ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ СЕВЕРНАЯ ОСЕТИЯ-АЛАНИЯ НА 2013-2017 ГОДЫ



ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ СЕВЕРНАЯ ОСЕТИЯ - АЛАНИЯ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 27 апреля 2012 № 127

г. Владикавказ

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ СЕВЕРНАЯ ОСЕТИЯ-АЛАНИЯ НА 2013-2017 ГОДЫ

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» в целях развития электроэнергетики Республики Северная Осетия - Алания, обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирования стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики  на территории республики Правительство Республики Северная Осетия – Алания постановляет:

1. Утвердить прилагаемую Схему и Программу развития электроэнергетики Республики Северная Осетия Алания на 2013-2017 годы (далее - Программа).

2. Министерству промышленности, транспорта и энергетики Республики Северная Осетия – Алания обеспечить контроль за реализацией Программы.

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на Заместителя Председателя Правительства Республики Северная Осетия – Алания В.С. Базрова.

Председатель Правительства

Республики Северная Осетия – Алания Н. Хлынцов

УТВЕРЖДЕНА

постановлением Правительства Республики Северная Осетия – Алания от 27 апреля 2012 г. №127

СХЕМА И ПРОГРАММА

РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ СЕВЕРНАЯ ОСЕТИЯ – АЛАНИЯ НА 2013 – 2017годы

г. ВЛАДИКАВКАЗ

2012

ПАСПОРТ ПРОГРАММЫ

Наименование Программы

Схема и программа развития электроэнергетики Республики Северная Осетия – Алания на 2013-2017 годы (далее – Республиканская программа)

Основание для разработки Республиканской программы

Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009  №823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;

Положение о Министерстве промышленности, транспорта и энергетики Республики Северная
Осетия – Алания

Заказчик

Правительство Республики Северная Осетия - Алания

Основные разработчики Республиканской программы

Министерство промышленности, транспорта и энергетики Республики Северная Осетия – Алания 

Исполнители основных мероприятий Республиканской программы

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» магистральных  электрических сетей Юга;

Северо – Осетинский филиал ОАО  «МРСК Северного Кавказа»;

Филиал ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал»

Участники разработки Республиканской программы

Филиал ОАО  «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ;

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» магистральных  электрических сетей Юга;

Северо – Осетинский филиал ОАО  «МРСК Северного Кавказа»;

Филиал ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал»

Стратегическая цель Республиканской программы

Повышение уровня надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

Задачи Республиканской программы

Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей  для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность);

формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Республики Северная Осетия - Алания

Сроки реализации Республиканской программы

2013-2017 годы

Ресурсное обеспечение

Реализация мероприятий Республиканской  программы планируется за счет средств хозяйствующих субъектов (инвестиции)

Ожидаемые конечные результаты

Увеличение мощности генерирующих объектов и их количества для обеспечения потребности экономики Республики Северная Осетия – Алания не менее чем 363,68МВт;

увеличение производства электрической энергии генерирующими предприятиями  Республики Северная Осетия – Алания не менее чем 828,06млн кВтч;

повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия – Алания;

повышение пропускной способности электрических сетей

Система организации контроля

Контроль исполнения Республиканской программы осуществляется Министерством промышленности, транспорта и энергетики Республики Северная Осетия – Алания в пределах своей компетенции совместно с организациями-инвесторами

Объемы и источники финансирования

Объемы финансирования определены инвестиционными программами хозяйствующих субъектов (инвесторов)

1. Общие положения

Схема и программа развития электроэнергетики Республики Северная Осетия - Алания (далее – Республиканская программа) разработана органами исполнительной власти Республики Северная Осетия – Алания в соответствии с:

Федеральным законом  от 26 марта 2003 г. №35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

постановлением Правительства Российской Федерации  от 17 октября 2009 г. №823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;

пунктом Перечня поручений Президента Российской Федерации  от 29 марта 2010 г. №Пр-839.

При разработке Республиканской  программы соблюдались положения и требования:

Федерального закона от 23 ноября 2009 г. №261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»;

постановления Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 г. №340 «О порядке установления требований к программам энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности»;

постановления Региональной службы по тарифам Республики Северная Осетия - Алания  от 22 сентября 2010 г. №50 «Требования к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, в случае регулирования цен (тарифов) на товары, услуги таких организаций».

Республиканская программа сформирована  на основании:

Схемы и программы развития Единой энергосистемы России на 2011-2017 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 29 августа 2011 г. №380;

Схемы и программы развития Единой энергосистемы России на 2012-2018 годы;

прогноза спроса  на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по Республике  Северная Осетия – Алания на 2013-2017 годы;

ежегодного отчета о функционировании Единой энергосистемы России и данных  мониторинга схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

сведений о заявках  на технологическое присоединение энергопринимающих устройств  потребителей;

предложений системного оператора  по развитию распределительных сетей, предложений сетевых организаций  и органов исполнительной власти Республики Северная Осетия – Алания  по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории республики.

2. Общая характеристика Республики Северная Осетия – Алания

Республика Северная Осетия-Алания - субъект Российской Федерации, расположена на северном склоне Большого Кавказского хребта и на прилегающих к нему наклонных равнинах и части Среднего Притеречья (Моздокский район).

Республика граничит: на юге - с Грузией, на западе и северо-западе- с Кабардино-Балкарской Республикой, на севере - со Ставропольским краем, на северо-востоке - с Чеченской Республикой  (по восточной оконечности Моздокского района), на востоке - с Республикой Ингушетия.

На юге республики по высокогорью, с востока на запад, пролегает Государственная граница Российской Федерации с Грузией и Южной  Осетией протяженностью 171км.

Юг Республики Северная Осетия-Алания занят Главным (Водораздельным) и Боковым хребтами, поднимающимися выше 4000 м (Джимарай-Хох,4776 м - высшая точка республики).

Центральную часть республики составляет Осетинская наклонная равнина, к северу от нее расположены низкогорные хребты - Сунженский и Терский, а за ними - Моздокская равнина.

Высокогорье, с юга на север, под значительным уклоном пересекают живописные, в прошлом густонаселенные, ущелья: Дарьяльское, Даргавское, Кобанское, Куртатинское, Алагирское, Касарское, Цейское, Дигорское и другие. По ним и их боковым ветвям пролегают русла многочисленных горных рек ледниково-снежного происхождения, которые, соединяясь на выходе с гор, образуют полноводные реки: Терек (длина около 600 км), Урух (104 км), Ардон (101 км), Камбилеевка (99 км), Гизельдон (81 км) и другие. Все реки Северной Осетии относятся к бассейну Терека.

Территория Северной Осетии характеризуется умеренно-континентальным климатом. Однако существуют большие различия в климате горной и равнинной частей. В горах по мере увеличения высоты климат становится более влажным и холодным, в зоне вечных снегов он весьма суров. Отличительной чертой климата является вертикальная зональность в распределении метеорологических элементов. Более мягким климатом отличается Осетинская наклонная равнина, где летом теплее, осадков выпадает достаточное количество (600-700 мм). На севере республики черты континентальности климата проявляются наиболее сильно. Здесь наблюдаются самые сильные морозы (-30-35°С), максимальные летние температуры достигают +35 - +40°С, выпадает небольшое количество осадков (до 400 мм), часты засухи и суховеи. Зима в северной части мягкая, туманная, а лето жаркое, засушливое. В горной части района лето прохладное, зима более продолжительная и холодная, меньше колебания температур, обильнее выпадение осадков.

Зима начинается с переходом среднесуточной температуры воздуха через 0° в сторону понижения в предгорьях 15-17 ноября, в степных районах 2-10 декабря, продолжительность зимнего периода составляет 80-110 дней. В целом, зима обычно теплая, короткая и снежная, что связано с преобладающим влиянием на погоду южных и атлантических циклонов. Наиболее холодная погода бывает в середине декабря и в начале февраля, когда, в результате вторжения холодных арктических воздушных масс, среднесуточные значения температуры воздуха опускаются до -8-15ºС, а минимальные - до -18-22ºС. В течение зимы наблюдается 40-50 дней с оттепелями, при наиболее интенсивных оттепелях воздух прогревался до +10-15ºС.

Весна начинается с переходом среднесуточной температуры воздуха через 0 градусов в сторону повышения, обычно в начале марта. Продолжительность сезона составляет около 70-80 дней. В течение весеннего периода отмечается неоднократная смена холодных и дождливых периодов более теплыми и сухими, что обусловлено чередующимся влиянием на погоду южных и атлантических циклонов и холодных арктических антициклонов. Средняя весенняя температура составляет +6-7ºС. Максимум температуры воздуха за весенний период достигает +25-28ºС. Весной отмечается 14-20 дней с туманами, туманы носят в основном адвективно-радиационный характер и связаны с непродолжительным влиянием на погоду южных и юго-западных периферий антициклонов.

Лето обычно начинается с переходом среднесуточной температуры воздуха через +15ºС в сторону повышения 5-6 мая в степных районах, 18-19 мая - на остальной территории республики. Продолжительность летнего сезона в степной зоне - 140-150 дней, на остальной территории - 110-115 дней. Преобладающее влияние на характер погоды оказывают области низкого давления с юга, взаимодействующие с гребнями повышенного давления с севера и северо-запада. Среднелетняя температура воздуха равна 17-19º, при этом наиболее жарко бывает во второй половине летнего периода. В степных районах с середины июля и до конца второй декады августа среднесуточные значения температуры воздуха удерживаются выше 25ºС, а максимальные - выше 30ºС. В степной зоне высокие дневные температуры воздуха нередко сочетаются с низкой (менее 30%) относительной влажностью воздуха (суховейные явления). В летний период преобладают благоприятные условия для формирования неустойчивости в нижних слоях атмосферы и интенсивного перемешивания воздушных масс, что препятствует образованию задерживающих слоев и накоплению в атмосфере вредных примесей.

Осень начинается с устойчивого перехода средней суточной температуры воздуха через +15ºС в сторону понижения 25-30 сентября в степной зоне, в предгорьях - на 2 недели раньше. Продолжительность осеннего сезона в среднем составляет 75-80 дней. Большую часть этого времени года погода определяется антициклонами, смещающимися в тылу атлантических циклонов по территории Северного Кавказа. Первые осенние заморозки (в воздухе 0-3 градуса мороза, на поверхности почвы -  до 3-6 градусов мороза) отмечаются 20-25 октября. Усиление сибирских антициклонов и радиационное выхолаживание нижних слоев атмосферы способствует увеличению числа дней с туманами.

На территории Республики Северная Осетия  - Алания преобладают южные и северные ветры, характерные только для горных стран горнодолинные ветры чаще всего бывают зимой и ранней весной. Среднегодовая скорость ветра в степи 2-3 м/с, в предгорьях и горных долинах она уменьшается до 1,5-2 м/с. В течение года преобладают слабые ветры - 2,0-5,0 м/сек. При прохождении атмосферных фронтов на 1-2 дня ветер усиливается до 15-20 м/сек. Повторяемость штилей (в процентах от общего числа случаев наблюдений за ветром) составляет 15-25% в степных районах, 25-36% - в предгорьях.

Республика Северная Осетия-Алания занимает особое геополитическое и транспортно-географическое положение на юге России. Оно обусловлено приграничным положением и центральным местом в системе предкавказских и транскавказских транспортных коридоров.

Республика Северная Осетия-Алания относится к числу небольших по размерам субъектов Российской Федерации с высокой плотностью населения и транспортных коммуникаций.Площадь республики составляет 8 тыс.кв. км, при этом на долю горной полосы приходится 48% всей площади. Плотность населения – 87,6 чел. на 1 кв.км, что более чем в 10 раз выше средней плотности в России. В республике проживает 700,9тыс. человек, представителей более ста национальностей.

Республика является приграничным регионом России. Помимо соседства одновременно с четырьмя субъектами Российской Федерации: Республикой Ингушетия, Чеченской Республикой, Ставропольским краем и Кабардино-Балкарской Республикой, Северная Осетия граничит также с Грузией и  Республикой Южная Осетия(рисунок 1).

Рисунок 1

В Республике Северная Осетия – Алания 8 муниципальных районов,  городской  округ  город Владикавказ, городские поселения Алагир, Ардон,  Беслан, Дигора, Моздок и 97 сельских поселений. Столицей республики является г. Владикавказ, который расположен на востоке  Республики Северная Осетия-Алания.

Главными природными ресурсами Северной Осетии являются водные и гидроэнергетические ресурсы, принадлежащие реке Терек и ее основным притокам. Республиканские источники экологически чистой минеральной и пресной ледниковой воды не имеют себе равных во всей России. Недра республики содержат разнообразные полезные ископаемые, среди которых самыми ценными являются полиметаллические руды, сырье для цементной промышленности и природные строительные материалы.

Республика Северная Осетия-Алания – наиболее промышленно специализированный регион среди республик Юга России, по объему промышленного производства уступающий лишь Республике Дагестан. Промышленная база Северной Осетии достаточно диверсифицирована. На территории республики находятся предприятия по добыче полиметаллических руд, ремонту железнодорожного подвижного состава, производству свинца, цинка, вольфрама, медного проката, твердых сплавов, строительных материалов и деталей, стекольной продукции, электрооборудования, мебели, гофрокартонной тары, трикотажных изделий, крахмалопаточной и ликероводочной продукции.

Сельское хозяйство обеспечивает текущие потребности населения и пищевой промышленности республики.

Структуру экономики Республики Северная Осетия-Алания можно назвать «сбалансированной» и «замкнутой», ориентированной преимущественно на самообеспечение.

Промышленный комплекс всегда составлял основу экономики Северной Осетии, что выделяло её на фоне соседних аграрных республик.

В структуре промышленного производства Республики Северная Осетия – Алания основными отраслями являются пищевая промышленность, цветная металлургия, электроэнергетика, машиностроение и металлообработка. Их удельный вес в объеме промышленного производства составляет 84,5%.

На территории республики производится от общероссийского объема более 39% цинка, 46% свинца, 37% вольфрама, 32% кадмия, 48% гардинного полотна. На долю республики приходится 21,6% всего производства шампанских и игристых вин в стране, 17,9% виноградных вин, 5,2% водки и ликероводочных изделий.

Пищевая промышленность

Пищевая промышленность – ведущая отрасль промышленности Северной Осетии. Её доля составляет 50,5% в общей структуре отраслей. Основными видами выпускаемой продукции являются водка, виноградные и шампанские вина, спирт этиловый, крахмал маисовый, патока, глюкоза, масло кукурузное. Наиболее крупные предприятия: ОАО «Владикавказский пивобезалкогольный завод «Дарьял», ОАО «Престиж» (спирты), ОАО «Бесланский маисовый комбинат» (крахмал, патока, глюкоза), ОАО «Исток», ОАО «Салют» (водка, ликероводочные изделия), ОАО «Фаюр-Союз» (спирт этиловый, водка), ОАО "Моздокский мясокомбинат".

Цветная металлургия

Цветная металлургия занимает второе место в современной структуре отраслей промышленности республики (15,6%) и базируется на собственном рудном сырьё. Цветную металлургию представляют два основных предприятия, расположенные во Владикавказе: ОАО «Электроцинк» (кадмий, свинец, цинк, серная кислота, медный купорос) и  ОАО «Победит» (вольфрамовые карбиды, шипы противоскольжения, свёрла, молибден, вольфрам, сплавы твёрдые, сплавы тяжёлые).

В последние годы в цветной металлургии Северной Осетии наметились тенденции к росту промышленного производства.

Электроэнергетика

Доля электроэнергетики в структуре промышленности республики составляет 11,8%, причём всё производство электроэнергии обеспечивают гидроэлектростанции (ГЭС): Дзауджикауская, Эзминская, Гизельдонская, Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС, а также Павлодольская, Беканская и Кора-Урсдонская малыми ГЭС пиковой мощностью  в 2011 году 93,5 МВти ТЭС ОАО «Бесланский маисовый  комбинат» мощностью 6 МВт. На сегодняшний день предприятия-энергопроизводители Северной Осетии удовлетворяют её потребность в электроэнергии не более чем на 20%. В этой связи в ближайшие годы  будут введены в эксплуатацию  Зарамагская ГЭС-I, Фиагдонская МГЭС и ФаснальскаяМГЭС, что позволит сократить дефицит с 80% до 55%.

В регионе функционируют четыре крупные энергетические компании: ОАО «Севкавказэнерго» (сбытовая), Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Магистральных  электрических сетей Юга,Северо-Осетинский филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» (сетевые), Филиал ОАО «РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал» (генерирующая).

