65

Потери ХХ в 0,61 0,61
трансформаторах

Всего 3,85 3,92

Шарьинский Нагрузочные потери:
участок в трансформаторах
110 кВ 1,44 1,44
в ВЛ 110 кВ 2,97 3,19

Потери ХХ в 0,49 0,49
трансформаторах

Всего 4,9 5,12

Всего по сети 110 кВ 19,38 20,14


В 2018 году потери оцениваются в 143,14 миллиона кВт.ч, или 3,8% от электропотребления энергосистемы в базовом варианте и 162,63 миллиона кВт.ч, или 3,4% от электропотребления энергосистемы - в региональном варианте.
Перспективная схема сетей 110 кВ и выше Костромской энергосистемы характеризуется более низким расходом электроэнергии на ее транспорт относительно электропотребления энергосистемы по сравнению с отчетным периодом.

Глава 22. ПОТРЕБНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ
ГЕНЕРИРУЮЩИХ КОМПАНИЙ В ТОПЛИВЕ НА ПЕРСПЕКТИВУ
ДО 2018 ГОДА

116. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2018 года осуществлялось на основе:
1) перспективных балансов электрической энергии Костромской энергосистемы;
2) прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области;
3) данных о фактических удельных расходах топлива на производство электрической и тепловой энергии;
4) данных о планируемых мероприятиях по развитию на территории Костромской области применения возобновляемых и местных видов топлива;
5) данных о планируемых в рамках ОЦП по энергосбережению мероприятиях по переводу котельных на природный газ с других видов топлива.
Оценка потребности в топливе основана на перспективных объемах производства электрической и тепловой энергии на территории Костромской области.
При этом объем производимой тепловой энергии определялся на основе прогноза потребления тепловой энергии и прогнозируемой величины потерь тепловой энергии в тепловых сетях. Величина потерь тепловой энергии в тепловых сетях принята для базового варианта на уровне последнего зафиксированного статистикой значения за 2010 год в размере 9,5% от полного потребления тепловой энергии, а для регионального варианта - на уровне среднемноголетней величины 8,42% ввиду того, что сценарные условия регионального варианта предполагают более благоприятную экономическую ситуацию в области (а значит, и лучшие возможности для модернизации инженерной инфраструктуры).
Удельные расходы топлива также приняты на основе последних зафиксированных статистикой значений: для электроэнергии - на основе значения за 2011 год по данным формы 6-ТП, для тепловой энергии - на основе значения за 2010 год, определенного на основе единого топливно-энергетического баланса области, поскольку отраслевая статистика не охватывает весь круг источников генерации, а государственная статистика еще не дает данные за 2011 год.
Для учета потенциального снижения расходов топлива на производство тепловой энергии в результате проведения мероприятий ОЦП по энергосбережению, реализация которых предполагается за счет средств федеральной субсидии, расчеты, произведенные с использованием отчетных удельных расходов топлива, скорректированы на величину:
6) определенного изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива;
7) изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ (таблица № 124).

Таблица № 124

Модернизация котельного оборудования с переводом
на использование газа в качестве основного топлива


№ Наименование Адрес Ориентировочная Год Исполнитель
п/п котельной стоимость СМР реализации
(тыс. руб.)

1. г. Кострома

1) Онкологический ул. Лесная, 39 499,00 2013 органы
центр 27 местного
самоуправления

Итого: 39 499,00

2. г. Нерехта

1) котельная по ул. 23 514,00 2013 органы
адресу: ул. Нерехтская местного
Нерехтская самоуправления

2) котельная ул. ул. 1-я 48 001,00 2013 органы
1-я Рабочая Рабочая местного
самоуправления

Итого: 71 515,00

3. г. Галич

1) котельная по ул. 85 366,00 2013 органы
адресу: ул. Фестивальная местного
Фестивальная самоуправления

2) котельная по ул. 90 102,00 2013 органы
адресу: Лермонтова местного
ул. Лермонтова самоуправления

3) котельная по ул. Школьная 27 696,00 2013 органы
адресу: ул. местного
Школьная самоуправления

4) котельная по ул. 20 915,00 2013 органы
адресу: ул. Гладышева, местного
Гладышева, 71 71 самоуправления

5) котельная по ул. Леднева 11 831,00 2013 органы
адресу: ул. местного
Леднева самоуправления

6) котельная по ул. 2 197,00 2013 органы
адресу: ул. Гладышева, местного
Гладышева, 85 85 самоуправления

Итого: 238 107,00

4. п.г.т. Судиславль

1) котельная по ул. 25 436,00 2013 органы
адресу: ул. Невского, 18 местного
Невского, 18 самоуправления

2) котельная по п. Западный 14 125,00 2013 органы
адресу: п. местного
Западный самоуправления

3) котельная по п. Дружба 23 280,00 2013 органы
адресу: п. местного
Дружба самоуправления

4) котельная по ул. Мичурина 26 185,00 2013 органы
адресу: ул. местного
Мичурина самоуправления

5) котельная по п. Раслово 15 069,00 2013 органы
адресу: п. местного
Раслово самоуправления

Итого: 104 095,00

Всего: 453 216,00


Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ определено с учетом увеличения КПД котлоагрегатов и представлено в таблице № 125.

