Постановление Правительства Нижегородской области от 28.04.2014 № 287

(В редакции Постановления Правительства Нижегородской области от 27.07.2017 № 554)

     3.1.2.10. Анализ рисков         реализации         Подпрограммы
Энергосбережение  и  описание  мер  управления  рисками   реализации
подпрограммы
     
     В рамках реализации    Подпрограммы   Энергосбережение    можно
выделить следующие риски, оказывающие  влияние на достижение цели  и
задач подпрограммы:
     1. Макроэкономические риски.
     Ухудшение внутренней и  внешней  конъюнктуры  мировых  цен   на
товары   российского  экспорта   может   снизить  темпы   реализации
подпрограммы.
     В этих условиях  возрастает  роль  государственного  участия  в
реализации   программ   в  области   энергосбережения  и   повышения
энергетической эффективности.
     2. Недостаточный уровень бюджетного финансирования.
     Сокращение финансирования мероприятия   подпрограммы  за   счет
бюджетных  средств  по   сравнению  с  запланированными   значениями
является существенным риском.
     Основными мерами управления риском такого характера являются:
     стимулирование инвестиционной деятельности;
     расширение возможных источников финансирования;
     реализация мероприятий по  оптимизации  издержек  и   повышению
эффективности управления.
      
                3.2. Подпрограмма 2. "Развитие и модернизация
                         электроэнергетики"
     (в ред. постановления Правительства области от 17.04.2015 № 229
                       -см.предыдущую редакцию)  
                3.2.1. Паспорт   Подпрограммы    2.   "Развитие    и
модернизация электроэнергетики"
     
+---------------------+-------------------------------------------------------+
| Государственный     | Министерство энергетики и жилищно-коммунального       |
| заказчик-координатор| хозяйства и Нижегородской области                     |
| подпрограммы        |                                                       |
|                     |                                                       |
+---------------------+-------------------------------------------------------+
| Соисполнители       | Нет                                                   |
| подпрограммы        |                                                       |
|                     |                                                       |
+---------------------+-------------------------------------------------------+
| Цели подпрограммы   | Инвестиционно-инновационное обновление                |
|                     | электроэнергетики, направленное на обеспечение высокой|
|                     | энергетической,    экономической    и    экологической|
|                     | эффективности производства, передачи и распределения и|
|                     | потребления электрической  энергии                    |
|                     |                                                       |
+---------------------+-------------------------------------------------------+
| Задачи подпрограммы | 1. Модернизация  электроэнергетики  и  перевод  ее  на|
|                     | новый технологический уровень.                        |
|                     |  2. Повышение    экономической    и     энергетической|
|                     |  эффективности электроэнергетики.                     |
|                     |  3. Повышение       надежности        функционирования|
|                     |   электроэнергетики.                                  |
|                     |                                                       |
+---------------------+-------------------------------------------------------+
| Этапы и сроки       | 2015-2020 годы, подпрограмма реализуется в один этап  |
| реализации          |                                                       |
| подпрограммы        |                                                       |
|                     |                                                       |
+---------------------+-------------------------------------------------------+
| Объемы бюджетных    | 2015 год - 2 000,0 тыс. руб.;                         |
| ассигнований        |  2016 год - 0 тыс.руб.;                               |
| подпрограммы за счет|  2017 год - 0 тыс.руб.;                               |
| средств областного  |  2018 год - 0 тыс.руб.;                               |
| бюджета             |  2019 год - 0 тыс.руб.;                               |
|                     |  2020 год - 0 тыс.руб.;                               |
|                     |                                                       |
+---------------------+-------------------------------------------------------+

Индикаторы достижения цели и показатели непосредственных результатов

Индикаторы достижения цели подпрограммы: 1. Износ энергетических мощностей 51,33% % в 2020 году. 2. Коэффициент обновления основных фондов по виду экономической деятельности: производство электроэнергии 2% в 2020 году. 3. Объем отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами (по виду экономической деятельности: производство, передача и распределение электроэнергии) 54,7 млрд. руб. в 2020 году. 4. Индекс производства (по виду экономической деятельности: производство, передача и распределение электроэнергии) 100,5% к предыдущему году в 2020 году. Непосредственные результаты реализации подпрограммы: 1. Объем инвестиций в развитие электросетевой инфраструктуры с 2017 по 2020гг. - 16 144,8 млн. руб. 2. Разработка схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2016 - 2020 годы с перспективой до 2022 года, 1 шт.