Машиностроительный комплекс

Особенностью машиностроения и металлообработки  в Северной Осетии является его сложившаяся ориентация на военно-промышленное производство, в связи с чем отрасль представлена в основном специализированными предприятиями с широкой номенклатурой продукции. Машиностроительными предприятиями региона осуществляется вакуумное производство чистых металлов и сплавов, производится продукция микро- и радиоэлектроники, пневматическое оборудование, приборы ночного видения и пр. Наиболее крупные из них: ОАО «Электроконтактор», ОАО «ОЗАТЭ», ОАО «Кетон», ОАО «Кристалл».

Из предприятий прочей специализации следует выделить ОАО «Владикавказский вагоноремонтный завод», который осуществляет ремонт подвижного состава, имеет развитое производство стального и чугунного литья.Удельный вес машиностроения и металлообработки в общей структуре промышленного производства Северной Осетии сегодня составляет всего 6,7%.

Сельское хозяйствоявляется ведущей отраслью хозяйства в Северной Осетии. Его доля в структуре ВРП  составляет около 20%.

Общая площадь сельскохозяйственных угодий в регионе составляет 3,1 тыс. кв. км (38% от общей площади территории), из которых более половины (61%) приходится на пашни.

В структуре посевных площадей всех сельскохозяйственных культур 56,6% составляют зерновые культуры (пшеница, ячмень, кукуруза), около 9% -  подсолнечник и картофель(4,8% и 4,1% соответственно), площади под овощными культурами  не превышают 2,5% общей площади пашни.

Животноводство Республики Северная Осетия-Алания имеет молочно-мясную специализацию. Основные отрасли животноводства – молочно-мясное скотоводство, молочно-мясное и тонкорунное овцеводство,  козоводство, птицеводство.

Республика занимает важное стратегическое положение в транспортной системе всего Северного Кавказа и обладает довольно развитой транспортно-инфраструктурной сетью.

Автомобильный транспорт

Автомобильный транспорт сегодня играет первостепенную роль в осуществлении перевозок Республики Северная Осетия, так как через её территорию осуществляется прямой выход в Закавказье через Главный Кавказский хребет посредством двух магистральных путей. Первый из
них - участок Военно-Грузинской автомобильной дороги от Владикавказа до российско-грузинской границы в Дарьяльском ущелье. Кроме перевальной Военно-Грузинской дороги на территории республики с 80−х годов действует тоннель сквозь Главный Кавказский хребет на Транскавказской автомобильной дороге, которая представляет собой кратчайший путь между европейским центром России и Закавказьем, Турцией и Ираном. Автомобильные дороги республики входят в систему так называемого Кавказского кольца: Ростов-на-Дону – Баку – Ереван – Тбилиси-Новороссийск.

Протяжённость автомобильных дорог общего пользования с твёрдым покрытием составляет 2,3 тыс. км, их плотность – 286 км на 1 тыс. кв. км территории (4-е место среди регионов России после Москвы, Санкт-Петербурга и Калининградской области).

Железнодорожный транспорт

              Железнодорожный транспорт также имеет немаловажное значение в транспортной системе Северной Осетии. Республика расположена на стыке магистральной железной дороги Москва-Баку. Её территорию пересекает участок Северо-Кавказской железной дороги от станции Эльхотово до станций Ардон-Алагир, Ардон-Дигора, Беслан-Владикавказ, Беслан-Долаково и железнодорожная линия Прохладная – Моздок–Гудермес. Длина железных дорог общего пользования в регионе составляет 144 км.

Воздушный транспорт

Вблизи города Беслан функционирует международный аэропорт «Владикавказ». Воздушные авиатрассы соединяют Северную Осетию с крупнейшими городами стран СНГ.

Трубопроводный транспорт

По территории Северной Осетии проходят газопровод Тихорецк – Моздок-Махачкала и нефтепровод Махачкала – Моздок – Тихорецк-Новороссийск.

ОАО «Газпром» осуществило строительство уникального магистрального газопровода по маршруту Дзуарикау (Республика Северная Осетия-Алания) – Цхинвал (Республика Южная Осетия) протяженностью 163 км, из которых 92 км – по территории Северной Осетии. Реализация проекта позволила обеспечить жителей Южной Осетии, а также более 10-ти горных сел Северной Осетии природным газом, что будет способствовать улучшению жилищных и социальных условий населения двух республик.

Транспортно-географическое положение Республики Северная Осетия на пути из стран Европы в страны Азии и Ближнего Востока создает для неё особые преимущества.

3. Анализ текущего состояния электроэнергетики Республики Северная Осетия – Алания

3.1. Характеристика энергосистемы Республики Северная Осетия – Алания

Топливно-энергетический комплекс Республики Северная Осетия – Алания (ТЭК)  всегда играл важную роль в экономике страны. За годы реформ, в связи с резким падением объемов производства в других отраслях экономики, его роль еще более возросла.

Производственные структуры ТЭК в результате проведенных структурных преобразований, либерализации и приватизации в значительной мере адаптировались к рыночным методам хозяйствования. В результате реформ электроэнергетики  сформированы основы регулирования хозяйственных отношений в энергетическом секторе. В настоящее время ТЭК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов региональной экономики. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики.

Северокавказская энергосистема охватывает территорию субъекта Российской Федерации - Республики Северная Осетия – Алания.Зона охвата централизованным электроснабжением составляет 86% от площади Республики Северная Осетия – Алания  и 99,95 % от количества проживающего населения и хозяйствующих субъектов.

Энергосистема Республики Северная Осетия – Алания работает в составе Объединенной энергосистемы Юга (ОЭС Юга) параллельно с Единой энергосистемой России, связь с которой организована по сети 330 и 110 кВ через электрические сети сопредельных регионов, и входит в операционную зону Филиала ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ.

Энергосистема региона  имеет 20 межсистемных линий электропередачи, две из которых  межгосударственные, а именно: 3 с энергосистемой Ставропольского края, 5 – с энергосистемой Кабардино – Балкарии, 7 – с энергосистемой  Республика Ингушетия, 3 – с энергосистемой Чеченской Республики, 1 - с энергосистемой Грузии и 1 – с энергосистемой Республики Южная Осетия.

Оперативное управление функционированием  энергосистемы Республики Северная Осетия – Алания, режимами работы существующих электростанций, системообразующих линий электропередачи 330 и 110 кВ, линий выдачи мощности электрических станций 110 кВ осуществляется диспетчерским центром Филиала ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ. Распределительные линии электропередачи 110 кВ, оборудование подстанций 110 кВ находятся в оперативно-технологическом управлении Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».

Энергообеспечение осуществляется следующими энергетическими организациями:

1. Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» магистральных  электрических сетей Юга.              Осуществляет ремонтно-эксплуатационное обслуживание магистральных электрических сетей одного из самых сложных районов  России – Северного Кавказа общей площадью 440 тыс. кв. км. МЭС Юга обеспечивает электрическую связь  ОЭС Юга с энергосистемами центра Российской Федерации, Украины, Грузии, Азербайджана, а через них -  перетоки  электроэнергии в Турцию и Иран.

На территории Республики Северная Осетия - Алания осуществляет эксплуатацию сетей и подстанций, входящих в состав Единой национальной электрической сети напряжением110кВ и выше:ПС «Владикавказ-2», ПС «Bладикавказ-500», ПС «Моздок-330» и ПС «Северный Портал» (по договору аренды), высоковольтные линии электропередачи напряжением 330 кВ: ВЛ330 кВ «Невинномысск-Владикавказ – 2», ВЛ 330 кВ  «Моздок-330 – Прохладная-2», ВЛ  330 кВ «Владикавказ-2 – Грозный-330», ВЛ 330 кВ «Владикавказ-2 – Владикавказ-500», ВЛ 330 кВ «Владикавказ-500 – Моздок-330», высоковольтные линии электропередачи напряжением 110 кВ: Северный Портал – Джава (Л-129).

2. Северо-Осетинский филиал ОАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Северного Кавказа» осуществляет эксплуатацию сетевого хозяйства республики напряжением 110 кВ и ниже, за исключением муниципальных электрических сетей. Головная организация – ОАО  «Межрегиональная распределительная сетевая компания Северного Кавказа» (ОАО  «МРСК Северного Кавказа») - находится в г. Пятигорск Ставропольского края.

ОАО «МРСК Северного Кавказа» обеспечивает передачу электроэнергии по принадлежащим ему сетям напряжением от 0,4 до 110 кВ на территории республик Дагестан, Ингушетия, Северная Осетия – Алания, Кабардино – Балкария, Карачаево – Черкесия, Ставропольского  края, поддерживая качество электроэнергии в соответствии с действующими стандартами, осуществляет покупку электрической энергии на оптовом рынке (ОРЭМ) и поставку электрической энергии на розничный рынок республик Дагестан, Ингушетия, Северная Осетия – Алания, Кабардино – Балкария, Карачаево – Черкесия, Калмыкия, Чеченской Республики.

3.Филиал ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал».

Осуществляет производство электроэнергии на территории Республики Северная Осетия-Алания. Состоит из 5 гидроэлектростанций (ГЭС): Дзауджикауской, Эзминской, Гизельдонской, Беканской  и Кора-Урсдонской. Общая установленная мощность электростанций – 76,9  МВт, среднегодовая выработка - около 400 млн кВтч. Головная организация - ОАО «РусГидро» (г. Москва).

4. Головная ГЭС каскада  Зарамагские ГЭС на реке Ардон.

Осуществляет производство электроэнергии. В настоящий момент функционирует одна станция – Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС установленной мощностью 15 МВт и среднегодовой выработкой 23 млн кВтч, которая введена в эксплуатацию в сентябре 2009 года. На основе арендного договора с дочерним зависимым обществом ОАО  «РусГидро» Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС эксплуатируется филиалом ОАО  «РусГидро».

5. Павлодольская ГЭС введена в эксплуатацию в 1965 году и  находится на территории ФГУ «Управление эксплуатации Терско-Кумского гидроузла» на Павлодольском гидроузле, осуществляющем водозабор в Терско–Кумский канал на реке Терек у ст. Павлодольская. Установленная мощность – 2,62 МВт, среднегодовая выработка – 1,2 млн кВтч.

              Головная организация - ОАО «РусГидро» (г. Москва).

6. ТЭС ОАО «Бесланский маисовый комбинат» мощностью 6 МВт.

7.  Муниципальные электрические сети:

1) ВМУП «Владикавказэнерго» подчинено АМС МО г. Владикавказ,осуществляет эксплуатацию электросетевого хозяйства г. Владикавказ и электроснабжение потребителей г. Владикавказ;

2) Электрические сети Алагирского района являются частной собственностью ООО  «Энергоресурс», которое осуществляет эксплуатацию городских электрических сетей и электроснабжение потребителей г. Алагир;

3) МП «Ардонские электрические сети» принадлежит  АМС МО Ардонский район,осуществляет эксплуатацию городских электрических сетей и электроснабжение потребителей г. Ардон;

4) ООО «Осетия-Энергосети» осуществляет эксплуатацию электрических сетей и электроснабжение потребителей г. Беслан на основе арендного договора с  АМС Бесланского городского поселения;

5) МП «Дигорская городская сетевая компания»принадлежит АМС МО Дигорский район,осуществляет эксплуатацию электрических сетей и электроснабжение потребителей г. Дигора;

6) МУП «Моздокские электрические сети» подчинено АМС МО Моздокский район,осуществляют эксплуатацию городских электрических сетей и электроснабжение потребителей г. Моздок.

8.ОАО «Севкавказэнерго» (гарантирующий поставщик)– энергосбытовая организация,  гарантирующий поставщик на территории Республики Северная Осетия –Алания, осуществляющий функции купли-продажи электрической энергии потребителям.

9.ОАО «Оборонэнергосбыт» (гарантирующий поставщик)осуществляет куплю-продажу электроэнергии организациям (сетевым организациям, хозяйствующим субъектам), находящимся в ведении Министерства обороны Российской Федерации и (или) образованным во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 15 сентября  2008 г. №1359 «Об открытом акционерном обществе «Оборонсервис», в том числе опосредованно, в административных  границах территории Республики Северная Осетия – Алания.

10. ООО «Моздокэнергосбыт» - энергосбытовая организация, осуществляющая функции купли-продажи электрической энергии потребителям г. Моздок.

11. ОАО  «Международный аэропорт «Владикавказ» (ОАО  «МАВ»).

На территории республики функционируют  12  организаций, владеющих на правах собственности или на ином законном основании объектами электросетевого хозяйства и выполняющих монопольные функции по передаче электроэнергии,    и 2  предприятия (ОАО  «Электроцинк» и ОАО  «Победит»), получающих электроэнергию  с ОРЭМ.

Вместе с тем в отраслях ТЭК сохраняются механизмы и условия хозяйствования, неадекватные принципам рыночной экономики, действует ряд факторов, негативно влияющих на функционирование и развитие ТЭК.

Основными факторами, сдерживающими развитие комплекса, являются:

высокая (до 90 процентов) степень износа основных фондов;

сокращение ввода в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК;

практика продления ресурса оборудования, что закладывает будущее отставание в эффективности производства. Наблюдается высокая аварийность оборудования, обусловленная старением основных фондов. В связи с этим возрастает возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетическом секторе;

сохраняющийся в отраслях комплекса дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование;

отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования предприятий ТЭК.

В результате проведенной реформы в электроэнергетике в настоящее время в республике нет единой организации, осуществляющей управление всей отраслью.

3.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии  в Республике Северная Осетия – Алания за период 2007-2011 годы

Республика Северная Осетия – Алания является условно дефицитной. Потребление электроэнергии  Республикой Северная Осетия – Алания в 2011 году составило 2 301,1 млн кВтч, что на  134,9 млн кВтч(6,2%) выше, чем в 2010 году, или88,6% от потребления в 1990 году (ОЭС Юга – 93,1%, ЕЭС России – 97,1%).

Потребность в электроэнергии  в  2011 году собственными генерирующими источниками удовлетворена на16,7%, дефицит ОАО   «Севкавказэнерго» компенсирует за счет покупной электроэнергии с  оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

Отчетная динамика потребления и производства электроэнергии в республике за последние 5 летпо сведениям, представленным системным оператором, приведена в таблице 1.

Таблица 1

Периоды

Потребление электроэнергии,

млн кВтч

Производство электроэнергии,

млн кВтч

Доля производства,

%

2007 год

2 144,8

325,7

15,2

2008 год

2 187,3

354,7

16,2

2009 год

2 140,8

371,8

17,4

2010 год

2 166,2

412,7

19,0

2011 год

2 301,1

367,3

16,0

Среднегодовой прирост

39,1

10,4

Динамика потребления и производства электроэнергии в Республике Северная Осетия – Алания за последние 5 лет по данным системного оператора

Стратегией  социально-экономического развития Республики Северная Осетия – Алания до 2030 годацелями уровень обеспеченности республики электроэнергией собственной выработки к 2020 г. должен составить 85%, а к 2030 г. – 100%.

Доля Северокавказской энергосистемы в ЕЭС России и ОЭС Юга представлена в таблице 2.

Таблица 2

Наименование энергосистемы

Потребление электроэнергии, млн кВтч

%

2009 г.

2010 г.

2011 г.

Откл.

(+,-)

2010 к 2009

Откл.

(+,-)

2011 к 2010

2010  к 2009

2010 к 2011

Северокавказская энергосистема

2140,8

2166,2

2 301,1

25,4

134,9

1,2

6,2

ОЭС Юга

78099,3

82408,5

85 748,6

4 309,2

3 340,1

5,5

4,1

Доля в потреблении  ОЭС Юга, %

2,74

2,63

2,68

0,6

4,0

-

-

ЕЭС России

942824,5

988960,6

1001100,0

46136,1

12139,4

4,9

1,2

Доля в потреблении  ЕЭС России, %

0,23

0,22

0,23

0,06

1,1

-

-

Основные показатели работы  Северокавказской энергосистемы в  2011 году по сведениям системного оператора отражены в таблице 3.

Таблица 3

Показатель

МВТ/ % /млн кВтч

Установленная мощность на 01.01.2012 г., МВт

99,5

прирост к 2010 г., %

-1,3

Нагрузка  электростанций на максимум 20 января 2011 года, МВт

28,0

прирост к 2010 г., %

62,8

Выработка электроэнергии, млн кВтч

367,3

прирост к 2010 г., %

- 11,0

Потребление электроэнергии, млн кВтч

2 301,1

прирост к 2010 г., %

6,22

Динамика потребления электроэнергии  Республикой Северная Осетия – Алания за 1990-2011 годы  представлена в таблице 4.