Таблица № 125

Изменение общего расхода топлива на производство
тепловой энергии в результате проведения запланированных
мероприятий по переводу котельного оборудования
на природный газ


Общий расход Общий расход топлива Экономия общего
топлива после модернизации расхода топлива
до модернизации оборудования с на производство
оборудования с переводом на ГВЭР тепловой
переводом на ГВЭР энергии,
т у.т.

Вид топлива Природный Уголь, Природный Уголь, 2241,4
газ, т у.т. т у.т. газ, т у.т. т у.т.

Количественное 0 7601,9 5360,5 0
значение


Результаты проведенной оценки потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основе описанных выше исходных данных представлены в таблице № 126.

Таблица № 126

Расчет структуры топливного баланса электростанций
и котельных Костромской области в 2018 году


Базовый вариант Региональный
вариант

Выработка электроэнергии, тыс. 12 714 000 12 714 000
кВт.ч

Конечное потребление тепловой 5 715 762 8 852 073
энергии (без учета потерь),
Гкал.

Потери в тепловых сетях, % 9,5 8,42

Конечное потребление тепловой 6 315 759 9 384 218
энергии (с учетом потерь), Гкал.

Удельный расход топлива на 307,7
производство электроэнергии,
г у.т./кВт.ч

Удельный расход топлива на 174,1
производство тепловой энергии,
кг у.т./Гкал.

Расход топлива на производство 3 912 098 3 912 098
электроэнергии, т у.т.

Расход топлива на производство 1 099 574 1 633 792
тепловой энергии, т у.т.

Расход топлива на Всего, т у.т. 3 912 098 3 912 098
производство
электрической Газ, т у.т. 3 854 981 3 854 981
энергии

Нефтепродукты, 41 468 41 468
т у.т.

ТО Российской 14 084 14 084
Федерации,
т у.т.

ГВЭР и отходы, 1 565 1 565
т у.т.

Уголь, т у.т. 0 0

Расход топлива на Всего, т у.т. 1 099 574 1 633 792
производство
тепловой энергии Газ, т у.т. 700 648 1 234 598
(без учета
мероприятий ОЦП по Нефтепродукты, 46 622 46 653
энергосбережению) т у.т.

ТО Российской 169 774 169 889
Федерации,
т у.т.

ГВЭР и отходы, 71 912 71 961
т у.т.

Уголь, т у.т. 110 617 110 692

Расход топлива на Всего, т у.т. 1 098 844 1 633 063
производство
тепловой энергии Газ, т у.т. 706 009 1 239 959
(с учетом
мероприятий ОЦП по Нефтепродукты, 37 661 37 692
энергосбережению) т у.т.

ТО Российской 169 774 169 889
Федерации,
т у.т.

ГВЭР и отходы, 82 385 82 434
т у.т.

Уголь, т у.т. 103 015 103 090

Общий расход Всего, т у.т. 5 010 942 5 545 161
топлива на
производство Газ, т у.т. 4 560 990 5 094 940
тепловой и
электрической Нефтепродукты, 79 129 79 161
энергии т у.т.

ТО Российской 183 858 183 972
Федерации,
т у.т.

ГВЭР и отходы, 83 950 83 998
т у.т.

Уголь, т у.т. 103 015 103 090


Для регионального варианта расход топлива может быть ниже, поскольку в случае строительства современной ПГУ-ТЭЦ для обеспечения потребностей Мантуровского ЦБК удельные расходы условного топлива такого источника когенерации будут существенно ниже принятых для расчета. Однако поскольку характер решаемой задачи предполагает выполнение оценки перспективной потребности в топливе для предупреждения появления "узких мест" в обеспечении потребителей области энергоресурсами, в принятии органами государственной власти региона управленческих решений предлагается руководствоваться приведенной в таблице № 126 максимальной оценкой для регионального варианта.