     3.2.2. Текстовая часть  подпрограммы "Развитие  и  модернизация
электроэнергетики"

3.2.2.1. Характеристика текущего состояния

Подпрограмма 2 "Развитие и модернизация электроэнергетики" (далее - Подпрограмма Электроэнергетика) включает в себя комплекс мероприятий, направленных на обеспечение повышения надежности энергоснабжения потребителей, на улучшение качества передаваемой электроэнергии, в том числе снижение общего числа отказов и технологических нарушений в электросетевом комплексе, на снижение потерь электроэнергии, на предотвращение возникновения техногенных аварий в результате замены изношенного оборудования.

В энергетический комплекс области входят объекты генерации: шесть ТЭЦ общего пользования установленной электрической и тепловой мощностью 2235 МВт и 5736 Гкал/ч соответственно, одна ГЭС установленной электрической мощностью 520 МВт, а также блок-станция ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова" с установленной электрической мощностью 36 МВт; 397 линий электропередачи класса напряжения 110-500 кВ, 205 трансформаторных подстанций и распределительных устройств класса напряжения 110-500 кВ.

К крупным генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Нижегородской области, относятся:

- Филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс" (в составе трех ТЭЦ);

- АО "Волга" (Нижегородская ГРЭС);

- ООО "Автозаводская ТЭЦ" (входящая в состав группы компаний АО "ВолгаЭнерго", управляемая холдингом ООО "ЕвроСибЭнерго");

- Филиал ПАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС";

- АО "Саровская Генерирующая Компания";

- ТЭЦ ФКП "Завод им. Я.М. Свердлова".

К компаниям, оказывающим услуги по передаче электрической энергии на территории Нижегородской области, относятся:

- филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - "Нижегородское ПМЭС";

- филиал "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья";

- ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ";

- филиал ОАО "РЖД" "Горьковская железная дорога";

- АО "Верхне-Волжская энергетическая компания";

- ООО "Специнвестпроект";

- ЗАО "Свет";

- МУП "Выксаэнерго";

- ООО "ЗЕФС-ЭНЕРГО";

- АО "Саровская Электросетевая Компания";

- филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго";

- ООО "Павловоэнерго".

Основной объем электрических сетей напряжением 0,4-110 кВ принадлежит ПАО "МРСК Центра и Приволжья" - единой операционной компании с центром ответственности в г. Нижний Новгород, являющейся основным поставщиком услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям во Владимирской, Ивановской, Калужской, Кировской, Нижегородской, Рязанской и Тульской областях, а также в Республике Марий Эл и Удмуртской Республике.

Филиал "Нижновэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" отвечает за перераспределение, транспорт электроэнергии в Нижегородской области и присоединение потребителей к электрическим сетям.

На начало 2017 года на территории Нижегородской области осуществляют деятельность на розничном рынке по продаже электрической энергии 25 организаций, в том числе четыре гарантирующих поставщика:

- АО "Волгаэнергосбыт";

- АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ";

- ООО "Русэнергосбыт";

- ПАО "ТНС энерго Нижний Новгород".

Зоны деятельности гарантирующих поставщиков определены в соответствии с решением региональной службы по тарифам Нижегородской области от 23.10.2006  № 11/1 "О согласовании границ зон деятельности гарантирующих поставщиков на территории Нижегородской области".

Зона деятельности АО "Волгаэнергосбыт" определяется границами балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "ГАЗ" и границами эксплуатационной ответственности электрических сетей ООО "Электросети" и АО "Энергосетевая компания".

Зона деятельности ООО "Русэнергосбыт" определяется границами балансовой принадлежности электрических сетей ОАО "РЖД" на территории Нижегородской области по снабжению электрической энергией потребителей (юридических и физических лиц), энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании ОАО "РЖД".

Зона деятельности АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ", г. Саров Нижегородской области - на территории Нижегородской области в пределах закрытой зоны г. Сарова (в границах балансовой принадлежности электрических сетей АО "Саровская Электросетевая Компания", г. Саров Нижегородской области).