Таблица 4

Показатель

1990

1991

1998

2000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2007-

2011

Электропотребление,

млн кВтч

2 596,5

2 539,8

1 857,7

2 075,1

2 137,1

2 153,7

2 144,8

2 187,3

2 140,8

2 166,2

2 301,1

2 188,0

Абсолютный прирост

электропотребления,

млн кВтч

-

-56,7

-682,1

217,4

62,0

16,6

-8,9

42,5

      -46,5

25,4

134,9

29,5

Среднегодовые темпы прироста, %

-

-2,2

-26,9

11,7

3,0

0,8

-0,4

2,0

-2,1

1,2

6,2

1,4

Электропотребление ОЭС Юга, млн кВтч

92131,4

91829,7

63135,5

67603,8

73463,1

76423,8

78483,2

80985,1

78099,3

82408,5

85748,6

81144,9

Абсолютный прирост

электропотребления ОЭС Юга, млн  кВтч

-

-301,7

-28 694,2

4 468,3

5 859,3

2 960,7

2 059,4

2 501,9

-2 885,8

4 309,2

3 340,1

1 453,1

Среднегодовые темпы прироста ОЭС Юга, %

-

-0,3

-31,2

7,1

8,7

4,0

2,7

3,2

-3,6

5,5

4,1

2,4

Доля электропотребления РСО – Алания в электропотреблении ОЭС Юга, %

2,82

2,77

2,94

3,07

2,91

2,82

2,73

2,70

2,74

2,63

2,68

2,70

График изменение потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия – Алания за период 1990-2011 годы

3.3.Структура электропотребления в Республике Северная

Осетия – Алания за 2007-2011 годы

Энергосистема Республики Северная Осетия – Алания характеризуется низкими среднегодовыми  темпами прироста потребления электроэнергии среди регионов, входящих в ОЭС Юга и в среднем по стране. Как следует из таблиц 1-4, среднегодовые темпы прироста электропотребления в  республикезначительно ниже общероссийских и по югу России. Если среднегодовое потребление  электроэнергии в России  уже в 2011 году достигло 97,1% от уровня в 1990 году, то потребление электроэнергии в республике в 2011 году составило 88,6% от потребления в 1990 году.

Структура  электропотребления Республики Северная Осетия – Алания по видам экономической деятельности приведена в таблице 5.

Таблица 5

Вид экономической деятельности

2010 год

2011 год

млн кВтч

%

млн кВтч

%

1.

Промышленное производство (обрабатывающие производства)

160,8

7,4

168,05

7,3

в том числе:

1.1.

Производство и распределение электроэнергии, газа, воды

131,23

6,1

138,6

6,0

2.

Строительство

14,87

0,68

16,3

0,71

3.

Транспорт и связь

54,01

2,5

37,25

1,62

4.

Сельское хозяйство

12,60

0,58

9,34

0,41

5.

Сфера услуг

136,82

6,3

153,13

6,66

6.

Бытовое потребление

326,23

15,1

306,74

13,33

7.

Потери в электрических сетях

564,4

26,05

710,4

30,87

8.

Собственные нужды электростанций

1,44

0,07

2,33

0,1

9.

Другие виды экономической деятельности

895,03

41,32

897,56

39,0

Всего:

2 166,2

100,0

2 301,1

100,0

Структура электропотребления  по видам экономической деятельности в Республике Северная Осетия – Алания в 2011 году

Структура  электропотребления в Республике Северная Осетия – Алания по группам потребителей:

Таблица 6

Потребители электрической энергии  

Количество потребленной энергии,  млн кВтч

2007 год

2008 год

2009 год

2010 год

2011 год

Бюджетные потребители

142,9

133,3

139,7

152,5

173,64

Промышленные организации

787,2

778,1

730,4

768,1

778,5

Сельскохозяйственные потребители

11

6,3

6,1

12,6

9,34

Прочие потребители

230,2

192,7

196,4

172,4

222,39

Население

223,6

271,6

274,5

299,1

306,74

ОПП

219,9

242,5

224,6

197,1

100,09

Полезный отпуск

1614,8

1624,5

1571,7

1601,8

1590,7

Потери электроэнергии

530,0

562,8

569,1

564,4

710,4

Потреблено всего:

2 144,8

2 187,3

2 140,8

2 166,2

2301,1

Структура электропотребления   по группам потребителей в Республике Северная Осетия – Алания в 2011 году

3.4.Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности за период 2007-2011 годы

Крупным потребителем электрической энергии является промышленность  и, в первую очередь, предприятия цветной металлургии, такие как ОАО  «Электроцинк», ОАО  «Победит». Цветную металлургию  представляют два основных предприятия, расположенные в
г. Владикавказ: ОАО  «Электроцинк» (кадмий, свинец, цинк, серная кислота, медный купорос), ОАО  «Победит» (вольфрамовые карбиды, шипы). Доля ОАО «Электроцинк» в общем объеме электропотребления республикой составляет свыше 20%. Из предприятий стекольной промышленности энергоемким являетсяОАО  «Иристонстекло» (стеклобанка, стеклобанка с винтовым горлом, стеклобутылка, стеклобутылка с винтовым горлом). Среди прочих  - энергосбытовые организации городов-перепродавцов и предприятия по производству спирта. По итогам работы за 2011 год только у 6 хозяйствующих субъектов годовое потребление электроэнергии составило свыше 1% от общего потребления Республики Северная Осетия – Алания: ОАО  «Электроцинк», ОАО  «Победит», МУП «Моздокэнергосбыт», ОАО  «Оборонэнергосбыт», МУП  «Водопроводные сети» и ВМУП  «Тепловые сети».  В общей совокупности на них приходится 30% от общего потребления электроэнергии республикой.

Как следует из таблицы 2, в 2010-2011 годах наблюдается рост потребления электроэнергии.Рост потребления электроэнергии связан с экономическим оживлением и восстановительным ростом в секторах экономики, наиболее пострадавшими от кризиса, – обрабатывающей промышленности, в том числе машиностроительном производстве.

Перечень  основных потребителей электрической энергии:

Таблица  7

№№

п/п

Наименование  потребителя

Место

расположения

Вид деятельности

Годовой объем электропотребления,

млн кВтч

Максимум нагрузки (заявленный),

МВт

Максимум нагрузки

(фактический),

МВт

1.

ОАО  «Электроцинк»

г. Владикавказ,

ул. Заводская, 1

27.43 производство цветных металлов

454,7

65,0

72,0

2.

ООО  «Моздокэнергосбыт»

г. Моздок,

ул. Степная, 23

40.13.2 распределение электроэнергии

69,4

11,0

10,57

3.

ОАО  «Победит»

г. Владикавказ,

ул. Заводская, 1а

27.45 производство твердосплавной продукции

41,6

6,0

6,4

4.

ОАО «Оборонэнергосбыт»

г. Владикавказ

40.10.5 оптовая торговля электрической и тепловой энергией

22,9

4,2

3,5

5.

МУП  «Водопроводные сети»

г. Владикавказ,

ул. Шегрена, 74

41.00 сбор, очистка и распределение воды

64,3

10,3

9,5

6.

ВМУП  «Тепловые сети»

г. Владикавказ,

ул. Пожарского, 23

40.30.14 производство и распределение тепловой энергии

38,0

7,5

7,34

Итого:

690,9

104,0

105,31

3.5.  Перечень основных энергорайонов на территории Республики Северная Осетия – Алания  с указанием  потребления электрической энергии и мощности за 2007-2011 годы

Таблица 8

№№

п/п

Наименование энергоузла

2007 г.

2008 г.

2009 г.

2010 г.

2011 г.

1.

МУП «Моздокские электрические сети»

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

57,690

61,632

62,176

66,118

69,386

Максимальная нагрузка, МВт

9,03

9,36

9,6

10,26

10,57

2.

МП «Ардонские электрические сети»

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

25,408

26,567

27,293

27,998

30,121

Максимальная нагрузка, МВт

3,68

3,82

4,01

4,22

4,48

3.

ООО «Осетия – Энергосети»

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

41,450

42,590

40,283

45,072

49,438

Максимальная нагрузка, МВт

6,17

6,36

6,0

6,72

6,3

4.

МП «Дигорская городская сетевая компания»

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

22,230

22,533

22,568

23,718

15,315

Максимальная нагрузка, МВт

3,30

3,42

3,43

3,53

2,28

5.

ООО «Энергоресурс» (г. Алагир)

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

39,680

40,015

40,064

40,185

42,692

Максимальная нагрузка, МВт

5,90

6,0

6,0

6,0

6,35

6.

ООО «Энергоресурс» (Садонское ПУЖКХ)

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

24,350

23,598

23,702

21,160

22,273

Максимальная нагрузка, МВт

3,62

3,45

3,50

3,15

3,31

7.

ООО «Энергоресурс» (Фиагдонское ПОЖКХ)

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

5,860

5,578

5,826

5,624

5,855

Максимальная нагрузка, МВт

0,84

0,81

0,84

0,82

0,87

8.

ОАО «РЖД»

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

59,650

58,530

58,760

59,582

58,827

Максимальная нагрузка, МВт

13,4

13,16

13,20

13,40

13,23

9.

ОАО «Оборонэнерго»

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

21,830

21,650

22,320

22,572

23,558

Максимальная нагрузка, МВт

3,25

3,2

3,32

3,4

3,51

10.

ОАО «Электроцинк»

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

459,551

440,781

421,560

451,533

454,7

Максимальная нагрузка, МВт

60,8

60,3

59,8

64,0

72,0

11.

ОАО «Победит»

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

41,461

39,882

30,662

32,459

41,621

Максимальная нагрузка, МВт

5,3

5,1

3,9

4,3

6,4

12.

ВМУП «Владикавказэнерго»

Годовой объем электропотребления, млн кВтч

608,300

613,305

618,520

620,089

662,185

Максимальная нагрузка, МВт

90,48

91,2

92,0

92,3

98,54

3.6. Динамикаизменения максимума нагрузки энергосистемы Республики Северная Осетия - Алания и крупных узлов нагрузки  за 1990-2011 годы

Динамика изменения собственного максимума нагрузки представлена в таблице 9.

Таблица 9

1990

1991

1998

2000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2007-

2011

Собственный максимум

нагрузки, МВт

432

445

354

383

420

427

404

425

404

410

405

410

Абсолютный  прирост максимума нагрузки, МВт

-

13

- 91

29

37

7

- 23

21

-21

6

- 5

6

Среднегодовые темпы прироста, %

-

3

- 20.4

8,2

9,7

1,7

- 5,4

- 5,2

- 4,9

1,5

- 1,2

1,5

Число часов использования максимума нагрузки:

Таблица 10

1990

1991

1998

2000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2007-

2011

Электропотребление,

млн кВтч

2596,5

2539,8

1857,7

2075,1

2137,1

2153,7

2144,8

2187,3

2140,8

2166,3

2301,1

10940,2

Собственный максимум нагрузки, МВт

432

445

354

383

420

427

404

425

404

410

405

410

Число часов использования максимума, час

6010

5707

5247

5418

5088

5043

5309

5146

5299

5283

5681

5336

Изменение максимума нагрузки по  Республике Северная Осетия – Алания за период 1990-2011 годы

Динамика изменения максимума нагрузки крупных узлов нагрузки:

Таблица 11

2007

2008

2009

2010

2011

Нагрузка  по региону, МВт

404

425

404

410

405

рост, %

-

5,2

- 4,9

1,5

- 1,2

МУП «Моздокские электрические сети»

9,03

9,36

9,6

10,26

10,57

рост, %

МП «Ардонские электрические сети»

3,68

3,82

4,01

4,22

4,48

рост, %

-

3,8

5,0

5,2

6,2

ООО  «Осетия – Энергосети»

6,17

6,36

6,0

6,72

6,3

рост, %

-

3,0

-5,7

12,0

-6,25

МП «Дигорская городская сетевая компания»

3,30

3,42

3,43

3,53

2,28

рост, %

-

3,6

0,3

2,9

-35,4

ООО  «Энергоресурс»

(г. Алагир)

5,90

6,0

6,0

6,0

6,35

ОАО  «РЖД»

13,4

13,16

13,20

13,40

13,23

рост, %

-

- 1,8

0,3

1,5

-1,3

ОАО  «Оборонэнерго»

3,25

3,2

3,3

3,4

3,51

рост, %

-

- 1,5

3,1

3,0

3,2

ПС 110/6 кВ Электроцинк-I

ПС 110/6 кВ

Электроцинк-II

60,8

60,3

59,8

64,0

72,0

рост, %

-

- 0,8

- 0,8

7,0

12,5

ПС 110/6  кВ Победит

5,3

5,1

3,9

4,3

6,4

рост, %

-

- 3,8

- 23,5

2,6

48,8

ВМУП  «Владикавказэнерго»

90,48

91,2

92,0

92,3

98,54

рост, %

-

0,8

0,9

0,3

6,8

3.7. Структура установленной мощности на территории Республики Северная Осетия – Алания

3.7.1.  Состав существующих электростанций

Производство электроэнергии на территории Республики Северная Осетия – Алания осуществляется электростанциями по состоянию на 01.01.2012 г.:

Филиала ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал»- Дзауджикауской ГЭС, ЭзминскойГЭС, Гизельдонской ГЭС, Беканской ГЭС и Кора-Урсдонской ГЭС. Общая установленная мощность электростанций –76,9 МВт;

Головной ГЭС каскада  Зарамагских ГЭС на реке Ардон установленной мощностью 15 МВт;

Павлодольской ГЭС установленной мощностью  2,62  МВт;

ТЭС ОАО «Бесланский маисовый комбинат» мощностью 6МВт.

Состав электростанций Северокавказской энергосистемы в 2011 году по данным Филиала ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ с группировкой по принадлежности к энергокомпаниямпредставлен в таблице 12.

Таблица 12

Наименование объекта

Мощность, МВт

Наименование компании

Гизельдонская ГЭС

22,8

ОАО  «РусГидро»

Эзминская ГЭС

45

Дзауджикауская  ГЭС

8

Беканская ГЭС

0,5

Кора–Урсдонская ГЭС

0,6

Головная  ГЭС  «Зарамагские ГЭС »

15

ОАО  «Зарамагские ГЭС»

Павлодольская ГЭС

1,6

ОАО  «РусГидро»

ТЭС БМК

6,0

ОАО «БМК»

Итого:

99,5

Примечание: в связи с перемаркировкой агрегатов Павлодольской ГЭС установленную мощность электростанций энергосистемы в 2012 году считать 100,52 МВт с учетом мощности Павлодольской ГЭС 2,62 МВт.

Структура  мощности существующих в 2011 году электростанций по принадлежности к энергокомпаниям по данным Филиала ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ

Структура установленной мощности в 2011 году по типам генерирующих мощностей представлена в таблице 13.

Таблица 13

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт/Гкал

ТЭС/ТЭЦ,  в том числе:

ТЭС БМК

6,0/35,0

ГЭС, в том числе:

Гизельдонская ГЭС

22,8

Эзминская ГЭС

45

Дзауджикауская  ГЭС

8

Беканская ГЭС

0,5

Кора–Урсдонская ГЭС

0,6

Головная ГЭС  «Зарамагские ГЭС»

15

Павлодольская ГЭС

1,6

Итого:

99,5/35,0

Структура  существующих в 2011 году электростанций по типам генерирующих мощностей

             

Состав (перечень) электростанций в Республике Северная Осетия – Алания на 01.01.2012 г.

Таблица 14

Наименование  станции

Номер агрегата

Тип

оборудования

Год

ввода

Вид топлива, энергии

Место расположения

Установленная мощность (на конец 2011 года), МВт

Эзминская ГЭС

1

ВГС-325-135-14

1954

вода

с. Чми, 1,5 км от южного выезда из

с. Чми

15

2

ВГС-325-135-14

15

3

ВГС-325-135-14

15

Гизельдонская ГЭС

1

ЗГ-9500/500

1934

вода

Пригородный район,1,8 км от южной окраины

с. Кобан

7,6

2

ЗГ-9500/500

7,6

3

ЗГ-9500/500

7,6

Дзауджикауская ГЭС

1

ВГС-325/39-20

1949

вода

г. Владикавказ, ул. В.Абаева, 63

3

2

Allice Chalmers (США)

1948

2,5

3

Allice Chalmers (США)

1948

2,5

Беканская ГЭС

1

VEW-396/18-6

1945

вода

Ардонский район,

с. Бекан

0,25

2

VEW-396/18-6

1951

0,25

Кора-Урсдонская ГЭС

1

СГ-2-85/45-12-УЗ

2000

вода

Дигорский район, с. Кора-Урсдон

0,3

2

СГ-2-85/45-12-УЗ

2000

0,3

Зарамагская ГЭС

1

СВ 565/139-30 УХЛ-4

2009

вода

Алагирский район, Касарское ущелье, в 2 км ниже с. Нижний Зарамаг

15

Павлодольская ГЭС

1

ПР 245/10-ВБ220

1965

вода

Моздокский район,

ст. Павлодольская

1,31

2

ПР 245/10-ВБ220

1965

1,31

ТЭС БМК

1

Р-6-35-5М

1989

газ

Правобережный район, г. Беслан,

ул. Гагарина,1

6,0

В соответствии со  Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годыв 2012 году планируется ввод Фиагдонской МГЭС и Фаснальской МГЭС.