Глава 23. АНАЛИЗ НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ
КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

117. Большинство муниципальных образований на сегодняшний день не имеют утвержденной схемы теплоснабжения. Схемы теплоснабжения разработаны для г. Макарьева, Нежитинского с/п, Тимошинского с/п, Шемятинского с/п, Горчухинского с/п, Николо-Макаровского с/п, Унженского с/п, Усть-Нейского с/п Макарьевского района; Никольского с/п, Родинского с/п, Советского с/п, Георгиевского с/п Межевского района; Еленского с/п, Кужбальского с/п, Коткишевского с/п, Тотомицкого с/п Нейского района; Верхнеспасского с/п, Головинского с/п, Носковского с/п, Пыщугского с/п Пыщугского района; поселка Сусанино Сусанинского района Костромской области.
При этом в имеющихся схемах не предусматривается ввод новых ТЭЦ и крупных котельных.

Глава 24. МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ
КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

118. Сложившаяся парадигма развития топливно-энергетического хозяйства Костромской области, характеризующаяся избытком электрической мощности станций Костромской энергосистемы, обуславливает нецелесообразность строительства дополнительных источников когенерации вместо отопительных котельных. При этом наиболее значительная часть потребителей расположена на локальных территориях, потребность в тепловой энергии которых покрывается уже существующими ТЭЦ.
119. Исключения могут составлять:
1) города Кострома, Волгореченск, Шарья, поскольку теплоснабжение потребителей данных территорий обеспечивают существующие источники когенерации.
В этом случае имеется принципиальная возможность передать нагрузки котельных на данные источники когенерации (примером может служить закрытие районной отопительной котельной № 1 ОАО "ТГК-2" в конце 2011 года с передачей ее нагрузок на Костромскую ТЭЦ-2). При этом перспектива реализации данных мероприятий должна быть определена при разработке схемы теплоснабжения данных городов и определяется соотношением величины свободной тепловой мощности источников когенерации и договорной нагрузки котельных, а главное, технической и экономической реализуемостью и целесообразностью связанного с этим изменения схемы теплоснабжения. При этом нужно отметить, что схемы теплоснабжения крупных городов Костромской области в настоящий момент отсутствуют, что обуславливает невозможность окончательной оценки вероятности реализации рассмотренных выше переключений нагрузок;
2) проекты строительства новых объектов промышленности и жилья, для которых отрицательное сальдо баланса тепловой мощности по территории реализации инвестиционного проекта к моменту сдачи в эксплуатацию строящегося объекта не позволяет удовлетворить рост нагрузок.
В рамках обеспечения перспективных инвестиционных проектов необходимой инфраструктурой со стороны органов государственной власти Костромской области, энергокомпаний и самих инвесторов необходим анализ существующих вариантов подключения перспективных потребителей к источникам теплоснабжения.
В таблице № 127 приведены результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области.

Таблица № 127

Результаты мониторинга степени проработки схем
теплоснабжения перспективных потребителей


№ Наименование Возможность Необходимость Примечание Теплоснабжение,
п/п проекта развития подключения к строительства Гкал./час
жилищно- существующему нового
коммунального источнику источника На 2018 На конец
комплекса теплоснабжения теплоснабжения реализации
проекта

1 Агашкина гора-1 + 11,618 11,618
(ул.
Магистральная)

2 пос. Волжский Требуется проработка в схеме 6,769 6,769
теплоснабжения

3 д. Каримово + Расстояние 3,137 3,137
до
источника -
2200 м

4 м/р-н Солоница + 1,479 1,479

5 м/р-н Новый город + Расстояние 7,157 7,157
до
источника -
1100 м

6 хутор Чернигино Требуется проработка в схеме 5,069 5,069
теплоснабжения

7 Агашкина гора-2 + Расстояние 18,208 18,208
(ул. до
Магистральная- источника -
Волгореченское 2200 м
шоссе)

8 м/р-н Паново-2 + 6,560 6,560

9 Караваево (между + 3,071 51,028
ТЦ "Коллаж" и п.
Караваево

10 д. Подолец Требуется проработка в схеме 2,475 2,475
теплоснабжения

11 д. Становщиково Требуется проработка в схеме 4,175 9,542
теплоснабжения

12 д. Коряково Требуется проработка в схеме 4,324 13,300
("Агротехнопарк") теплоснабжения

13 д. Клюшниково Требуется проработка в схеме 19,222 19,222
теплоснабжения

14 м/р-н № 11 в г. + 1,759 1,759
Волгореченске

15 п. Апраксино Требуется проработка в схеме 0,274 0,274
теплоснабжения

16 с. Шунга Требуется проработка в схеме 0,221 0,221
теплоснабжения

17 м/р-н Жужелино, Требуется проработка в схеме 0,716 0,716
г. Кострома теплоснабжения