Зона деятельности ПАО "ТНС энерго Нижний Новгород" - вся территория Нижегородской области за исключением зон действия ООО "Русэнергосбыт", АО "Обеспечение РФЯЦ-ВНИИЭФ" г. Саров, ЗАО "Волгаэнергосбыт".

Энергосистема Нижегородской области имеет электрические связи с Владимирской, Костромской, Рязанской и Ивановской энергосистемами ОЭС Центра; Кировской энергосистемой ОЭС Урала; Ульяновской, Чувашской, Мордовской и Марийской энергосистемами ОЭС Средней Волги.

Основные внешние связи энергосистемы Нижегородской области представлены на рисунке 1.

Рисунок 1. Схема внешних электрических связей энергосистемы

Нижегородской области

Объекты электроэнергетики на территории Нижегородской области обслуживает Нижегородская энергосистема, входящая в состав ОЭС Средней Волги. В диспетчерском отношении Нижегородская область относится к сферам ответственности филиалов АО "Системный оператор Единой энергетической системы" Нижегородское РДУ и ОДУ Средней Волги.

Основная электрическая сеть энергосистемы Нижегородской области сформирована с использованием системы номинальных напряжений 110 - 220 - 500 кВ.

В настоящее время в Нижегородской области имеются ВЛ 110 кВ и выше общей протяженностью 62250,49 км, в том числе ВЛ 500 кВ - 837,45 км, ВЛ 220 кВ - 1883,051 км, ВЛ 110 кВ - 5314,29 км, ВЛ 35 кВ и ниже - 54215,7 км.

Линии электропередачи 500 кВ, связывающие подстанции Владимирская - Радуга - Арзамасская - Осиновка - Вешкайма и Костромская ГРЭС - Луч - Нижегородская - Чебоксарская ГЭС, выполняют роль межсистемных связей объединенных энергосистем Центра и Средней Волги и одновременно служат источниками для покрытия дефицита мощности энергосистемы Нижегородской области и обеспечивают электроснабжение крупных нагрузочных узлов. К указанным выше ВЛ подключены пять ПС 500 кВ (Радуга, Арзамасская, Осиновка, Луч и Нижегородская), от которых осуществляется отбор мощности для Нижегородской энергосистемы. Распределительные устройства 220 кВ и 110 кВ указанных подстанций являются основными "центрами питания" системообразующей сети 220 - 110 кВ, в которую осуществляется выдача мощности электростанций, расположенных на территории Нижегородской области.

Электрические сети напряжением 220 кВ являются радиально-кольцевыми и используются для питания крупных нагрузочных узлов Нижегородской области и отдельных потребителей. В настоящее время на территории Нижегородской области действуют 20 18 ПС 220 кВ (Этилен, Ока, Заречная, Бобыльская, Починковская-1, Починковская-2, Сергач, Кудьма, Нагорная, Борская, Семеновская, Макарьево, Пильна, Рыжково, Лукояновская, Сеченово-1, Сеченово-2, Узловая) и 2 РП 220 кВ (Сеченово, Зелецино).

Сеть 110 кВ одновременно является системообразующей и распределительной, используется для осуществления электроснабжения г. Нижнего Новгорода и Нижегородской области. На напряжении 110 кВ осуществляется выдача мощности всех электростанций.

Все находящиеся на территории энергосистемы Нижегородской области электросетевые объекты напряжением 220 - 500 кВ являются объектами единой национальной электрической сети (ЕНЭС), а их эксплуатация осуществляется филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги.

Основная часть электросетевых объектов напряжением 35 - 110 кВ является объектами ПАО "МРСК Центра и Приволжья". У филиала "Нижновэнерго" находится в эксплуатации 141 ПС 110 кВ с 272 трансформаторами и 117 ПС 35 кВ с 212 трансформаторами.

По состоянию на 1 февраля 2017 года установленная мощность электростанций Нижегородской области составила 2791 МВт.

Структура установленной электрической и тепловой мощности на территории Нижегородской области приведена в таблице 1.