Перечень вводимых в эксплуатацию генерирующих объектов на территории Республики Северная Осетия – Алания в 2012 году представлен в таблице 15.

Таблица  15

№№

п/п

Наименование

станции

Год

ввода

Показатель

Обоснование

необходимости

строительства

Стоимость

строитель-ства,

млн руб.

Мощность,

МВт

Среднегодовая

выработка,

млн кВтч

1.

Фаснальская МГЭС

2012

6,4

20,37

Увеличение генерирующих мощностей

341,8

2.

Фиагдонская МГЭС

2012

5,0

23,7

Увеличение генерирующих мощностей

730,0

В 2012 году вывода генерирующих мощностей не планируется.

Структура установленной мощности по типам генерирующих мощностей по состоянию на 1 января 2013 г. с учетом ввода генерирующих объектов в 2012 году представлена в таблице 16.

Таблица 16

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт/Гкал

ТЭС/ТЭЦ,  в том числе:

ТЭС БМК

6,0/35,0

ГЭС, в том числе:

Гизельдонская ГЭС

22,8

Эзминская ГЭС

45

Дзауджикауская  ГЭС

8

Беканская ГЭС

0,5

Кора–Урсдонская ГЭС

0,62

Головная ГЭС  «Зарамагские ГЭС»

15

Павлодольская ГЭС

2,621

Фиагдонская МГЭС

5,0

Фаснальская МГЭС

6,4

Итого:

111,92/35,0

1 -  с учетом перемаркировки агрегатов ГЭС

Состав (перечень) электростанций в Республике Северная Осетия – Алания на 01.01.2013 г.

Таблица 17

Наименование  станции

Номер агрегата

Тип

оборудования

Год

ввода

Вид топлива, энергии

Место расположения

Установленная мощность (на конец 2011 года), МВт

Эзминская ГЭС

1

ВГС-325-135-14

1954

вода

с. Чми, 1,5 км от южного выезда из

с. Чми

15

2

ВГС-325-135-14

15

3

ВГС-325-135-14

15

Гизельдонская ГЭС

1

ЗГ-9500/500

1934

вода

Пригородный район,1,8 км от южной окраины

с. Кобан

7,6

2

ЗГ-9500/500

7,6

3

ЗГ-9500/500

7,6

Дзауджикауская ГЭС

1

ВГС-325/39-20

1949

вода

г. Владикавказ, ул. В.Абаева, 63

3

2

Allice Chalmers (США)

1948

3,2

3

Allice Chalmers (США)

1948

3,2

Беканская ГЭС

1

VEW-396/18-6

1945

вода

Ардонский район,

с. Бекан

0,25

2

VEW-396/18-6

1951

0,25

Кора-Урсдонская ГЭС

1

СГ-2-85/45-12-УЗ

2000

вода

Дигорский район, с. Кора-Урсдон

0,32

2

СГ-2-85/45-12-УЗ

2000

0,32

Зарамагская ГЭС

1

СВ 565/139-30 УХЛ-4

2009

вода

Алагирский район, Касарское ущелье, в 2 км ниже с. Нижний Зарамаг

15

Павлодольская ГЭС

1

ПР 245/10-ВБ220

1965

вода

Моздокский район,

ст. Павлодольская

1,31

2

ПР 245/10-ВБ220

1965

1,3

ТЭС БМК

1

Р-6-35-5М

1989

газ

Правобережный район, г. Беслан,

ул. Гагарина,1

6,0

Фаснальская МГЭС

1

ГА-9

2008

вода

Ирафский район,

с. Фаснал

1,6

2

ГА-9

2008

1,6

3

ГА-9

2008

1,6

4

ГА-10М

2008

1,6

Фиагдонская МГЭС

1

Не определены

-

вода

Алагирский район,

Р. Фиагдон

2,5

2

Не определены

-

2,5

3.7.2.  Структура выработки электроэнергии

Структура выработки электроэнергии в 2010 и 2011 годах  по объектам генерации представлена в таблице 18.

Таблица 18

Наименование объекта

Выработка электроэнергии,

млн кВтч

Структура

2011 г.,

%

Изменение выработки к предыдущему году,

%

2010 г.

2011 г.

Выработка электроэнергии

412,7

367,3

100

-11,02

в том числе:

ГЭС

412,7

366,8

99,87

- 11,12

ТЭС

0

0,500

0,13

-

Структура  производства электроэнергии по типам электростанций и видам собственности  в 2007-2011 годах представлена в таблице 19.

Таблица 19

Генерирующие объекты

Вид собственности

Производство электроэнергии, млн кВтч

2007

2008

2009

2010

2011

Филиал ОАО «РусГидро» - «Северо– Осетинский Филиал»

ОАО «РусГидро»

325,7

354,7

368,7

372,5

328,7

Зарамагская ГЭС

ОАО «Зарамагские ГЭС»

-

-

3,1

40,2

38,1

ТЭС БМК

ОАО «БМК»

0

0

0

0

0,50

Итого:

325,7

354,7

371,8

412,7

367,3

Структура производстваэлектроэнергии по видам собственности

в 2011 году

3.8. Структура объектов электросетевого комплекса напряжением 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия - Алания

3.8.1.Электрические сети Филиала ОАО «ФСК ЕЭС» Магистральных  электрических сетей Юга

На территории республики находятся следующие объекты Филиала «ФСК ЕЭС» МЭС Юга:

ПС 330 кВ «Владикавказ – 2» (В-2) – важный опорный узел межсистемных электрических связей  Объединения Юга, обеспечивающий реверсивные  перетоки мощности и энергии между восточной и западной его частями;

ПС 330 кВ «Владикавказ-500» (В-500) - предназначена для повышения надежности функционирования сетей 330 кВ Объединения Юга и Республики Северная Осетия – Алания;

ПС  330 кВ «Моздок-330» (Моздок-330) – предназначена для повышения надежности функционирования сетей 330 кВ Объединения Юга и Республики Северная  Осетия – Алания, а также обеспечения надежного электроснабжения газоперекачивающей станции, расположенной в Моздокском районе;

высоковольтные линии электропередачи напряжением 330 кВ: ВЛ 330 кВ «Невинномысск - Владикавказ–2», ВЛ 330 кВ  «Моздок-330 – Прохладная-2» , ВЛ  330 кВ «Владикавказ-2 – Грозный-330» , ВЛ 330 кВ «Владикавказ-2 – Владикавказ-500», ВЛ 330 кВ «Владикавказ-500 – Моздок-330»;

высоковольтная линия электропередачи напряжением 110 кВ -ВЛ Северный Портал – Джава.

Таблица 20

Воздушные линии всего, км

170,54

в том числе:

напряжение 330 (в габаритах 500) кВ

Невинномысск -500 – Владикавказ-2

46,45

напряжением 330 кВ

Владикавказ-2 – Владикавказ-500

11,8

Владикавказ-500 – Моздок -330

60,47

Владикавказ-2 – Грозный -330

12,26

Моздок-330 – Прохладная-2

34,7

напряжение 110 кВ

Северный Портал - Джава

4,86

Подстанции, шт.

4

в том числе:

напряжением 330 кВ

3

напряжением 110 кВ

1

Таблица 21

Оборудование подстанций

Силовые трансформаторы (автотрансформаторы)

Шт.

Мощность,

МВА

в том числе:

напряжением 330 кВ

6

1 050

напряжением 110 кВ

4

99,3

Итого:

10

1 149,3

Шунтирующие реакторы

в том числе:

напряжением 500 кВ

3

180

напряжением 330 кВ

-

-

напряжением 110 кВ

-

-

Батареи статических конденсаторов

-

-

в том числе:

напряжением 110 кВ

-

-

напряжением 6-10 кВ

-

-

3.8.2. Электрические сети 110 кВ и ниже Северо – Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа»

Количество предприятий электрических сетей - 1,  в том числе количество предприятий электрических сетей, обслуживающих сетевые объекты ОАО «ФСК ЕЭС» – нет.

Районных электрических сетей, обслуживающих сельские электрические сети  - 9, в том числе Алагирские РЭС, Ардонские РЭС, Дигорские РЭС, Ирафские РЭС, Кировские РЭС, Моздокские РЭС, Правобережные РЭС, Октябрьские РЭС и Архонские РЭС.

Состав электрических сетей Северо-Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа» (у.е.) по состоянию на 1 января 2012 г. представлен в таблице 22:

Таблица 22

Оборудование

Количество (тыс. у.е.) по состоянию на 01.01.2012

2008

2009

2010

2011

ПС 110 кВ

8,014

8,014

8,014

6,863

ПС-35 кВ

5,324

5,324

5,324

4,203

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-20 кВ

10,992

10,992

10,992

6,833

ВЛ 110 кВ

1,233

1,233

1,329

1,064

ВЛ-35 кВ

0,571

0,571

0,571

0,569

ВЛ 0,4-10 кВ

7,374

7,374

7,374

7,853

КЛ 0,4-10 кВ

0,0355

0,0355

0,0355

0,0355

Итого:

33,544

33,544

33,64

27,42

Арендованных электрических сетей в 2011г. не было.

Количество понизительных подстанций 35 кВ и выше, мощность силовых трансформаторов всех классов напряжения на ПС  районных сетевых компаний СОФ ОАО «МРСК Северного Кавказа  представлены в таблице 23.

Таблица 23

№№п/п

Наименование показателей

Коли-чество

Мощность,

МВА

1

2

3

Понизительные подстанции

1.

Понизительные подстанции (ПС) 110/35/6-10 кВ

37

1 128,7

2.

Понизительные подстанции (ПС) 35/6-10 кВ

37

205,56

3.

Резервные силовые трансформаторы  в СОФ  ОАО «МРСК СК»

-

-

4.

Понизительные подстанции 110  кВсельскохозяйственного назначения

11

194,1

5.

Понизительные подстанции 35  кВсельскохозяйственного назначения

30

150,2

Сведения о протяженности линий электропередачи, в том числе сельскохозяйственного назначения, приведены в таблице 24:

Таблица 24

№№

п/п

Наименование филиала

Кол-во,

шт.

Протяженность по трассе,

км

Протяженность по цепям,

км

1.

Северо-Осетинский

ВЛ-10 кВ

149

1466

1469

ВЛ-6 кВ

85

653

653

ВЛ-0,4 кВ

2020

3111

3111

ВЛ-110 кВ

71

855

918

ВЛ-35 кВ

56

455

503

Итого:

2381

6540

6654

Подстанции 110 кВ Северо-Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа»:

Таблица 25

Класс напряжения подстанции

Количество подстанций,

шт.

Количество силовых трансформаторов, шт.

Установлен-ная мощность, МВА

110

37

67

1 128,7

              Линии электропередачи 110 кВ Северо-Осетинского Филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа»:

Таблица 26

Тип линии, напряжение,

кВ

Количество,

шт.

Протяженность, км

по трассе

по цепям

ВЛ-110

71

854,905

918,015

             

3.8.3. Структура объектов электросетевого комплекса напряжением 110 кВ и ниже других хозяйствующих субъектов Республики Северная Осетия – Алания

В системе имеются также подстанции 110 кВ  других владельцев: ОАО  «Исток», ОАО  «БОР», ОАО  «Мичуринский спиртзавод», ОАО  «РЖД», Северо – Осетинской таможня, Кавказская тоннельно-строительная компания, ОАО  «Электроцинк», Филиала ОАО 
«РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал».

Трансформаторы других владельцев:

Таблица 27

Класс напряжения подстанции

Количество подстанций,

шт.

Количество силовых трансформаторов,

шт.

Установленная мощность, МВА

110

12

22

402,9

Линии электропередачи  других владельцев:

Таблица 28

Тип линии, напряжение,

кВ

Количество,

шт.

Протяженность,

км

ВЛ-110

6

44,8

Примечание: поименный список трансформаторов и линий электропередачи см. таблицы 30 и 31.

Сведения о протяженности линий электропередачи, характеристики электрических сетей напряжением 10 кВ и ниже, состав и количество электротехнического оборудования подстанций муниципальных электрических сетей приведены в таблице 29.

Таблица 29

№№

п/п

Наименование

сетевых

организаций

Подстанции

10/6/0,4 кВ

Линии электропередачи

10-6-0,4 кВ

шт.

МВА

шт.

км

1.

ВМУП «Владикавказэнерго»

567

115

524

1115,3

2.

ООО «Осетия-Энергосети»

72

24,3

328

402,4

3.

МП «Дигорская городская сетевая компания»

25

9,64

86

352,6

4.

Электрические сети Алагирского района

35

12,7

188

538,1

5.

МП «Ардонские электрические сети»

52

11,65

162

322,1

6.

МУП «Моздокские электрические сети»

106

95,74

402

316,1

Итого:

857

269,03

1 690

3 046,6

3.8.4.  Основные характеристики электросетевого хозяйства  110кВ и выше Республики Северная Осетия – Алания

На территории Республики Северная Осетия - Алания Филиал ОАО  «ФСК ЕЭС» МЭС Юга осуществляет эксплуатацию сетей и подстанций, входящих в состав Единой национальной электрической сети напряжением 110кВ и выше:

подстанции:ПС 330 кВ«Владикавказ-2», ПС 330 кВ «Bладикавказ-500» и ПС 330 кВ «Моздок-330», ПС 110 кВ Северный Портал;

высоковольтные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше: ВЛ 330 кВ «Владикавказ – 2 – Невинномысск», ВЛ 330 кВ  «Моздок-330 – Прохладная-2», ВЛ 330 кВ «Владикавказ-2 – Грозный-330», ВЛ 330 кВ «Владикавказ-2 – Владикавказ-500», ВЛ 330 кВ «Владикавказ-500 – Моздок-330»,ВЛ 110 кВ Северный Портал – Джава (Л-129).

Перечень трансформаторов сети 110 кВ и выше Филиала ОАО  «ФСК ЕЭС» МЭС Юга, Северо-Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа» и других владельцев объектов сетевого хозяйства представлен в таблице 30.

Таблица 30

№№

п/п

Наименование подстанции

Номер

тр-ра

Мощ-ность,

МВА

Напряже-ние,

кВ

Диапазон регулирования

напряжения

ПБВ

РПН

1

2

3

4

5

6

7

Филиал ОАО  «ФСК ЕЭС» МЭС Юга

1.

Владикавказ-2

АТ-1

200

330

15 ступеней

2.

Владикавказ-2

АТ-3

200

330

15 ступеней

3.

Владикавказ - 500

АТ-3

200

330

15 ступеней

4.

Владикавказ - 500

АТ-4

200

330

15 ступеней

5.

Моздок -330

АТ-1

125

330

15ступеней

6.

Моздок -330

АТ-2

125

330

15 ступеней

7.

Моздок -330

Т-1

15

110

5 ступеней

8.

Моздок -330

Т-2

15

110

5 ступеней

9.

Моздок -330

Т-3

63

110

10 ступеней

10.

Северный Портал(аренда)

Т-1

6,3

110

115±9*1,78

19 ступеней

Северо – Осетинский филиал ОАО  «МРСК Северного Кавказа»

11.

Алагир

Т-1

12

110

115±2*2,5

12.

Алагир

Т-2

10

110

115±9*1,78

13.

Ардон-110

Т-1

16

110

115±9*1,78

14.

Ардон-110

Т-2

10

110

115±9*1,78

15.

АЗС

Т-1

10

110

110±2*2,5

16.

АЗС

Т-2

6,3

110

110±2*2,5

17.

Беслан

Т-1

16

110

115±9*1,78

18.

Беслан

Т-2

25

110

115±9*1,78

19.

Беслан-Северная

Т-1

16

110

115±9*1,78

20.