18 п. Шувалово Требуется проработка в схеме 0,907 0,907
теплоснабжения

19 д. Стрельниково Требуется проработка в схеме 0,549 0,549
теплоснабжения

20 д. Петрилово Требуется проработка в схеме 0,477 0,477
теплоснабжения

21 д. Пустошки Требуется проработка в схеме 0,107 0,107
теплоснабжения

22 Жилая застройка, + 2,475 5,421
ограниченная ул.
Индустриальная-
Кинешемское шоссе
и пос. Караваево

23 Квартал застройки Требуется проработка в схеме 1,014 1,014
в г. Мантурово по теплоснабжения
ул. Нагорная

24 м/р-н Южный по Требуется проработка в схеме 0,137 0,137
ул. Восточной в теплоснабжения
г. Нерехте

25 Квартал застройки Требуется проработка в схеме 0,268 0,268
м/р-н "Южный" по теплоснабжения
ул. Южной в г.
Нерехта

26 Квартал застройки Требуется проработка в схеме 0,197 0,197
в р-не д. Осипово теплоснабжения
в г. Шарье


Проведенный анализ показывает, что к проектам, для которых необходимо строительство новых источников теплоснабжения, могут быть отнесены участок застройки Агашкина гора-1 и микрорайон Солоница. Для обеспечения покрытия потребности в тепловой энергии микрорайона Солоница необходимо строительство нового источника теплоснабжения взамен нерентабельной котельной по адресу: г. Кострома, ул. Водяная, 95. Для участка застройки Агашкина гора-1 также требуется строительство нового источника теплоснабжения, так как существующая котельная ОАО "Мотордеталь" не может обеспечить покрытие полной тепловой нагрузки. Однако, указанные проекты не вызывают необходимости строительства новых источников когенерации, так как их потребность в тепловой энергии, в силу относительно низкого значения последней, наиболее целесообразно удовлетворить мощностями котельных в условиях профицита электрической мощности в Костромской энергосистеме.
При рассмотрении новых объектов промышленности стоит отметить проект строительства целлюлозно-бумажного комбината в городе Мантурово, планируемого к вводу в эксплуатацию в 2017-2018 годах. Потребление тепловой энергии данным объектом в 2017 году ожидается на уровне 875160 Гкал., в 2018 году - 3060000 Гкал. При этом максимальная нагрузка данного ЦБК составит около 450 Гкал./ч. Учитывая высокое электропотребление данного объекта наряду с потребностью для технических нужд в остром паре, можно констатировать, что для удовлетворения его потребности в энергии целесообразно строительство собственного источника когенерации на базе ПГУ. Этот вывод продиктован следующими соображениями. Во-первых, частный характер инвестирования данного проекта обуславливает потенциал экономической выгоды такого источника энергии для самого инвестора. Во-вторых, именно технологическая схема станции на базе ПГУ обеспечивает оптимальное соотношение производства электрической и тепловой энергии для данной задачи.
Строительство источника когенерации может быть слишком затратным и рискованным для инвестора: для такого источника необходимы большие лимиты газа, чем в случае строительства котельной, кроме того, в случае снижения нагрузки ЦБК поставка электрической энергии такой станцией на оптовый рынок электроэнергии и мощности будет возможна только по низким ценам в связи с необходимостью конкурировать с Костромской ГРЭС в условиях избытка мощностей в Костромской энергосистеме. Таким образом, имеются обоснованные предпосылки и по строительству котельной как более надежного с рисковой точки зрения варианта.
120. Вышеперечисленные обстоятельства позволяют сделать следующие выводы относительно энергетических нагрузок:
1) при очередной актуализации Программы следует принять окончательное решение о целесообразности включения Мантуровского ЦБК в инвестиционную программу региона и, соответственно, планируемых показателей его энергопотребления - в региональный сценарий перспективных энергетических нагрузок;
2) в случае решения о принятии данного проекта внести в Программу соответствующие предложения о вариантах строительства источника собственной генерации электрической и тепловой энергии (пара) для данного предприятия;
3) руководствоваться допущением, что для обеспечения нужд ЦБК отдельного источника когенерации построено не будет.

Глава 25. ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ ТЕПЛОСЕТЕВОГО
ХОЗЯЙСТВА НА ТЕРРИТОРИИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

124. Согласно форме 1-ТЕП доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, демонстрирует стабильную динамику роста с 2007 по 2010 годы, составляющей к концу рассматриваемого периода, уже составляла более трети в общей протяженности всех тепловых сетей (таблица № 128).