Таблица 1. Структура установленной электрической

и тепловой мощности на территории Нижегородской области

по состоянию на 1 февраля 2017 года, МВт

Тип электростанций	Генерирующие компании	Наименование электростанции	Установленная мощность, МВт
ТЭС	филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс"	Новогорьковская ТЭЦ	557
		Сормовская ТЭЦ	350
		Дзержинская ТЭЦ	565
		Итого по филиалу "Нижегородский" ПАО "Т Плюс"	1472
	АО "Волга"	Нижегородская ГРЭС	112
	Группа компаний "ВолгаЭнерго"	Автозаводская ТЭЦ	580
	АО "Саровская Генерирующая Компания"	Саровская ТЭЦ	71
Всего ТЭС			2235
ГЭС	Филиал ОАО "РусГидро"	Нижегородская ГЭС	520
Блок-станции	ФКП "Завод имени Я.М. Свердлова"	ТЭЦ ФКП "Завод имени Я.М. Свердлова"	36
Суммарная установленная мощность электростанций и станций промышленных предприятий Нижегородской области			2791

Основными источниками питания энергосистемы Нижегородской области являются Автозаводская ТЭЦ (ООО "Автозаводская ТЭЦ") установленной мощностью 580 МВт, Дзержинская ТЭЦ установленной мощностью 565 МВт, Новогорьковская ТЭЦ установленной мощностью 557 МВт, Сормовская ТЭЦ установленной мощностью 350 МВт (филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс"), Нижегородская ГЭС (Филиал ПАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС") установленной мощностью 520 МВт.

Выработка электрической энергии в Нижегородской области за 2016 год составила - 9 976,5 млн. кВт.ч, потребление - 20 132,1 млн. кВт.ч.

Динамика потребления электроэнергии Нижегородской области

Потребление электроэнергии в пределах Нижегородской области составило в 2016 г. 22132 млн. кВт.ч, 20132,1 млн. кВт•ч, что на 2,2% больше объема потребления за 2015 год (таблица 2).

Таблица 2. Динамика полного потребления электроэнергии

в Нижегородской области

Показатель	2012	2013	2014	2015	2016
Электропотребление, млрд. кВт*ч	22,379	22,034	20,526	19,695	20,132
Годовой темп прироста, %	-1,69	-1,54	-6,8	-4	+2,2

Максимальное потребление электрической мощности в 2016 году в энергосистеме Нижегородской области составило 3443,82 МВт (исторический максимум - 4153 МВт в 1990 году).

На территории региона на основании данных местных энергоснабжающих компаний удалось выявить 64 крупных потребителей электроэнергии, которые совместно формируют 4,561 млрд. кВт*ч в 2016 г.

Среди них доминируют предприятия обрабатывающей промышленности (в формате ОКВЭД), на которые приходится почти 60% суммарного электропотребления крупных потребителей. Среди них основное место занимают предприятия химии и нефтепереработки (20%), целлюлозно-бумажных производств-26% (практически исключительно комбинат АО "Волга"), а также транспортного машиностроения и связанных с ним производств, включая предприятия ОПК (19%), и металлургии (2%).

Рисунок 2. Структура отпуска электроэнергии крупнейшим потребителям Нижегородской области по их основным группам в 2016 году.

Несколько уступают обрабатывающим производствам предприятия транспорта, на которые приходится 19% совокупного объема расхода электроэнергии крупными потребителями. Основная доля потребления внутри этой группировки падает на работу НПС магистральных газовых трубопроводов.

Незначительную долю (6%) занимают предприятия сектора Е, обеспечивающие производство и распределение электроэнергии, газа и воды, а также торговли, представленные единственным предприятием международной сети ИКЕА.

Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Нижегородской области

Баланс электрической энергии (мощности) обеспечивается за счет собственной выработки электрической энергии ТЭС и Нижегородской ГЭС в области, которая составляет не более 50% от электропотребления, и сальдированного перетока электроэнергии по магистральным сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от поставщиков оптового рынка электроэнергии (мощности).

Максимум нагрузки Нижегородской области в 2016 году составил по данным ОАО "СО ЕЭС" 3444 МВт.

В период 2012-2015 гг. наблюдалось снижение максимума потребления мощности, в 2015-2016 гг. имел место рост максимума потребления мощности.

Проблемы топливно-энергетического комплекса Нижегородской области

Важнейшей характеристикой сети является срок службы оборудования. Из года в год усиливается тенденция старения электрических сетей, ухудшается их техническое состояние, что снижает надежность электроснабжения потребителей и качество отпускаемой им электроэнергии.

Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002 года, определяется в соответствии с постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 года № 1072 "О единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР" и, в основном, соответствует амортизационному периоду.

Для объектов, введенных после 1 января 2002 года, согласно письму Министерства финансов Российской Федерации от 28 февраля 2002 года № 16-00-14/75, применяются правила, зафиксированные постановлением Правительства Российской Федерации от 1 января 2002 года № 1 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы".

На данный момент, доля установленной трансформаторной мощности на ПС с высшим напряжением 220 кВ и выше со сроком службы 25 и более лет составляет около 61%, а к 2022 году достигнет уровня почти 73%, ПС с высшим напряжением 110 кВ со сроком службы 25 и более лет составляет около 73%, а к 2022 году достигнет уровня более 86%, ПС с высшим напряжением 35 кВ со сроком службы 25 и более лет составляет около 65%, а к 2022 году достигнет уровня 84%.

На данный момент доля ВЛ 220 кВ и выше со сроком службы 50 и более лет составляет почти 29%, а к 2022 году достигнет уровня почти 45%, ВЛ 110 кВ со сроком службы 50 и более лет составляет более 42%, а к 2022 году достигнет уровня 61%, ВЛ 35 кВ со сроком службы 50 и более лет составляет более 20%, а к 2022 году достигнет почти 33%.

Необходимо отметить, что продолжающийся рост количества морально устаревшего электротехнического оборудования, находящегося в эксплуатации и имеющего высокую степень износа, вызывает необходимость ежегодного увеличения эксплуатационных затрат, а также затрат на ремонтные работы, что в свою очередь снижает эффективность функционирования распределительного электросетевого комплекса. Также высокий уровень износа сетевого и подстанционного оборудования снижает надежность электроснабжения потребителей региона.

Степень износа основных фондов в электроэнергетике региона в 2015 году - 51,33%.

Доля генерирующего оборудования, введенного за последние 10 лет, составляет около 10% общей установленной мощности Нижегородской энергосистемы. При этом 67% всех генерирующих мощностей электростанций введено более 30 лет назад. Доля установленной электрической мощности оборудования со сроком эксплуатации 50 лет и выше составляет 26%.

В российской электроэнергетике в последние 20 лет прослеживается отрицательная динамика полезного отпуска тепла и электроэнергии с коллекторов/шин тепловых электростанций. Отпуск тепла от ТЭС за этот период сократился в 1,5 раза за счет снижения отпуска пара производственных параметров от тепловых электростанций промпредприятиям в начале рассматриваемого периода и замещения тепловой нагрузки от ТЭС в горячей воде котельными. Перераспределение существующих тепловых нагрузок от источников комбинированной выработки в пользу котельных сопровождалось массовым строительством котельных, так называемая "котельнизация". Это привело к снижению доли электроэнергии, вырабатываемой в теплофикационном режиме, соответственно снизилась эффективность использования топлива.

Основные проблемы ТЭЦ Нижегородской области:

- физический износ и моральное старение большей части основного оборудования. Практически на всех ТЭЦ области используется малоэффективное оборудование;

- низкая загрузка отборов паровых турбин по теплу, что приводит к увеличенной доле выработки электроэнергии по конденсационному циклу и перерасходу топлива на ее производство и, следовательно, снижению конкурентоспособности ТЭЦ на рынках электроэнергии;

- использование базового теплофикационного оборудования ТЭЦ в основном полупиковом режиме покрытия суточного графика электрических нагрузок.;

- малоэффективное использование теплофикационного ресурса региона из-за использования основного оборудования с низкими показателями выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Среднее значение этого показателя по ТЭЦ области составляет 409 кВт.ч/Гкал.

Проблемы, связанные с оптимальной загрузкой ТЭЦ по теплу, в том числе за счет увеличения зоны теплоснабжения станции при выводе ближайших котельных в резерв или в пиковый режим работы разрешаются в схемах теплоснабжения поселений, городских округов.