Беслан-Северная

Т-2

16

110

115±9*1,78

21.

Владикавказ-1

Т-1

25

110

115±9*1,78

22.

Владикавказ-1

Т-2

20

110

112±4*2,5

23.

Владикавказ-1

Т-3

20

110

110±2*2,5

24.

Верхний Згид

Т-1

6,3

110

110±2*2,5

25.

Восточная

Т-1

10

110

115±4*2,5

26.

Дзуарикау

Т-1

6,3

110

115±2*2,5

27.

Дзуарикау

Т-2

6,3

110

115±9*1,78

28.

Дигора-110

Т-1

10

110

115±4*2,5

29.

Дигора-110

Т-2

10

110

115±9*1,78

30.

Западная

Т-1

16

110

115±9*1,78

31.

Западная

Т-2

14

110

115±2*2,5

32.

Заманкул

Т-1

10

110

115±4*2,5

33.

Зарамаг

Т-1

14

110

115±2*2,5

34.

Зарамаг

Т-2

16

110

115±9*1,78

35.

Змейская

Т-1

7,5

110

115±2*2,5

36.

Змейская

Т-2

10

110

115±9*1,78

37.

Кармадон

Т-1

6,3

110

115±9*1,78

38.

Карца

Т-1

16

110

115±4*2,5

39.

Карца

Т-1

16

110

115±9*1,78

40.

Левобережная

Т-1

25

110

115±9*1,78

41.

Левобережная

Т-2

25

110

115±9*1,78

42.

Мизур

Т-1

16

110

115±9*1,78

43.

Моздок-110

Т-1

16

110

110±4*2,5

44.

Моздок-110

Т-2

16

110

115±4*2,5

45.

Ногир-110

Т-1

16

110

115±9*1,78

46.

Ногир-110

Т-2

16

110

115±9*1,78

47.

Нузал

Т-1

6,3

110

115±9*1,78

48.

Нузал

Т-2

12

110

110±2*2,5

49.

Ольгинская

Т-1

16

110

115±9*1,78

50.

Победит

Т-1

40

110

115±9*1,78

51.

Победит

Т-2

40

110

115±9*1,78

52.

Предмостная

Т-1

10

110

110±4*2,5

53.

Предмостная

Т-2

10

110

110±4*2,5

54.

РП-110

Т-1

32

110

115±4*2,5

55.

РП-110

Т-2

40

110

115±9*1,78

56.

Северо-Западная

Т-1

25

110

115±9*1,78

57.

Северо-Западная

Т-2

25

110

115±4*2,5

58.

Северо-Восточная

Т-1

20

110

115±8*2

59.

Северо-Восточная

Т-2

20

110

115±4*2,5

60.

Терек-110

Т-1

10

110

115±4*2,5

61.

Терек-110

Т-2

10

110

115±9*1,78

62.

Терская

Т-1

16

110

115±9*1,78

63.

Терская

Т-2

16

110

115±9*1,78

64.

Унал

Т-1

6,3

110

110±4*2,5

65.

Фиагдон

Т-1

6,3

110

115±9*1,78

66.

Фиагдон

Т-2

6,3

110

115±9*1,78

67.

ЦРП-1

Т-1

16

110

115±9*1,78

68.

ЦРП-1

Т-2

16

110

115±9*1,78

69.

Чикола-110

Т-1

10

110

115±9*1,78

70.

Чикола-110

Т-2

10

110

115±9*1,78

71.

Электроцинк-1

Т-1

40

110

115±9*1,78

72.

Электроцинк-1

Т-2

31,5

110

115±9*1,78

73.

Эльхотово

Т-1

16

110

115±9*1,78

74.

Юго-Западная

Т-1

25

110

115±9*1,78

75.

Юго-Западная

Т-2

25

110

115±9*1,78

76.

Янтарь

Т-1

40

110

115±9*1,78

77.

Янтарь

Т-2

25

110

115±9*1,78

Другие владельцы

78.

ГизельдонГЭС

Т-1

10

110

115±4*2,5

79.

ГизельдонГЭС

Т-2

10

110

115±4*2,5

80.

Гизельдон. ГЭС

Т-3

10

110

115±4*2,5

81.

Дзау ГЭС

Т-1

16

110

115±9*1,78

82.

Дзау ГЭС

Т-2

16

110

115±9*1,78

83.

Павлодольская-110

Т-1

10

110

115±9*1,78

84.

Эзминская ГЭС

Т-1

40

110

121±2*2,5

85.

Эзминская ГЭС

Т-2

40

110

115±9*1,78

86.

Электроцинк-II

Т-1

40

110

115±9*1,78

87.

Электроцинк-II

Т-2

32

110

112±8*1,49

88.

Электроцинк-II

Т-3

25

110

115±9*1,78

89.

Беслан-тяговая

Т-1

25

110

115±9*1,78

90.

Беслан-тяговая

Т-2

25

110

115±9*1,78

91.

Исток

Т-1

6,3

110

115±9*1,78

92.

Исток

Т-2

6,3

110

115±9*1,78

93.

Мичурино-110

Т-1

6,3

110

115±9*1,78

94.

Моздок-тяговая

Т-1

20

110

112±4*2,5

95.

Моздок-тяговая

Т-2

40

110

115±9*1,78

96.

Нар

Т-1

2,5

110

115±9*1,78

97.

Штольня

Т-1

2,5

110

6,6±10*1,5

98.

Бор

Т-1

10

110

115±9*1,78

99.

Бор

Т-2

10

110

115±9*1,78

Итого:

2680,9

Перечень линии электропередачи 110 кВ и выше Филиала ОАО  «ФСК ЕЭС» МЭС Юга, Северо-Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа» и других владельцев объектов сетевого хозяйства представлен в таблице 31.

Таблица 31

Диспетчерский номер линии

Наименование линии

Напряжение,

кВ

Протяженность, км

Филиала ОАО  «ФСК ЕЭС» МЭС Юга

Моздок-330 – Прохладная-2

330

34,7

Владикавказ-2 –  Грозный-330

330

12,26

Владикавказ-2 –  Владикавказ-500

330

11,8

Владикавказ-500 –  Моздок-330

330

60,47

Невинномысск -  Владикавказ-2

330

46,45

129

Северный Портал - Джава

110

4,86

Северо- Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа»

1

Юго-Западная – ГизельдонГЭС

110

6,7

19,1

2

Северо-Западная – Владикавказ-1

110

1,64

3

Северо-Западная – ЦРП-1

110

2,35

4

Юго-Западная - Дзуарикау

110

6,7

14,93

5

Змейская – Ст. Лескен

110

19,361

7/32

РП-110 – Восточная– Юго-Западная

отп. на ПС Северо-Восточная

отп. на ДзауГЭС

110

27,9

7/8

РП-110 - ЭзмиГЭС

отп. на ПС Северо-Восточная

отп. на ДзауГЭС

110

30,49

11

Нузал – Фиагдон

110

8,95

18,67

14

Алагир – Унал

110

5,68

16,75

15

Мизур – Нузал

110

3,43

16

Кармадон – ГДГЭС

110

8,57

8,36

17

Кармадон – Фиагдон

110

9,44

8,36

18

Мизур – Унал

110

8,3

0,69

19

Владикавказ-2 – Беслан-тяговая

110

20,988

20

Владикавказ-2 – Владикавка-1

110

0,207

4,61

21

Владикавказ-2 – Владикавказ-1

110

4,715

22

Владикавказ-2 – Владикавказ-1

110

2,13

2,47

23

Беслан – Мичурино-110

110

13,03

24

Янтарь – Ногир-110

110

5,45

25

Эзм.ГЭС – Кармадон

110

12,365

26

Янтарь – Левобережная

110

7,04

2,4

27

Юго-Западная – Янтарь

110

6,87

11,14

28

Юго-Западная - Западная

110

2,634

29

Юго-Западная – Западная

110

2,634

30

Юго-Западная – Левобережная

110

10,97

2,4

31

ЭзмиГЭС - Юго-Западная

110

23,453

70

Беслан – Ногир-110

110

18,34

71

Северо-Западная – ЦРП-1

110

2,35

72

Беслан-тяговая – Беслан

110

2,8

73

РП-110 – В-2

110

3,65

74

РП-110 – В-2

110

3,65

75

РП-110 – Победит

110

4,34

76

РП-110 – Победит

110

4,34

77

Владикавказ-1 – Карца

110

5,3

78

РП-110 – Владикавказ-1

110

2,88

79

АЗС – Алагир

110

5,55

80

Ардон-110 – АЗС

110

12,7

81

Карца – РП-110

110

3,3

82

Алагир – Дзуарикау

110

0,69

17,69

85

Ардон-110 – Мичурино-110

110

19,9

89

Терек-110 – Екатериноградская

110

8,678

Екатериноградская – Прохладный

15,736

90

Моздок-330 – Павлодольская-110

110

27,321

Павлодольская-110 – Терек

0,61

103

Владикавказ-500 – Янтарь

110

22,2

104

Владикавказ-500 – Янтарь

110

22,2

105

Нузал – Верхний Згид

110

7,867

106

Владикавказ-500 – Исток

110

3,92

20,56

107

РП-110 – В-500

110

14,83

108

РП-110 – В-500

110

14,83

109

Моздок-330 – Моздок-тяговая

110

7,116

110

Моздок-330 – Моздок-тяговая

110

7,116

111

Эльхотово – Змейская

110

8,35

0,9

112

Ардон-110 – Эльхотово

110

24,3

0,9

113

Эльхотово – Заманкул

110

20,558

Заманкул – Беслан-Северная

25,189

114

Беслан-Северная – Исток

110

0,6

3,92

118

Владикавказ-1 – Янтарь

110

1,9

0,175

1,5

124

Фиагдон – Северный Портал

110

0,95

33,95

125

Северо-Западная – Янтарь

110

1,98

126

Владикавказ-1 – Янтарь

110

2,98

127

Нузал – Штольня

110

10,118

Штольня – ГЗГЭС

6,78

227

ГЗГЭС – Зарамаг

110

1,78

128

Зарамаг – Нар

110

2,9

5,8

Нар –  Северный Портал

5,8

130

Моздок-110 - Предмостная

110

9,693

131

Предмостная – Терская

110

15,02

2,58

133

Владикавказ-500 - Ольгинская

110

1,5

134

Владикавказ-500 – Ольгинская

110

1,5

135

Моздок-330 – Моздок-110

110

3,162

136

Ардон-110 – Дигора-110

110

18,0

137

Моздок-330 – Терская

110

7,314

138

Дигора-110 – Чикола-110

110

19,2

203

Владикавказ-2 – оп. №36

110

14,375

209

Эльхотово - Муртазово

110

22

Прочие владельцы

33

В-2 – Бор

110

1,8

34

В-2 – Бор

110

1,8

101

Владикавказ-500 – Электроцинк-II

110

20,6

102

Владикавказ-500 – Электроцинк-II

110

20,6

Итого:

1 133,355

Основные  53 системные подстанции 110-330 кВ размещены в центрах нагрузок, что обеспечивает оптимальную их загрузку.

Размещение  по районам республики крупных системных подстанций (шт.):

г. Владикавказ -16;

Моздокский район – 7;

Алагирский район – 13;

Правобережный район – 5;

Ардонский район – 2;

Кировский район – 2;

Ирафский район – 1;

Дигорский район – 1;

Пригородный район – 6.

Подстанции в основном двухтрансформаторные, а их распределительные устройства имеют по две системы или секции шин, оборудованные секционными выключателями.

              Подстанции надежно связаны линиями электропередачи, что обеспечивает взаимное резервирование их питания и надежное электроснабжение потребителей.

Информация об оборудовании 110 кВ и выше, выведенном из эксплуатации в 2011- 2012 годах:

Таблица 32

Наименование объекта

Класс напряжения, кВ

Количество трансформаторов, шт.

Мощность, МВА

Причина вывода

ПС Северо-Западная

110

2

2х16

Увеличение мощности

ПС 110/35/6 кВ Беслан

110

2

2x16

Увеличение мощности

ПС 110/35/6 кВ Нузал

110

1

6,3

Увеличение мощности

Таблица 33

Наименование объекта

Класс напряжения, кВ

Протяженность, км

Причина вывода

-

-

-

-

              Информация об оборудовании 110 кВ и выше, выведенном  из эксплуатации на период формирования Республиканской программы:

Таблица 34

Электросетевой объект

Параметры объекта, км, МВА, МВАр

Год

Тип мероприятия

Источник информации

ПС 110 кВ
Северный Портал

2x6,3 МВА

2014

Замена двух трансформаторов мощностью 6,3 МВА на трансформаторы 10 МВА

Проект ИП ФСК

2012-2014 гг.

ПС 110/35/6 кВ Карца

2x16 МВА

2017

Замена двух трансформаторов мощностью 16 МВА на трансформаторы 25 МВА

ИП СОФ «МРСК СК»

на 2012-2017 гг.

3.8.5. Основные внешние связи  энергосистемы Республики Северная Осетия – Алания

Энергосистема Республики Северная Осетия – Алания имеет следующие межсистемные линии электропередачи.

На участке Филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа» – «Ставропольэнерго» - Северо-Осетинский филиал ОАО  «МРСК Северного Кавказа»:

ВЛ  330 кВ «Невинномысск- Владикавказ – 2»;

ВЛ  110 кВ «Троицкая – Моздок 330» (Л-158).

На участке Кабардино – Балкарский филиал ОАО  «МРСК Северного Кавказа – СОФ ОАО  «МРСК Северного Кавказа»:

ВЛ 330 кВ «Прохладная-2 – Моздок-330» ;

ВЛ 110 кВ «Прохладная-2 –  Терек» (Л-89);

ВЛ 110 кВ «Ст. Лескен –  Змейская» (Л-5);

ВЛ 110 кВ «Муртазово – Эльхотово» (Л-209).

На участке СОФ ОАО  «МРСК Северного Кавказа» - Ингушский филиал ОАО  «МРСК «Северного Кавказа»:

ВЛ 110 кВ «Владикавказ-2 – Плиево» (Л-203);

ВЛ 110 кВ «Владикавказ-500 – Плиево» (Л-12);

ВЛ 110 кВ «Владикавказ-500 – Плиево» (Л-13);

ВЛ 110 кВ «Владикавказ-500 –  Магас» (Л-151);

ВЛ 110 кВ «Владикавказ-500 –  Юго-Западная» (Л-150).

На участке СОФ ОАО  «МРСК Северного Кавказа» - ОАО  «Нурэнерго»:

ВЛ 330 кВ  «Владикавказ-2 -  Грозный-330» ;

ВЛ 110 кВ «Моздок-330 – Ищёрская» (Л-120);

ВЛ 110 кВ «Моздок-330 –  Ищёрская» (Л-129).

Межгосударственные связи:

На участке СОФ ОАО  «МРСК Северного Кавказа» - Сакэнерго (Грузинская энергосистема):

ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС –  Казбеги» (ВЛ-Дарьяли).

На участке СОФ ОАО  «МРСК Северного Кавказа» - ГУП «Энергоресурс» (Южная Осетия):

ВЛ 110 кВ «Северный Портал – Джава» (Л-129).

Внешние электрические связи энергосистемы Республики Северная Осетия – Алания представлены в таблице 33.

Таблица  35

№ п/п

Класс напряжения,

кВ

Наименование объекта

Протяженность,

км

со  Ставропольской  энергосистемой 

1.

330

Невинномысск – Владикавказ-2

317,0

2.

110

Троицкая – Моздок 330(Л-158)

45,0

с Кабардино- Балкарской энергосистемой

1.

330

Прохладная-2 – Моздок-330

62,508

2.

110

Прохладная-2 – Терек (Л-89)

24,74

3.

110

Ст. Лескен – Змейская (Л-5)

19,361

4.

110

Муртазово– Эльхотово (Л-209)

22,0

с Ингушской энергосистемой

1.

110

Владикавказ-2 –Плиево (Л-203)

14,38

2.

110

Владикавказ-500 – Плиево (Л-12)

14,0

3.

110

Владикавказ-500 – Плиево (Л-13)

23,1

4.

110

Владикавказ-500 –Магас  (Л-151)

10,206

5.

110

Владикавказ-500 – Юго-Западная (Л-150)

4,505

с Чеченской энергосистемой

1.

330

Владикавказ-2 – Грозный 330

114,4

2.

110

Моздок-330 –Ищёрская (Л-120)

46,4

3.

110

Моздок-330 –Ищёрская (Л-129)

47,8

Межгосударственные связи:

с Грузинской энергосистемой

1.