Таблица № 128

Динамика износа тепловых и паровых
сетей в период 2007-2010 годов


Год 2007 2008 2009 2010

Протяженность тепловых и 315,3 314,7 320,2 316,9
паровых сетей, нуждающихся в
замене, в двухтрубном
исчислении, км

Удельный вес сетей, 32,61 33,83 34,3 34,7
нуждающихся в замене, в общем
протяжении всех тепловых
сетей, %


Учитывая сложившуюся динамику с износом систем теплоснабжения в Костромской области, особое значение для поддержания ее безаварийности имеют мероприятия по перевооружению, реконструкции и замене тепловых и паровых сетей.
При сохранении наблюдаемых в отчетный период среднегодовых темпов износа и реконструкции (2,8% и 2,3% соответственно) к 2018 году протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, будет составит около 349 километров в двухтрубном исчислении, или 38,2% от их общей протяженности (таблица № 129).

Таблица № 129

Динамика износа тепловых и паровых
сетей в период 2013-2018 годы


Год 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Протяженность тепловых и 330,60 335,17 335,17 339,73 344,30 348,87
паровых сетей, нуждающихся в
замене, в двухтрубном
исчислении, км

Удельный вес сетей, 36,2% 36,7% 36,7% 37,2% 37,7% 38,2%
нуждающихся в замене, в
общем протяжении всех
тепловых сетей, %


В таблице № 130 приведены расчеты, выполненные ЗАО "АПБЭ" на основе данных формы 1-ТЕП, демонстрирующие, что для сохранения к 2018 году уровня износа сетей на текущем уровне, необходимо ежегодно заменять 28,16 километра в двухтрубном исчислении, или 3,1% от общей протяженности. Для того чтобы к 2018 году полностью отказаться от эксплуатации сетей, выработавших свой ресурс, необходимо ежегодно заменять 79,91 километра в двухтрубном исчислении, или 8,7% от общей протяженности. Данные расчеты выполнены исходя из предположения, что общая протяженность сетей в двухтрубном исчислении в течение заданного периода является неизменной и составляет 913,3 километра в двухтрубном исчислении.
Предотвращение подобной ситуации требует снижения степени износа основных фондов в системах теплоснабжения Костромской области путем существенного увеличения среднегодовых объемов реконструкции и замены тепловых сетей.

Таблица № 130

Оценка необходимости замены тепловых сетей


№ Удельный вес Замена тепловых и Величина Величина
сценария сетей, паровых сетей в капиталовло- капиталовложений
нуждающихся в двухтрубном жений в год, с 2013-2018
замене, в исчислении сетей в тыс. руб. годов
общем год накопительным
протяжении итогом, тыс.
всех тепловых % км руб.
сетей в 2018
г., %

1 34 3,1 28,16 240 458 1 442 750

2 20 5,4 49,47 512 405 3 074 431

3 10 7,1 64,69 658 856 3 953 135

4 0 8,7 79,91 805 306 4 831 838






Приложение № 1
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2014-2018 годы

Анализ сценариев социально-экономического развития
Костромской области, определяющих потребление
электроэнергии в период 2012-2018 годы

1. Динамика производства и потребления энергетических ресурсов определяется социально-экономическим развитием страны и ее регионов. Поэтому для оценки уровней регионального варианта электропотребления на перспективу и расчетов его внутренней структуры, так же, как и внутренней структуры электропотребления базового варианта, необходимо оценить и проанализировать ряд прогнозных параметров экономического развития Костромской области, в том числе и в привязке к развитию Российской Федерации.
2. В Российской Федерации с началом кризиса формирование макроэкономических сценариев, как и самих прогнозов, осложнилось. Тем не менее, как считают представители Центра макроэкономического анализа и прогнозирования (далее - ЦМАКП), мировой кризис скорректировал, но не отменил все основные факторы и драйверы, а также базовые технологические тренды и направления, на которых строились прогнозы до начала спада. Это находит свое подтверждение в скорректированных по времени, но сохранивших основные характеристики макроэкономических прогнозах Министерства экономического развития Российской Федерации.
3. В качестве информационной базы для построения прогнозов электропотребления в сегментах экономики и бытовом секторе Костромской области использовался целый ряд источников информации на региональном и окружном уровнях. Эти источники информации касались ретроспективной и прогнозной динамики основных макроэкономических переменных, которая дополнялась анализом связи макроэкономических переменных с динамикой изменения электропотребления.
4. Макроэкономические параметры области на ближайшую трехлетку задают материалы областного прогноза при планировании бюджетов регионами.
5. Динамика изменения промышленного производства и прочих макроэкономических показателей области за пределами ближайшего трехлетнего периода определялись дополнительно. Основой для таких оценок послужило содержание двух основных документов Российской Федерации по средне- и долгосрочному развитию страны:
1) сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года;
2) сценарные условия для формирования вариантов прогноза социально-экономического развития в 2013-2015 годах.
Так как эти документы не имеют региональной дифференциации, для получения перспективных оценок макропоказателей для Костромской области использовался метод коррекции на основе вычисления поправочного коэффициента конкретного макропоказателя, например, индекса промышленного производства региона (далее - ИПП) по отношению к суммарному ИПП страны за периоды экономического роста 1999-2008 годов (фактические данные) и данных за период 2011-2015 годов. В данном случае исключались значения посткризисного 2009 года и 2010 года как года восстановления экономики.