Проблемы электросетевого комплекса

Действующая сеть 110 кВ энергосистемы выполняет, в основном, функции распределительной сети и в целом соответствует требованиям надежного электроснабжения потребителей. Вместе с тем в энергосистеме имеется ряд недостатков:

- большое количество ПС 35 - 110 кВ было построено по простейшим схемам первичных соединений с отделителями и короткозамыкателями;

- до настоящего времени электроснабжение потребителей ряда районов осуществляется от ПС, на которых установлен один трансформатор или которые присоединяются по одной ВЛ (нет резервирования). Установленные на ПС силовые трансформаторы морально и физически устарели;

- нарастание объемов старения оборудования 110 кВ превышает темпы вывода его из работы и замены.

Нижегородская область, как и другие субъекты Российской Федерации, не имеющие собственных запасов нефтегазовых и угольных топливно-энергетических ресурсов, имеет аналогичную энергетическую инфраструктуру и комплекс проблем, требующих системного подхода к их решению.

Общие для топливно-энергетического комплекса региона проблемы:

- Нижегородская область не обладает собственными первичными энергоресурсами (кроме торфа и древесины) и имеет практически монотопливный баланс, доля газа в котором составляет около 80%. Это предъявляет повышенные требования к обеспечению надежности газоснабжения региона и требует разработки мероприятий, способствующих обеспечению энергетической безопасности;

- значительный дефицит собственных генерирующих мощностей, ограничения по пропускной способности и недостаточное развитие системы электрических и газовых сетей значительно снижает уровень энергетической безопасности региона, повышая зависимость области от смежных энергосистем и соседних регионов;

- отсутствие крупных электрогенерирующих установок;

- энергоснабжение Нижегородской области обеспечивается на основе использования морально устаревших технологий 60 - 70 годов прошлого века и физически изношенного оборудования, что снижает надежность, эффективность работы и производственные возможности систем, приводит к перерасходу топлива и других энергоресурсов.

Однако в течение прошедшего десятилетия топливно-энергетический комплекс Нижегородской области сохранял свою энергетическую устойчивость и обеспечивал потребности региона в топливе и энергии.

Основными ограничениями развития электроэнергетики региона являются:

- значительный износ основных фондов;

- высокая доля газа в топливном балансе (на уровне 70 процентов);

- неравномерность внутреннего спроса на электроэнергию как в региональном, так и в отраслевом разрезе.

Для дальнейшего развития топливно-энергетического комплекса Нижегородской области с преодолением вышеуказанных негативных тенденций необходимо произвести работу по направлениям:

- повышение надежности энергоисточников с максимально возможным использованием существующих резервов мощности в нормальных и послеаварийных режимах, обеспечение нормативного резервирования всех систем транспорта газа, электроэнергии и тепла;

- перевооружение и развитие действующих ТЭЦ с постепенным переходом к парогазовому циклу, ГТУ ТЭЦ, а также развитие когенерации на крупных источниках теплоснабжения;

- ускорение темпов замены и реконструкции энергетического оборудования со сверхнормативным сроком эксплуатации;

- развитие внешних системообразующих связей для расширения возможностей по приему электрической мощности из смежных энергосистем;

- предотвращение непроизводительного расходования топливно-энергетических ресурсов, обеспечение учета производимых и потребляемых топливно-энергетических ресурсов с помощью современных средств измерений и передовых образцов учетно-измерительных систем;

- диверсификация используемых видов энергии и топлива - развитие малой энергетики и использование альтернативных видов топлива (торфа, биотоплива и ВИЭ);

- регулярная разработка отчетных и перспективных топливно-энергетических балансов Нижегородской области, муниципальных районов и городских округов региона;

- повышение экономической и экологической эффективности действующих энергоисточников.

Основными приоритетами государственной политики в Подпрограмме Электроэнергетика являются:

- повышение надежности энергоснабжения потребителей, улучшение качества передаваемой электроэнергии, в том числе снижение общего числа отказов и технологических нарушений в электросетевом комплексе;

- снижение потерь электроэнергии, предотвращение возникновения техногенных аварий в результате замены изношенного оборудования;

- снижение доли затрат для потребителей;

- снижение доли затрат на транспорт электроэнергии.