110

Эзминская ГЭС – Казбеги (ВЛ-Дарьяли)

24,2

с Юго-Осетинской энергосистемой

1

110

Северный Портал – Джава (Л-129)

39,5

3.9. Характеристика балансов  электрической энергии и мощности  за

2007-2011 годы

3.9.1. Балансы электрической мощности

Энергосистема Республики Северная Осетия – Алания является дефицитной по мощности. Потребность в электрической мощности собственными генерирующими объектами удовлетворяется на 20%. Спрос на мощность по республике удовлетворяется за счет сальдированного перетока  электроэнергии  из смежных энергосистем: Ставропольской, Дагестанской и Кабардино-Балкарской. Годовой максимум нагрузки потребителей Республики Северная Осетия – Алания зафиксирован 28 ноября 2011 года  при частоте электрического  тока 50 Гц, среднесуточной температуре наружного воздуха – 0,2оС и составил  405 МВт, что на 5 МВт (1,2%) ниже абсолютного максимума 2010 года. Максимум энергосистемы, совещенный с максимумом ЕЭС России, составил  368 МВт  20 января 2011 года в 18.00 при частоте 50,01 Гц.

Максимальная нагрузка электростанций республики в час прохождения  максимума нагрузки (по сведениям системного оператора) составила 28 МВт.

Фактический баланс мощности энергосистемы на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России в 2011 год по сведениям, представленным Филиалом ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ, совмещенный с максимумом  ЕЭС России,представлен в таблице 36.

Таблица 36

Показатели

Единица

измерения

Отчетные

значения

Потребность

Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России) 20.01.2011 г.

тыс. кВт

368

Передача мощности

тыс. кВт

-

Итого потребность

тыс. кВт

368

Покрытие

тыс. кВт

Установленная мощность на конец2011 г.

тыс. кВт

99,5

в том числе:

тыс. кВт

АЭС

тыс. кВт

-

ГЭС и ГАЭС

тыс. кВт

93,5

ТЭС, из них:

тыс. кВт

6

КЭС

тыс. кВт

-

ТЭЦ

тыс. кВт

-

ВИЭ

тыс. кВт

Ограничение мощности на час максимума нагрузки

тыс. кВт

71,5

Используемая в балансе мощность

тыс. кВт

28

Всего получение мощности

тыс. кВт

340

Итого покрытие максимума нагрузки

тыс. кВт

368

Избыток(+) /дефицит (-) мощности

тыс. кВт

-340

Фактический резерв

тыс. кВт

0

Ограничения установленной мощности на ГЭС связаны с техническим состоянием  оборудования, его конструктивными дефектами, износом оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за сезонной сработки водохранилища и ледового подпора.

Ограничение по мощности в момент прохождения зимнего максимума нагрузки составляет68,5 МВт. Однако недостаток располагаемой мощности на территории Республики Северная Осетия – Алания не приводит к вводу ограничения потребителей, так как имеющиеся межсистемные связи позволяют компенсировать дефицит за счет сальдо-перетока из смежных энергосистем.

Баланс мощности энергосистемы на час прохождения собственного максимума потребления Северокавказской энергосистемой в 2011 год  по сведениям, представленным филиалом ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ,   представлен в таблице 37.

Таблица 37

Показатели

Единица

измерения

Отчетные

значения

Потребность

Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России)28.11.2011 г. в 18.00

тыс. кВт

405

Передача мощности

тыс. кВт

-

Итого потребность

тыс. кВт

405

Покрытие

тыс. кВт

Установленная мощность на конец2011 г.

тыс. кВт

99,5

в том числе:

тыс. кВт

АЭС

тыс. кВт

-

ГЭС и ГАЭС

тыс. кВт

93,5

ТЭС, из них:

тыс. кВт

6

КЭС

тыс. кВт

-

ТЭЦ

тыс. кВт

-

ВИЭ

тыс. кВт

Ограничение мощности на час максимума нагрузки

тыс. кВт

68,5

Плановое ремонтное снижение мощности

3,0

Используемая в балансе мощность

тыс. кВт

28

Всего получение мощности

тыс. кВт

377

Итого покрытие максимума нагрузки

тыс. кВт

405

Избыток(+) /дефицит (-) мощности

тыс. кВт

-377

Фактический резерв

тыс. кВт

0

3.9.2.Балансы электрической энергии

Баланс электрической энергии в энергосистеме Республики Северная Осетия – Алания обеспечивается за счет собственной выработки  электрической энергии гидроэлектростанциями региона, которая составляет около 18% от потребности, и сальдированного перетока электроэнергии из смежных энергосистем. Объем выработки электроэнергии имеет сезонный характер: 7% в зимний период и до 33 % в летний.

Годовой объем потребления и производства электроэнергии в Республике Северная Осетия – Алания  в 2011 году по сведениям Филиала ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ представлен в таблице 38.

Таблица 38

Месяц

Потребление,

млн кВтч

Производство,

млн кВтч

январь

226,1

17

февраль

215,0

13,7

март

215,1

13,8

апрель

186,5

17,5

май

166,4

50,1

июнь

159,9

57,6

июль

163,4

59,9

август

160,9

51,9

сентябрь

142,2

34,5

октябрь

194,6

17,4

ноябрь

231,9

17,7

декабрь

239,1

16,2

Итого

2 301,1

367,3

Динамика потребления и производства электроэнергии  по месяцам 2011 года по сведениям Филиала ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ

Потребление электроэнергии в Республике Северная Осетия – Алания в 2011 году увеличилось на 134,7 млн кВтч, или 6,2% по сравнению с объемомв 2010 году.  Тенденция к росту потребления отмечалась на протяжении всего года, что свидетельствует о преодолении негативных явлений, возникших в 2007-2009 годах  в отечественной экономике вследствие мирового финансового кризиса. Рост электропотребления, обусловленный восстановлением  экономики республики, ожидается и в дальнейшем, так как связан с оживлением потребительского спроса и инвестиционной активностью, особенно в инфраструктурные проекты.

Балансэлектрической энергии в 2011 году по сведениямФилиала ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ представлен в таблице 39.

Таблица 39

Показатели

Единица

измерения

Отчетные

значения

Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия - Алания

млн кВтч

2 301,1

Передача электроэнергии

млн кВтч

-

Выработка электроэнергии, в том числе:

млн кВтч

367,3

АЭС

-

ГЭС

367,3

КЭС

ТЭЦ

ВИЭ

Получение электроэнергии из смежных энергосистем (ОРЭМ)

млн кВтч

1 933,8

Число часов использование  установленной мощности  электростанций

АЭС

часов в год

-

ГЭС

часов в год

3 691

КЭС

часов в год

ТЭЦ

часов в год

ВИЭ

часов в год

3.10. Динамика основных показателей энергоэффективности  за 2007-2011 годы

Экономика Республики Северная Осетия – Алания имеет многоотраслевой характер и представлена предприятиями промышленности, транспорта, строительства и агропромышленным комплексом.

Среди отраслей промышленности выделяются: цветная металлургия, пищевая, топливно-энергетическая, машиностроение и металлообработка. По итогам социально-экономического развития Республики Северная Осетия – Алания за 2011 год одними из основных причин, тормозящих рост  производства, названы такие, как использование низкопродуктивных, энергозатратных и материалоемких технологий, не позволяющих выпускать конкурентоспособную продукцию, сверхнормативный физический износ основных производственных  фондов промышленных предприятий, труднодоступность кредитных ресурсов, рост тарифов на электроэнергию, услуги железнодорожного и автомобильного транспорта.

Объем потребления электроэнергии в промышленности в 2011 году  составил 778,5 млн кВтч, или 33,8% от общего потребления электроэнергии республикой.

Потенциал энергосбережения  электроэнергии к 2017 году в промышленности оценивается от 14% до 20% (40,65-58,07 тыс. т у.т).

Общими мероприятиями по реализации данного направления для различных отраслей промышленности являются:

проведение энергетических обследований промышленных предприятий;

разработка и реализация промышленными предприятиями программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности;

анализ хозяйственной деятельности промышленных предприятий в целях определения доли энергозатрат в составе себестоимости продукции, выявления возможностей по внутреннему финансированию энергосберегающих мероприятий и разработки энергетической политики предприятия;

внедрение систем энергетического менеджмента на промышленных предприятиях;

оснащение промышленных предприятий приборами учета энергетических ресурсов, внедрение автоматизированных систем контроля и учета энергетических ресурсов;

вывод из эксплуатации старого оборудования, ввод новых мощностей, соответствующих по удельным расходам лучшей мировой практике, модернизации мощностей;

внедрение новых энергосберегающих технологий и оборудования в промышленности;

установка новых электродвигателей, соответствующих классу высокоэффективных, в том числе установка регулируемых приводов;

оптимизация систем сжатого воздуха, ликвидация утечек, утилизация тепла и др.;

использование энергоэффективных ламп с электронной пускорегулирующей аппаратурой, введение систем контроля за освещением при активизации использования дневного света;

повышение эффективности систем пароснабжения за счёт налаживания учёта пара, теплоизоляции паропроводов, арматуры, установки конденсатоотводчиков, использования вторичного тепла;

внедрение мероприятий по рекуперации тепла, связанной с его повторным использованием для технологических нужд;

внедрение энергоэффективных технологий при утилизации промышленных отходов.

В Республике Северная Осетия – Алания интенсивно развивается жилищное, в том числе индивидуальное, строительство.

Потенциал энергосбережения в строительстве оценивается в 5%-7% (0,35-0,50 тыс. т у.т).

Основными мероприятиями по реализации данного направления являются:

строительство зданий, строений, сооружений, включая многоквартирные дома, в соответствии с установленными законодательством об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности требованиями энергетической эффективности;

проектирование зданий, строений, сооружений, использование строительных материалов и деталей с учетом минимизации расхода энергетических ресурсов при производстве работ в условиях отрицательных температур;

обеспечение минимальных затрат энергетических ресурсов на освещение и внутриплощадочный транспорт материалов и конструкций при разработке генерального плана строительства;

организация учета и контроля расхода энергетических ресурсов при осуществлении строительно-монтажных работ;

использование специальных малоэнергоемких машин и механизмов, технологического оборудования и оснастки для производства строительно-монтажных работ;

широкое внедрение в проектирование и строительство отопительных систем с горизонтальной разводкой;

использование новых методов бетонирования в зимних условиях с применением химических добавок;

строительство зданий и сооружений с выполнением современных требований по тепловому сопротивлению наружных ограждений;

создание комплексной защитной термооболочки вокруг конструкций объектов капитального строительства, введение в конструкцию наружных ограждений замкнутых воздушных прослоек;

управление теплофизическими характеристиками ограждающих конструкций (вентилируемые воздушные прослойки и др.);

применение эффективных опалубочных систем многократного использования;

устройство вентиляции с рекуперацией тепла уходящего из помещения воздуха;

применение современных теплозащитных материалов, многослойных стеновых конструкций, энергосберегающего инженерного оборудования и сантехники;

применение систем автономного энергоснабжения объектов капитального строительства.

Республика занимает важное стратегическое положение в транспортной системе Северного Кавказа и обладает довольно развитой транспортно-инфраструктурной сетью. Транспортный комплекс представлен  автомобильным, воздушным и железнодорожным  транспортом.

Потенциал энергосбережения электрической энергии к 2017 году оценивается от 7% до 15% (1,18-2,52 тыс. т у. т).

Общими мероприятиями по энергосбережению и повышению энергетической эффективности для различных видов транспорта являются:

проведение энергетических обследований организаций транспорта;

разработка и реализация организациями транспорта программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности;

оптимизация транспортных потоков;

снижение потребления энергетических ресурсов на собственные нужды;

замещение нефтяного моторного топлива альтернативными видами топлива, прежде всего сжиженным природным газом;

обучение эффективному вождению.

Основными мероприятиями по энергосбережению и повышению энергетической эффективности при эксплуатации автомобильного транспорта в Республике Северная Осетия-Алания являются:

увеличение доли грузооборота и пассажирооборота, выполняемого автомобилями и автобусами с дизельными двигателями (дизелизация);

снижение удельных норм расхода топлива автомобильным транспортом за счет повышения КПД двигателей, трансмиссий, снижения собственной массы и аэродинамического сопротивления, увеличения доли радиальных шин;

оснащение автомобильного транспорта приборами регистрации параметров движения;

модернизация парка наземного общественного транспорта с целью сокращения потребления энергетических ресурсов и  выбросов вредных веществ в окружающую среду.

Основными мероприятиями по энергосбережению и повышению энергетической эффективности на железнодорожном транспорте являются:

ввод в эксплуатацию новых, более совершенных локомотивов, характеризующихся по сравнению с выпускаемыми в настоящее время повышенным КПД двигателей и передач, более совершенной системой охлаждения, меньшими расходами энергии на собственные нужды;

увеличение доли грузовых вагонов на роликовых подшипниках и долибесстыкового пути в целях снижения сопротивления движению;

дальнейшая электрификация железных дорог;

внедрение рекуперативного торможения на электрифицированных участках железных дорог;

увеличение массы поезда за счет повышения степени загрузки вагонов, применения вагонов повышенной грузоподъемности;

оптимизация планирования перевозок;

осуществление комплекса мероприятий по снижению потерь электроэнергии на тяговых подстанциях, реактивной мощности в системе электротяги и стационарных потребителей.

Ведущие отрасли сельскохозяйственного производства – птицеводство и молочное животноводство.

В республике достаточно сложное положение в агропромышленном комплексе. Недостаток финансовых средств приводит к дальнейшему ухудшению материально-технической базы сельскохозяйственных предприятий, значительным долгам  по налоговым платежам, энергетическим и другим ресурсам.

Основными мероприятиями по энергосбережению и повышению энергетической эффективностиявляются:

проведение энергетических обследований сельскохозяйственных предприятий, разработка и реализация сельскохозяйственными предприятиями программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности;

внедрение новых технологий и энергетического оборудования по использованию биомасс, местных видов топлива, растительных и древесных отходов для непосредственного сжигания или преобразования в энергоносители;

реконструкция и модернизация существующих систем энергоснабжения с внедрением газогенераторных установок;

термореновация производственных помещений;

оснащение сельскохозяйственных объектов системами микроклимата с новыми эффективными теплоутилизационными установками с использованием полимерных материалов;

внедрение систем обогрева производственных помещений инфракрасными излучателями;

совершенствование конструктивных решений систем вентиляции, средств регулирования микроклимата, эксплуатации теплового оборудования и т. д.;

внедрение энергоэффективных систем освещения производственных помещений;

модернизация изоляции теплиц; автоматизация систем управления источниками тепла и микроклиматом; внедрение эффективных систем подогрева воды для полива, аккумуляторов тепла; утилизация тепла отходящих газов для обогрева; использование частотно-регулируемого привода; внедрение новых технологий на площади зимних теплиц;

модернизация парка сельскохозяйственных тракторов с оптимизацией их мощности и снижением среднего расхода топлива;

использование энергоэффективных технологий и комплектов энергоэкономного теплоэнергетического и электротеплового оборудования нового поколения для сельскохозяйственных организаций;

повышение энергетической эффективности сельскохозяйственных машин и оборудования;

техническое перевооружение животноводческих, птицеводческих комплексов с внедрением энергоэффективных систем микроклимата, кормления, поения, содержания молодняка;

внедрение эффективных сушильных установокдля зерна, в том числе на местных видах топлива;

внедрение технологий минимальной обработки почвы с применением машинотракторного парка и почвообрабатывающих машин нового поколения;

повышение эффективности используемых энергетических ресурсов, развитие возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива;

использование естественного холода;

использование местных и альтернативных видов топлива и технологий преобразования низкосортных видов топлива в высококалорийные;

повышение эффективности использования моторного топлива.

Основные показатели энергоэффективности и динамика энергоемкости ВРП за период 2007-2011 годы представлены в таблице 40.

Таблица 40

№№

п/п

Наименование показателя

2007 год

2008 год

2009 год

2010 год

2011 год

1.

ВРП, млрд рублей (в текущих ценах)

52,81

55,68

58,55

66,34

90,75

2.

Динамика ВРП (в % к предыдущему году)

-

105,43

105,15

113,3

136,79

3.

Потребление ТЭР, тыс. т у.т

2146,78

2049,89

1953,01

1835,18

1957,03

4.

Динамика   потребления  ТЭР (в % к предыдущему году)

-

95,49

76,05

93,97

106,63

5.

Потребление электроэнергии, млн кВтч

1534,80

1506,48

1478,15

1558,45

1597,0

6.

Численность населения, тыс. чел.