6. Корректирующий коэффициент k для индексов роста регионального ВРП
I
вычислялся по следующей формуле:

____________________________________________________________
/ 2008 рег 2015 рег 2008 РФ 2015 РФ
k = 14 /( П I x П I - 1) / ( П I x П I -
I \/ j=1999 j j=2011 j j=1999 j j=2011 j

- 1),

где:
РФ
I - прирост индекса по каждому из показателей для Российской
j
Федерации в целом;
рег
I - прирост соответствующего индекса регионального показателя.
j

Индекс j в формуле 1 соответствует годам с 1999 по 2015, за исключением посткризисного 2009 года и 2010 года - года восстановления экономики страны.
Для расчета индексов роста региона в каждом году перспективного периода (2016-2018 годы) рассчитанный в формуле 1 корректирующий коэффициент умножался на страновой индекс:

рег РФ
I = ((I - 1) x k ) + 1,
j j I

где j соответствует каждому году интервала прогноза, начиная с 2016 г.
Предлагаемый подход носит "компромиссный" характер, однако в условиях отсутствия необходимой информации является приемлемым, сочетая простоту и возможность учета сложившейся региональной специфики.
7. Долгосрочное социально-экономическое развитие Костромской области определяется несколькими ключевыми факторами, характеризующими внутренние экономические условия:
1) степенью развития и реализации сравнительных преимуществ и возможностей Костромской области по приоритетным направлениям развития экономики;
2) минимизацией существующих рисков и учетом слабых сторон экономики области;
3) решением проблем в области демографических процессов в области.
8. В зависимости от реализации этих факторов можно выделить два качественных сценария социально-экономического развития Костромской области до 2020 года: инерционного и интенсивного развития. Последний является целевым сценарием долгосрочного развития области и принимается в качестве основы для регионального варианта электропотребления.
9. В обоих сценариях приняты одинаковые внешние условия. В частности, предполагается, что экономика России в периоде до 2020 года будет развиваться по сценарию инновационного развития, будут выполнены сценарии условия развития электроэнергетики и транспортного комплекса Российской Федерации.
10. В основе инерционного сценария лежит консервация сложившейся аграрно-энергетической модели развития при сужении ее потенциала в связи с усилением конкуренции со стороны соседних регионов и импорта, сокращением дохода от экспорта за пределы области электроэнергии вследствие роста издержек производства электроэнергии (рост цен на газ), повышением социальной нагрузки на бюджет области и усилением дефицита отвечающих требованиям развития экономики области трудовых ресурсов.
Инерционный сценарий характеризуется:
1) инерционным сценарием протекания демографических процессов в области;
2) отказом от развития новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) преобладанием внешних по отношению к области центров принятия решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта, туризма, текстильной промышленности, машиностроения).
11. В инерционном сценарии возможности экономического роста будут определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением производства и экспорта в другие регионы Российской Федерации электроэнергии;
2) наличием на территории области возобновляемых природных ресурсов при ограниченных возможностях их переработки с повышением добавленной стоимости;
3) транзитной пропускной способностью проходящих через область транспортных коридоров;
4) использованием ценовых преимуществ товаров и услуг, производимых на территории области, при слабой конкуренции с точки зрения качества;
5) снижением качества человеческого капитала;
6) усилением социальной нагрузки на бюджет и экономику области.
В инерционном сценарии Костромской области не удается преодолеть в полной мере существующие ограничения экономического роста, темпы роста экономики в среднем за период отстают от среднероссийских, что означает снижение доли области в валовом внутреннем продукте (далее - ВВП) Российской Федерации и усиление отставания в уровне жизни населения от среднероссийского уровня.
12. Сценарий интенсивного развития (целевой сценарий) отражает использование сильных сторон и существующих возможностей экономики Костромской области за счет развития внутренних приоритетных направлений, а также максимального использования благоприятных внешних условий и межрегиональных связей. Сценарий предусматривает:
1) проведение активной демографической политики;
2) активное развитие новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) эффективное использование принимаемых вне области решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта);
4) принятие мер по минимизации существующих рисков развития области и компенсации ее слабых сторон;
5) разработку и реализацию совместных программ с соседними регионами, координацию стратегий социально-экономического развития;
6) повышение места области по основным экономическим и социальным показателям среди субъектов ЦФО.