(Подпункт 3.2.2.1  в редакции Постановления Правительства Нижегородской области от 27.07.2017 № 554)

      
     3.2.2.2. Цели и задачи
      
     В соответствии с  заданными приоритетами  определена  следующая
цель      реализации      Подпрограммы      Электроэнергетика      -
инвестиционно-инновационное  обновление  отрасли,  направленное   на
обеспечение высокой  энергетической,  экономической и  экологической
эффективности производства, передачи  и распределения и  потребления
электрической  энергии.
     Реализация Подпрограммы Электроэнергетика    обеспечит     рост
эффективности   производства   электроэнергии  и   тепла   на   базе
инновационного обновления отрасли, снижения износа основных  фондов,
повышения  технологической  безопасности,  диверсификации  топливной
корзины  генерации.  На   этой  основе  будет  обеспечено   надежное
электроснабжение   потребителей    по   конкурентоспособным    ценам
(ограничение роста тарифов на электроэнергию).
     Для достижения указанной цели решаются следующие задачи:
     1. Модернизация электроэнергетики  и   перевод   ее  на   новый
технологический уровень.
     2. Повышение экономической   и   энергетической   эффективности
электроэнергетики.
     3. Повышение надежности функционирования электроэнергетики.
      
     3.2.2.3. Сроки и       этапы      реализации       Подпрограммы
Электроэнергетика
     
     Подпрограмма Электроэнергетика реализуется в 2015-2020 годы,  в
один этап.
      
    3.2.2.4. Перечень основных мероприятий Подпрограммы
Электроэнергетика

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

 Таблица 1. Перечень основных мероприятий

№ п/п	Наименование мероприятия	Категория расходов (капвложения, НИОКР и прочие расходы)	Сроки выполнения (годы)	Исполнители мероприятий	Объем финансирования (по годам) за счет средств областного бюджета
					2015	2016	2017	2018	2019	2020	Всего
Цель подпрограммы
Основное мероприятие 1.1 Реализация мероприятий по технической модернизации (реконструкции, строительству) объектов электроэнергетики в рамках инвестиционных программ организаций		капвложения	2017	ПАО "МРСК Центра и Приволжье" (по согласованию)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		капвложения	2018	ПАО "МРСК Центра и Приволжье" (по согласованию)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		капвложения	2018	ПАО "МРСК Центра и Приволжье" (по согласованию)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		капвложения	2018	ПАО "МРСК Центра и Приволжье" (по согласованию)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		капвложения	2022	АО "ВВГК" (по согласованию)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Основное мероприятие 1.2. Выполнение работы по разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2016 - 2020 годы с перспективой до 2022 года		прочие расходы	2015	Министерство энергетики и ЖКХ	2000,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2000

(В   редакции   Постановления  Правительства  Нижегородской  области
от 27.07.2017 № 554)

     3.2.2.5. Индикаторы достижения    цели    и    непосредственные
результаты реализации Подпрограммы Электроэнергетика      

Таблица 2. Сведения об индикаторах и непосредственных результатах

№ п/п	Наименование индикатора/непосредственного результата	Единица измерения	Значение индикатора/непосредственного результата
			2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Подпрограмма 2 "Развитие и модернизация электроэнергетики"
	Индикатор 1. Износ энергетических мощностей	%	54,3	53,45	51,33	51,33	51,33	51,33	51,33	51,33
	Индикатор 2. Коэффициент обновления основных фондов по виду экономической деятельности: производство электроэнергии	%	3	3	3	2	2	2	2	2
	Индикатор 3. Объем отгружаемых товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами (по виду экономической деятельности: производство, передача и распределение электроэнергии)	млрд. руб.	38,58	38,85	40,5	44,6	47,3	49,8	52,1	54,7
	Индикатор 4. Индекс производства (по виду экономической деятельности: производство, передача и распределение электроэнергии)	% к предыдущему году	93,7	85,29	96,9	101,2	100	100	100	100,5
	Непосредственный результат 1. Объем инвестиций в развитие электросетевой инфраструктуры с 2017 по 2020г.г., в т. ч.	тыс. руб.	0	0	0	0	27 957,34	316 840, 20	8 600 000,00	7 200 000,00
	Областной бюджет	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0
	Местный бюджет	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0
	Федеральный бюджет	тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0
	Юридические лица, ИП	тыс. руб.	0	0	0	0	27 957,34	316 840,20	8 600 000,00	7 200 000,00
	Непосредственный результат 2. Разработка схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Нижегородской области на 2016 - 2020 годы с перспективой до 2022 года	шт.	0	0	1	0	0	0	0	0