701,4

702,5

701,8

700,9

701,0

7.

Энергоемкость ВРП, кг у. т/тыс. руб.

40,65

36,82

33,36

27,66

21,56

8.

Динамика энергоемкости (в % к предыдущему году)

-

90,58

90,6

82,91

77,94

9.

Электроемкость ВРП, кВтч/тыс. руб.

29,06

27,05

25,25

23,49

17,6

10.

Динамика электроемкости (в % к предыдущему году)

-

93,08

93,34

93,03

74,92

11.

Потребление электроэнергии на душу населения,

кВтч/чел в год

2188,19

2144,45

2106,23

2223,49

2278,17

Следует отметить, что темпы роста выпускаемой продукции, в основном, значительно опережают  рост потребления топливно-энергетических ресурсов. Республика имеет положительную тенденцию  снижения энергоемкости и электроемкости ВРП за последние годы. Республиканской целевой программой «Энергосбережение  и повышение энергетической эффективности  в Республике Северная Осетия – Алания на 2010-2014 годы и на перспективу до 2020 года», утвержденной постановлением Правительства Республики Северная Осетия – Алания от 23 июля 2010 г. №205 (в редакции постановления Правительства Республики Северная Осетия – Алания от 12 ноября 2010 г. №323),  предусмотрено снижение  к 2020 году энергоемкости ВРП не менее чем на 40% по отношению к уровню в 2007 году, что определено Концепцией долгосрочного социально-экономического развития  Российской Федерации на период до 2010 года и составит 20,12 т у.т/млн  руб.

4. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики Республики Северная Осетия – Алания

4.1. Износ основных фондов

Гидроэнергетика  Республики Северная Осетия - Алания  - это  активно развивающаяся отрасль экономики. Первая гидроэлектростанция в Северной Осетии была построена в1897 году в Алагирском ущелье, где сливаются реки Ардон и Садон. Это была первая в России высокогорная гидроэлектростанция, построенная бельгийскими специалистами. Она  вырабатывала электроэнергию для нужд обогатительной фабрики и Садонских рудников. Помимо неё до революции частными предпринимателями в Северной Осетии было построено около двадцати электростанций, большинство из которых располагались на реке Терек в черте г. Владикавказ. Общая мощность их  достигала  3 МВт. В те годы выработанной ими электроэнергии было достаточно для освещения нескольких государственных учреждений, магазинов и аптек, а также жилых  домов достопочтенных горожан. В 30-50 годы прошлого столетия на территории Осетии продолжалось строительство малых гидроэлектростанций. С использованием энергетического потенциала горных рек  было построено 50 ГЭС общей мощностью 10 МВт, которые работали в автономном режиме (не входили в единую энергетическую сеть) и, в основном, обеспечивали нужды сельского хозяйства и населения. В последующие годы с ростом зоны централизованного электроснабжения эти станции прекратили своё существование. Им на смену пришли более мощные источники производства электрической энергии. Так, в июле 1934 года введена в эксплуатацию самая высоконапорная и самая мощная на тот период  по типу ковшевых турбин  Гизельдонская ГЭС, в 1945 году – первый агрегат Беканской ГЭС, в 1950 году – Орджоникидзевская ГЭС (Дзауджикауская ГЭС), в 1951 году – второй агрегат Беканской ГЭС, в 1954 году - Эзминская ГЭС, в 1965 году – Павлодольская ГЭС,  в 2000 году – Кора-Урсдонская ГЭС и в 2009 году - Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС.

Техническое состояние основных фондов указанных гидроэлектростанций  (за исключением  Головной ГЭС) характеризуется следующими данными:

общий износ основных фондов - более 65%;

износ машин и оборудования – более 87%.

Это приводит к авариям, росту технологических потерь, снижению надежности электроснабжения и повышенным затратам на восстановительные ремонты сооружений и оборудования, что значительно увеличивает себестоимость вырабатываемой электроэнергии.

Техническое перевооружение и реконструкция объектов Филиала ОАО  «РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал»  будут включены в инвестиционную программу ОАО  «РусГидро» на 2014-2019 годы. Модернизация  генерирующего оборудования Эзминской, Дзауджикауской, Гизельдонской и Беканской гидроэлектростанций включена в Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы.

На сегодняшний день около 66 % силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и 53 %  напряжением 35 кВ находятся в работе более 25 лет. Их естественный износ составляет более 70 %. Естественный износ оборудования ряда подстанций, таких как ПС 110 кВ Нузал,  ПС 110 кВ Северо-Восточная, ПС 110 кВ Владикавказ - 1 и других,  достигает 100 %.

Техническое состояние сетевого хозяйства как в сетях, принадлежащих  Северо-Осетинскому филиалу ОАО  «МРСК Северного Кавказа», так и в муниципальных  электрических сетях,  является основной причиной отключения потребителей, инцидентов и аварийных ситуаций. Прошедшее десятилетие ограниченного финансирования сетевого хозяйства требует принятия самых серьезных и финансово обеспеченных мероприятий.  Целый ряд объектов сетевого хозяйства уже не подлежит реконструкции и модернизации.

Сведения о техническом состоянии (физическом износе) оборудования электрических сетей:

Таблица 41

Тип оборудования

2007,

%

2008,

%

2009,

%

2010,

%

2011,

%

Трансформаторное

оборудование

70

70

74

74

67

Коммутационные аппараты

71

72

73

67

58

Общий

70,5

71

73,5

70,5

63,5

Тип линии

ВЛ 35-110 кВ

63

65

69

70

60

ВЛ-0,4-20 кВ

66

67

68

70

62

КЛ 35-110 кВ

-

-

-

-

-

КЛ 0,4-10 кВ

66

67

68

69

60

Общий

65

66

67

70

61

Процент физического износа линий электропередачи 0,4 – 110 кВ повысился из-за увеличения  срока службы сооружений.Значительный  объем распределительных сетей (свыше 25%) требует срочной замены или реконструкции, так как срок эксплуатации превышает 45 лет.

Процент физического износа коммутационных аппаратов в 2011г. снизился  из-за замены масляных выключателей на элегазовые.

При отсутствии достаточного финансирования выполняются в основном ремонтные работы, направленные на ликвидацию аварийных очагов и обеспечение безопасного обслуживания.

Учитывая износ и техническое состояние оборудования и сооружений, выполнение плана  технического перевооружения и реконструкции (ТПиР) приобретает первостепенное значение. Финансирование капитального строительства осуществляется по остаточному принципу. Амортизационные отчисления из-за износа основных фондов из года в год снижаются. Увеличивается число объектов, амортизация которых равна нулю.

В целях обеспечения устойчивого функционирования и снижения степени износа оборудования генерирующих мощностей и электросетевого хозяйства Республики Северная Осетия – Алания  на её территории реализуются инвестиционные программы Филиала ОАО  «РусГидро»- «Северо-Осетинский филиал» и Северо-Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа» за счет собственных и внешних источников финансирования (платы за технологическое присоединение энергопринимающих установок потребителей).В рамках инвестиционной программы Северо-Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа»  выполняется реконструкция объектов энергетики с заменой устаревшего оборудования и установкой дополнительных ячеек, а также строительство новых энергетических объектов.

4.2. Энергорайоны  на территории Республики Северная Осетия – Алания, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений

4.2.1. Характеристика Северо-Осетинского энергорайона

Северокавказскую энергосистему условно можно разделить на два энергорайона – Северо-Осетинский (включает в себя всю энергосистему за исключение Моздокского района) и Моздокский энергорайон.

К Северо – Осетинскому энергорайону относятся потребителиэлектрическойэнергии, запитанныеотПС 110 кВМизур, ПС 110 кВНузал, ПС 110 кВШтольня, ПС 110 кВЗарамаг, ПС 110 кВФиагдон, ПС 110 кВКармадон, ПС 110 кВЮго-Западная, ПС 110 кВЗападная, ПС 110 кВАлагир, ПС 110 кВЯнтарь, ПС 110 кВСеверо-Западная, ПС 110 кВЦРП, ПС 110кВВладикавказ-1, ПС 110 кВЭлектроцинк-1, ПС 110 кВЭлектроцинк-2, ПС 110 кВКарца, ПС 110 кВРП-110, ПС 110 кВПобедит, ПС 110 кВСеверо-Восточная, ПС 110 кВАЗС, ПС 110 кВАрдон, ПС 110 кВЗмейская, ПС 110 кВДигора, ПС 110 кВОльгинская, ПС 110 кВНогир, ПС 110 кВБеслан, ПС 110 кВБеслан-Тяговая, ПС 110кВБеслан-Северная, ПС 110 кВМичурино, ПС 110 кВИсток, ПС 110 кВВ.Згид, ПС 110 кВСеверныйПортал, ПС 110 кВВосточная, ПС 110 кВЗаманкул, ПС 110 кВЭльхотово, ПС 110 кВЧикола, ПС 110 кВУнал, ПС 110 кВЛевобережная, ПС 110 кВДзуарикау, ПС 110 кВБор иПС 110 кВНар.

Основные потребители - все города и районы Республики Северная Осетия – Алания, за исключением Моздокского района. Северо – Осетинский энергорайон обеспечивает электроснабжение крупных предприятий республики:  ОАО «Электроцинк», ОАО «Победит», Алагирское ДРСУ, ООО «Транскамстройсервис», ООО «Спецмонтажавтоматика», ПС ОЗАТЭ, ЗАО СПО «ОРТЭВ», ООО «Алан-2000»,ООО «Кавказская туннеле-строительная компания», ОАО «Кетон», Владикавказский молочный завод, ОАО «Крон»,  завод  «Гран», ОАО «Янтарь», ОАО «ВЭЛЗ», ООО «Столица», ОАО «Янтарь», спиртзавод «Изумруд», ВВРЗ, ОАО «Кристалл», ООО «Техноплюс», ЗАО «Ноэль»,ОАО «Иристонстекло», ОАО «Магнит», ЗАО «Экстракт», ЗАО «Стимул», агрокомбинат «Дон», ОАО «Исток», ООО «Каскад», ОАО «Казар», ОАО «Гофрокартон», ООО «Российская слава», ОАО «Престиж», ООО «Миранда», ПСК «Мир».

В энергорайоне потребителей 1 категории надежности электроснабжения 1,5%, 2 категории -27,7%, 3 категории – 70,8%.

Тип нагрузки: промышленная, сельскохозяйственная, коммунально-бытовая и  прочая.

Электроснабжение потребителей Северо-Осетинского энергорайона осуществляется по трем ВЛ 330 кВ (ВЛ 330 кВ Невинномысск – Владикавказ-2, ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 – Моздок, ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 – Грозный) и по двум транзитным ВЛ 110 кВ.

Перечень схемно-режимных мероприятий, которые в настоящее время проводятся для обеспечения ввода электроэнергетического режима в допустимую область:

включение в транзит ВЛ 110 кВМуртазово - Тяговая - Эльхотово (Л-209);

ввод в работу автоматики предотвращения устойчивости АПНУ ПС 330 кВ Владикавказ-500;

загрузка генераторов Эзминской ГЭС, Гизельдонской ГЭС по реактивной мощности.

Перечень мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений (одно из двух):

строительство ВЛ 330 кВ Нальчик – Владикавказ-2;

строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск – Моздок с ПС 500 кВ Моздок.

4.2.2. Наличие «узких мест», связанных с наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей, с указанием ограничивающих элементов

Ограничение по технологическим присоединениям мощности с точки зрения надежности питания потребителей и сохранности оборудования сетей МЭС Юга касается ПС 330 кВ Владикавказ-2.

Нагрузка каждого АТ колеблется в период низких температур  от 122 МВА (18.00 21.12.2011 г. при tонв=-50С) до 145 МВА (08.02.2012 г.  при tонв=-100С).

Таким образом, при отключении одного из АТ ПС 330 кВ Владикаввказ-2 произойдёт превышение нормальной перегрузочной способности оставшегося в работе АТ, которая составляет 223 МВА для tонв=-50С и 240 МВА для tонв=-100С, что не позволяет увеличить нормальную круглосуточную нагрузку указанных АТ. Перегрузочная АТ определена согласно Стандарту организации СТО 56947007-29.180.01.116-2012 «Инструкция по эксплуатации трансформаторов».

Загрузка за зимний режимный день 21 декабря 2011 г. авто- и трансформаторов  подстанций МЭС Юга, расположенных на территории Республики Северная Осетия – Алания, представлена в таблице 42.

Таблица  42

ПС

АТ,Т

Sном,

МВА

Uном, кВ

S,

МВА

P,

МВт

Q,

МВАр

%

за-грузки

ПС  В-2

АТ-1

200/200/80

330/1151/10,5

108

100

40

54

АТ-2

200/200/80

330/115/10,5

122

100

70

61

ПС В-500

АТ-3

200/200/80

330/115/10,5

103

93

45

52

АТ-4

200/200/80

330/115/10,5

117

100

60

58

ПС Моздок

АТ-1

125/125/63

330/115/11

40

38

12

32

АТ-2

125/125/63

330/115/11

41

40

10

32

Т-1

15

115/6,6

0

0

0

0

Т-2

15

115/6,6

0

0

0

0

Т-3

63

115/10,5/10,5

6

6

1

10

ПС Северный Портал

Т-1

6,3

115/38,5/11

0,95

0,94

0,12

15

В настоящее время в республике  не было случаев отказов в удовлетворении заявленной мощности по причине отсутствия технической возможности.

В сетях Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» имеет место перегруз трансформаторов в ремонтном и аварийном режимах: ПС 110 кВ Беслан-110 (1х16 МВА), ПС 110 кВ «Северо-Западная» (2х16 МВА), ПС 110 кВ ЦРП-1 (2х16 МВА), ПС Моздок 110 кВ (2х16 МВА), ПС Ардон 110 кВ (1х16 МВА, 1х10 МВА).В случае перегруза силовых трансформаторов 110-330 кВ, отсутствия резервных ячеек и т.д. Филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга и Северо-Осетинским филиалом ОАО  «МРСК Северного Кавказа»  осуществляется реконструкция объектов энергетики с заменой устаревшего оборудования и установкой дополнительных ячеек, а также строительство новых энергетических объектов  в рамках разработанных инвестиционных программ энергокомпаний.

В настоящее время резко увеличилась нагрузка на подстанционное хозяйство центральной части  г. Владикавказ, которое не было рассчитано на такие мощности при проектировании и монтаже в 60-70 годах прошлого столетия. Существующая загрузка трансформаторов 2х16 МВА ЦРП-1, обеспечивающей электроснабжение центральной части г. Владикавказ,  составляет 80% от номинала. Учитывая рост потребления бытовым сектором, а также  необходимость технологического присоединения строящихся объектов (Кавказский музыкально-культурный центр Гергиева, Национальный музей и др.), требуется увеличение трансформаторной мощности.   Последние 2 года отсутствует возможность увеличения электрической мощности существующих объектов и присоединения новых объектов, что сдерживает развитие центра
г. Владикавказ, а также приводит к снижению напряжения в жилых кварталах и дополнительным проблемам по надёжности электроснабжения.

Реконструкция ПС 110 кВ ЦРП-1с увеличением трансформаторной мощности не  возможна по условиям размера площадки и компоновочных решений. Дефицит электрической мощности  в этой части  г. Владикавказ составляет 20 МВт.Крайне необходимо строительство новой ПС 110кВ Городская с установленной мощность 2х16 МВА  с перспективой замены их на трансформаторы большей мощности.

Электроснабжение юго-западной части г. Владикавказ в настоящее время осуществляется от ПС 110 кВ Юго-Западная и ПС 110 кВ Левобережная, загрузка которых составляет 76% и 84% соответственно, что не позволяет осуществлять подключение строящихся объектов социальной и бытовой инфраструктуры прилегающих к указанным подстанциям районов города.

Интенсивное строительство жилья с сопутствующей инфраструктурой в западной части г. Владикавказ (31-32 микрорайоны, коттеджный поселок «Софьин парк»,  квартал застройки «Жилье-2010», коттеджный комплекс «Вишневый сад») при отсутствии районных подстанций снижает надежность электроснабжения «спальных» микрорайонов города и ограничивает возможности технологического присоединения новых объектов. Дефицит мощности  в западной части города составляет 30 МВт. Исходя из этого, возникла крайняя необходимость строительства и ввода в эксплуатацию в 2013-2014 годах  с западной стороны г. Владикавказ ПС 110 кВ Парковая с установленной трансформаторной мощностью 2х25 МВА.