13. В интенсивном сценарии экономический рост будет определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением объема производимых на территории области товаров и услуг, направленных на удовлетворение спроса как внутри области, так и в других регионах Российской Федерации и на экспорт;
2) глубокой переработкой имеющихся на территории области возобновляемых природных ресурсов;
3) использованием уникальных конкурентных преимуществ области, позволяющих предложить качественные товары и услуги;
4) улучшением качества человеческого капитала;
5) снижением уровня дотационности регионального бюджета.
Реализация сценария интенсивного развития позволит Костромской области преодолеть существующие ограничения экономического роста и сократить свое отставание от среднероссийского уровня.
Рассмотрение и оценка изменений в экономике Костромской области были дополнены анализом численности населения области. Он базируется на долгосрочном прогнозе Росстата по стране и субъектам Российской Федерации. В основу прогноза Росстата до 2030 года положен анализ долговременных тенденций динамики уровня рождаемости в России и других европейских странах, который дает основания для оценки возможных тенденций рождаемости в России. Статистическими индикаторами последнего выступают повышение возраста вступления в брак и рождения ребенка, увеличение рождаемости вне официально зарегистрированного брака, некоторое увеличение добровольной бездетности.
Вместе с тем, определенное влияние на параметры рождаемости, в первую очередь, календаря рождений может оказать ряд введенных в последние 3-4 года мер семейной политики (в первую очередь, материнский капитал). Однако, очевидно, что без существенных изменений в темпах экономического развития и повышения уровня благосостояния российских граждан введенные меры не дадут устойчивого демографического эффекта.
14. Росстат рассматривает три сценария численности населения на перспективу:
1) высокий сценарий рождаемости исходит из предположения о том, что обществу удастся выработать социальные механизмы, ведущие к тому, что будет поддерживаться рождаемость, близкая уровню, который обеспечивал бы простое воспроизводство населения, в результате чего каждое новое поколение будет численно не меньше предыдущего. В конечном итоге такой уровень рождаемости (1,8-2 детей в расчете на одну женщину репродуктивного возраста) отвечал бы и господствующему сегодня идеальному размеру потомства (социологические опросы мнений продолжают фиксировать идеальное число детей в семье именно на этом двухдетном уровне). Определенную часть прироста даст и миграционный прирост;
2) средний вариант рождаемости исходит из того, что улучшение социально-экономического положения в России и меры демографической политики позволят достаточно полно реализовать семьям свои репродуктивные планы, и рождаемость установится на уровне, чуть превосходящем средний по Европе. Но в отличие от высокого сценария рождаемости в данном случае ожидаются более низкие темпы развития страны;
3) низкий сценарий предполагает, что сохранение или ухудшение сложившейся экономической ситуации в стране, скорее всего, сделает маловероятным повышение рождаемости. Она будет на уровне, наблюдаемом ныне у стран с наиболее низкой рождаемостью (1,2-1,3 ребенка на семью).
15. В расчетах обеспеченности населения жильем и потребности в электроэнергии на перспективу приняты два последних сценария Росстата с поправками на данные последней переписи населения.
Высокий сценарий рождаемости не рассматривался, т.к. он исходит из таких благоприятных предположений, которые в ближайшей перспективе, учитывая последние тренды и прогнозы социально-экономического развития страны, не просматриваются.
16. Дополнительным основанием к выбору более низких сценариев является также и то, что последняя перепись населения зафиксировала существенно более низкую численность населения области, чем указанную Росстатом в своих статистических Ежегодниках за последние годы. Так, численность населения по данным переписи составила 667,5 тысяч человек вместо ожидаемых 686 тысяч человек, т.е. оказалась меньше почти на 20 тысяч человек.
17. В результате предполагается, что численность населения Костромской области снизится в 2018 году в рамках среднего варианта до 644 тысяч человек, а в рамках низкого варианта - до 626 тысяч человек
18. Предполагается, что за рассматриваемый период количество и площадь жилья и учреждений сферы услуг существенно возрастет. В интенсивном варианте полностью будут достигнуты параметры целевой программы строительства жилья в Костромской области. Коэффициент ввода жилья на душу населения достигнет к концу рассматриваемого периода 0,6 квадратного метра на душу населения. В инерционном сценарии эти показатели будут отставать от интенсивного варианта ориентировочно на 20-30%. В интенсивном варианте прирост площадей предприятий и учреждений сферы услуг будет примерно на 30-50% выше, чем в инерционном сценарии, примерно на четверть будет выше их оснащенность электропотребляющим оборудованием.





Приложение № 2
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2014-2018 годы

Перечень земельных участков для жилищного
строительства в Костромской области


№ Наименование Площадь Объемы Количество Объекты социальной Необходимая мощность потребления объектов
п/п квартала участка, жилья, жителей, инфраструктуры инженерной инфраструктуры
застройки га тыс. тыс. чел.
кв. м Наименование Мощность Водоснаб- Электрос- Теплоснаб- Газоснаб-
объекта (число мест в жение и набжение, жение, жение,
школах и д/с, водоотве- кВт Гкал./час нм куб./
тыс. кв. м дение, год
площади куб.
предприятий м/сут.
бытового
обслуживания)

1 Агашкина гора-1 23,6 194,8 5,0 Школа 750 1392,9 6678,5 55,733 7802,62
(ул. Детсад 300
Магистральная) Предприятие 3,2
питания,
торговли,
быт.
обслуживания

2 пос. Волжский 48,2 113,5 1,6 Школа 240 464 3905,7 22,764 3186,96
Детсад 95
Предприятие 2,5
питания,
торговли,
быт.
обслуживания

3 д. Каримово 22,5 52,6 2,9 Школа 440 824,5 2263,8 16,821 2354,94
Детсад 180
Предприятие 3,1
питания,
торговли,
быт.
обслуживания

4 м/р-н Солоница 10,6 24,8 1,4 Детсад 90 376 1007,9 6,981 977,34
Предприятие 1,4
общ. питания

5 м/р-н Новый 22,3 120,0 4,8 Школа 720 1335,5 4388,8 35,95 5033
город Детсад 280
Предприятие 3,0
питания,
торговли,
быт.
обслуживания

6 хутор Чернигино 36,5 85,0 1,2 Школа 180 348,75 2933,6 23,695 3317,3
Детсад 72
Предприятие 1,9
общ. питания,
быт.
обслуживания,
торговли

7 Агашкина гора-2 64,5 305,3 11,6 Школа 1741 3246,7 11290,75 91,213 12769,83
(ул. Детсад 700
Магистральная- Предприятие 8,6
Волгореченское общ. питания,
шоссе) быт.
обслуживания,
торговли

8 м/р-н Паново-2 27,0 110,0 6,2 Школа 930 1700,1 3990,12 34,223 4791,176
Детсад 372
Предприятие 1,8
общ. питания,
быт.
обслуживания,
торговли

9 Караваево (между 159,0 855,6 34,2 Школа 3078 9144,65 29794,5 243,956 34153,792
ТЦ "Коллаж" и Детсад 1700
п. Караваево Предприятие 10,3
общ. питания,
быт.
обслуживания,
торговли

10 д. Подолец 31,3 41,5 0,8 Школа 72 215,14 1360,2 11,373 1592,26
Детсад 45
Предприятие 0,3
общ. питания,
быт.
обслуживания,
торговли

11 д. Становщиково 120,0 160,0 3,2 Школа 300 856,13 5175,1 43,818 6134,5
Детсад 160
Предприятие 0,9
общ. питания,
быт.
обслуживания,
торговли

12 д. Коряково 168,5 223,0 4,5 Школа 400 1204,5 7231,5 61,05 8547
("Агротехно- Детсад 250
парк") Предприятие 1,3
общ. питания,
быт.
обслуживания,
торговли

13 д. Клюшниково 243,4 322,3 6,5 Школа 600 1739,44 10442,8 88,227 12351,75
Детсад 330
Предприятие 1,9
общ. питания,
быт.
обслуживания,
торговли

14 м/р-н № 11 в 15,1 29,5 0,7 Не 175 886,5 Газовые котлы 1083,34
г. Волгореченске предусматри-
вается

ИТОГО: 992,5 2638,2 84,6 23023,31 91349,77 735,804 104095,8



-----------------------------------------------------------------------------