В соответствии с градостроительным планом г. Владикавказ перспективное развитие города намечено с развитием на север  с размещением «спального района» с левой стороны от автотрассы Владикавказ-Ардон и промышленной зоны с правой стороны указанной трассы. Согласно проектным проработкам потребная мощность микрорайона «Новый город»  составит 22 МВт, промышленная зона – 12 МВт. Для обеспечения электроснабжения указанных объектов необходимо строительство ПС 110 кВ Новая с трансформаторами 2х40 МВА.

4.2.3.Наличие «узких мест», связанных с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах, с указанием  ограничивающих элементов

Существенной проблемой, мешающей проведению ремонтной компании МЭС Юга  в республике, является пропускная способность сечений на межсистемных связях с энергосистемами Дагестана и Ставропольского края, что в итоге отрицательно сказывается на надежности электроснабжения  потребителей.

Единственной связью с Республикой Южная Осетия является ВЛ 110 кВ «Северный Портал – Джава», поэтому вывод ее в ремонт зачастую запрещается Правительством Республики Южная Осетия, что негативно сказывается на ее состоянии и надежности электроснабжения потребителей Южной Осетии.

При вводе ГРК «Мамисон»  и Алагирского цементного завода будут перегружены ВЛ—110 кВ №№ 4,11,14,15,16,17,18,79,82.

В связи с перспективным вводом дополнительных мощностей, связанным  с возможной  реализацией инвестиционных проектов в соответствии с планами развития региона, требуется усиление сетей 110-330 кВ, особенно в Алагирском районе республики.

4.2.4. Наличие «узких мест», связанных с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения

В осенне-зимний период в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 – Моздок (ВЛ 330 кВ Невинномысск – Владикавказ-2) в послеаварийных режимах отключения ВЛ 330 кВ Невинномысск – Владикавказ-2 (ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 – Моздок) происходит нарушение устойчивости по сечению «Терек» (ВЛ 330 кВ Будённовск – Чирюрт, ВЛ 330 кВ Прохладная-2 – Моздок, ВЛ 330 кВ Невинномысск – Владикавказ-2), снижение уровней напряжения в Северо-Осетинском энергорайоне ниже аварийно-допустимых значений. Для предотвращения нарушения устойчивости на ПС 330 кВ Владикавказ-500 установлена противоаварийная автоматика (АПНУ) с воздействием на отключение потребителей по территории Северо-Осетинского энергорайона, а так же Республики Ингушетия и Чеченской Республики. От воздействия АПНУ в Северо-Осетинском энергорайоне отключается нагрузка 88,0 МВт (данныезимнего контрольного замера 2011 года).

Аналогичная схемно-режимная ситуация возникает в осенне-зимний период в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Невинномысск – Владикавказ-2 в послеаварийном режиме отключения ВЛ 330 кВПрохладная-2 – Моздок. В ремонтной схеме ВЛ 330 кВ Невинномысск – Владикавказ-2 (ВЛ 330 кВ Прохладная-2 – Моздок) воздействие АПНУ на ПС 500 кВ Владикавказ-500 дополняется присоединениями, отходящими от ПС 330 кВ Моздок (Моздокский район Республики Северная Осетия – Алания).

На шинах объектов 110 кВ МЭС Юга, Северо-Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа» и других владельцев «узкие места», связанные с невозможностью обеспечения допустимых уровней напряжения, отсутствуют. 

5. Основные направления развития электроэнергетики Республики Северная Осетия – Алания

5.1. Цели и задачи электроэнергетики Республики Северная Осетия – Алания

Энергосистема Республики Северная Осетия – Алания стабильно является одной из наиболее дефицитных энергосистем на Северном Кавказе. Собственного производства электроэнергии на 80% не хватает для покрытия внутреннего  потребления. В такой ситуации за счет собственных генерирующих установок и имеющихся объектов сетевого хозяйства не может быть обеспечена электронезависимость и электробезопасность региона. Учитывая перспективный рост электропотребления Республики Северная Осетия – Алания  в прогнозируемый период, чрезвычайно важно обеспечить рост генерации электроэнергии в республике и усилить связь региональной энергосистемы с другими энергосистемами Северного Кавказа и Закавказья.

Решение стратегической задачи обеспечения потребителей республики в электрической энергии связывается с реализацией инвестиционных проектов хозяйствующих субъектов электроэнергетики на территории Республики Северная Осетия – Алания.

Цели  Республиканскойпрограммы:

увеличение мощности генерирующих объектов;

сокращение дефицита электроэнергии и мощности Республики Северная Осетия – Алания с увеличением доли собственной выработки;

обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия – Алания за счет строительства новых объектов электросетевого хозяйства  и реконструкции действующих;

обеспечение возможности технологического присоединения  электроустановок строящихся объектов хозяйствующих субъектов;

сокращение вероятности возникновения масштабных аварий системного характера с отключением значительной части потребителей.

Основные задачи Республиканской программы:

планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей  для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность);

формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Республики Северная Осетия – Алания.

5.2. Крупные инвестиционные проекты, намеченные к  реализации  в Республике Северная Осетия -  Алания в 2013-2017 годах

Простое замещение старых активов более новыми не решает проблему, необходим массовый переход к активам нового времени, нового качества.

В республике разработана Стратегия социально-экономического развития Республики Северная Осетия – Алания до 2030 года (далее – Стратегия). Целью Стратегии является определение системы мер государственного управления, опирающейся на долгосрочные приоритеты, цели и задачи поли­тики органов государственной власти республики. Стратегия обеспечивает взаимоувязку долгосрочных целей, задач и приоритетов социально-экономического развития республики с учетом сложившейся ситуации в регионе, влияния долго­временных тенденций макроэкономических процессов, государственной со­циально-экономической политики, предпосылок и ограничений, которыми располагает Северная Осетия. Стратегия направлена на обеспечение экономического развития реги­она и повышение уровня жизни населения с учетом требований государственной политики Республики Северная Осетия – Алания и является документом, определяющим долгосрочные цели и ориентиры развития. Для реализации целей Стратегии необходимо масштабное привлечение внебюджетных средств инвесторов в проекты на территории республики.

В настоящее время в республикеприняты нормативные правовые акты, направленные на создание благоприятной инвестиционной среды и привлечение инвесторов. В частности, приняты законы Республики Северная Осетия – Алания «О государственной поддержке инвестиционной деятельности на территории Республики Северная
Осетия – Алания», «О государственной поддержке юридических лиц и индивидуальных предпринимателей, реализующих инвестиционные проекты в Республике Северная Осетия – Алания с привлечением денежных средств кредитных организаций», «О государственных гарантиях Республики Северная Осетия – Алания», «О государственной поддержке лизинговой деятельности в Республике Северная Осетия – Алания», «О налогена имущество организаций», «О предоставлении льготы по налогу на прибыль вновь вводимым в эксплуатацию на территории Республики Северная Осетия – Алания электрогенерирующим предприятиям» и другие.

В республике подготовлены  к реализации инвестиционные проекты  в целях укрепления энергетической базы региона, организации производства нового поколения, развития  туристско-рекреационного комплекса.

Информация

по крупным инвестиционным проектам Республики Северная Осетия-Алания, имеющим заявки и договора на технологическое присоединение на период формирования Республиканской программы

Таблица 43

№ п/п

Наименование проекта

Место расположения

Сроки реализации

Объем финансирования для реализации (завершения проекта),

млн рублей

Центр питания и напряжение в точках присоединения

Установленная

мощность,

МВт

Ожидаемое годовое потребление электроэнергии,

млн кВтч

Суть проекта (реконструкция существующего имущества или создание нового)

Промышленность

1.

Организация цементного производства на базе Алагирского месторождения мергелей

г. Алагир

2011-2015 годы

13 897,0

Присоединение по 110 кВ к ПС  110 кВ Ардон

27,0

150,0

Создание нового производства

Топливно-энергетический комплекс

2.

Строительство Зарамагских ГЭС

Алагирский район,

Р. Ардон

1976-2015 годы

27 665,0

Присоединение по 330 кВ кПС 330 Алагир (ВЛ 330 кВ Нальчик – В-2)

342,0

789,0

Создание нового производства

3.

Строительство  МГЭС «Фиагдонская»

Алагирский район,

р. Фиагдон

2010-2012 годы

730,0

Присоединение по 6 кВ кПС 110 кВ  Фиагдон

5,08

23,7

Создание нового производства

Туристско-рекреационный комплекс

4.

Строительство горно-рекреационно-го комплекса «Мамисон»

Алагирский район,

Мамисонское ущелье

2012-2020годы

30 000,0

Присоединение по 110 кВ к ПС  110 кВ Зарамаг

25,0

100,0

Создание нового

имущества

Культура

5.

Кавказский музыкально-культурный центр Гергиева

г. Владикавказ,

пл. Свободы

2012-2015 годы

4 500,0

Присоединение по 6 кВ к строящейсяПС 110кВ Городская

7,0

50,0

Создание нового

комплекса

6.

Национальный музей

г. Владикавказ,

проспект Мира, 11

2014-2015 годы

Не определен

Присоединение по 6 кВ к строящейся ПС 110 кВ Городская

0,450

1,6

Создание нового

имущества

Прочие

7.

ОАО «Ариана-С»

г. Беслан,

ул. Гагарина, 1а

2013 г.

Не определен

Присоединение по 6 кВ к ПС 110/35/6 кВ Беслан

1,0

3,5

Создание нового производства

8.

Микрорайон «Новый город»

Северо-западная часть

г. Владикавказ

2017 г.

Не определен

Присоединение по 6 кВ к строящейся ПС 110 кВ Новая

21,7

47,4

Создание нового

имущества

9.

ООО «Прогресс»

г. Ардон,

Алагирское шоссе, 47

2012-2013 годы

Не определен

Присоединение по 6 кВ к ПС  110 кВ Ардон

1,85

6,4

Создание нового производства

10.

СНО «Иристон»

Юго-западная окраина

г. Владикавказ

2013 г.

Не определен

Присоединение по 6 кВ к ПС 110/35/6 кВ Юго-Западная

1,2

4,2

Создание нового

имущества

11.

60-ти квартирный жилой дом

г. Владикавказ,

пос. Редант-2

2012-2013годы

Не определен

Присоединение по 6 кВ к ПС 35/6 кВ Осетия

0,3

1,1

Создание нового

имущества

12.

ООО «Жилье 2010»

г. Владикавказ,

ул. Тельмана,8

2012-2013 годы

Не определен

Присоединение по 6 кВ к ПС 110/35/6 кВ Юго-Западная

7,63

26,7

Создание нового

имущества

13.

ФГУ Владикавказс-кая КЭЧ

г. Владикавказ,

в/городок

Хольцман

2014 г.

Не определен

Присоединение по 6 кВ к ПС 110 Восточная

2,5

8,7

Создание нового

имущества

5.3. Прогнозы потребления мощности и электроэнергии Республикой Северная Осетия – Алания на 2013-2017 годы

5.3.1. Прогноз потребления мощности  Республикой Северная Осетия – Алания на 2013-2017 годы

Схемой и программой развития Единой энергосистемы России на 2012-2018 годы (далее – Схема) на территории республики предусмотрено строительство генерирующих мощностей и развитие сетевой инфраструктуры для обеспечения надежного функционирования Северокавказской энергосистемы в целях обеспечения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.

Балансы мощности по Северокавказской энергосистеме рассчитаны на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России.

При расчетах балансов мощности учтены следующие факторы снижения использования установленной мощности электростанций:

ограничения мощности действующих электростанций всех типов в период зимнего максимума потребления;

неучастие в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки.

Прогнозный баланс мощности Северокавказской энергосистемы на час прохождения максимума на период формирования Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия – Алания на  2013-2017 годы (далее – Республиканская программа)с учетом ввода генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации (основной вариант) представлен в таблице 44.

Таблица 44

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017

Максимум потребления, МВт

430

436

444

451

459

Среднегодовые темпы прироста, %

1,65

1,40

1,83

1,58

1,77

Нагрузка электростанций,

МВт

112,0

112,0

112,0

112,0

115,31

Среднегодовые темпы прироста, %

11,1

-

-

-

2,9

Доля покрытия, %

26,0

25,7

25,2

24,8

25,1

1 -  с учетом увеличения мощности гидроэлектростанций в результате модернизации оборудования действующих станций

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период  2013-2017 годы(основной вариант)

Структура баланса мощности Северокавказской энергосистемы  с учетом ввода объектов генерации с высокой вероятностью реализации(основной вариант) на период формирования Республиканской программы  (МВт):

Таблица 45

Показатели

Год

2013

2014

2015

2016

2017

Потребность

Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России)

430

436

444

451

459

Передача мощности

-

-

-

-

-

Итого потребность

430

436

444

451

459

Покрытие

Установленная мощность

112,0

112,0

112,0

112,0

115,3

в том числе:

АЭС

ГЭС и ГАЭС

106,0

106,0

106,0

106,0

112,9

ТЭС, из них:

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

КЭС

ТЭЦ

ВИЭ

Ограничение мощности на час максимума нагрузки

77,9

77,9

77,9

77,9

81,2

Используемая в балансе мощность

34,1

34,1

34,1

34,1

34,1

Всего получение мощности

395,9

401,9

409,9

416,9

424,9

Итого покрытие максимума нагрузки

430

436

444

451

459

Избыток(+) /дефицит (-) мощности

-395,9

-401,9

-409,9

-416,9

-424,9

Фактический резерв

-

-

-

-

-

Прогнозныйбаланс мощности Северокавказской энергосистемы на час прохождения максимума на период формирования Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия – Алания на  2013-2017 годы с учетом дополнительных вводов генерирующих объектов, предусмотренных Схемой (оптимистический вариант), представлен в таблице 46.

Таблица 46

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017

Максимум потребления, МВт

430

436

444

451

459

Среднегодовые темпы прироста, %

1,65

1,40

1,83

1,58

1,77

Нагрузка электростанций,

МВт

112,0

112,0

454,01

456,72

464,23

Среднегодовые темпы прироста, %

11,4

-

305,4

0,6

1,6

Доля покрытия, %

26,0

25,7

102,3

101,3

101,1

1 – с учетом ввода в 2015 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС мощностью 342 МВт;

2 – с учетом ввода в 2016 году МГЭС «Билягидонская-1» мощностью 2,7 МВт;

3 -  с учетом ввода в 2017 году МГЭС «Дзуарикауская» мощностью 4,2 МВт.

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период  2013-2017 годы(оптимистический вариант)

Структура баланса мощности Северокавказской энергосистемы  с учетом ввода дополнительных объектов генерации (оптимистический вариант) на период формирования Республиканской программы  (МВт):

Таблица 47

Показатели

Год

2013

2014

2015

2016

2017

Потребность

Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России)

430

436

444

451

459

Передача мощности

-

-

-

-

-

Итого потребность

430

436

444

451

459

Покрытие

Установленная мощность

112,0

112,0

454,0

456,7

464,2

в том числе:

АЭС

ГЭС и ГАЭС

106,0

106,0

448,0

450,7

458,2

ТЭС, из них:

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

КЭС

ТЭЦ

ВИЭ

Ограничение мощности на час максимума нагрузки

77,9

77,9

419,9

422,6

430,1

Используемая в балансе мощность

34,1

34,1

34,1

34,1

34,1

Всего получение мощности

395,9

401,9

409,9

416,9

424,9

Итого покрытие максимума нагрузки

430

436

444

451

459

Избыток(+) /дефицит (-) мощности

-395,9

-401,9

-409,9

-416,9

-424,9

Фактический резерв

-

-

-

-

-

5.3.2. Прогноз потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия – Алания  на 2013-2017 годы

Прогноз спроса на электроэнергию на период 2012-2018 годов по Республике Северная Осетия – Алания  составлен на базе фактических показателей электропотребления за последние годы с учетом анализа имеющихся заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности в электроэнергии. При составлении прогноза использованы указанные в заявках сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки (вид экономической деятельности (ВЭД) хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электроэнергии по ВЭД и годам прогнозирования.

Прогнозный баланс потребления электроэнергии, разработанный системным оператором с учетов реализации крупных инвестиционных проектов  и  с учетов ввода объектов генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации (основной вариант):

Таблица  48

Показатель

Всего по республике

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Потребление,

млн кВтч

2 366

2 415

2 461

2 527

2 597

2 644

Среднегодовые темпы прироста, %

2,0

2,1

1,9

2,7

2,8

1,8

Производство,

млн кВтч

368,3

368,3

368,5

369,8

372,8

375,9

Среднегодовые темпы прироста, %

0,27

-

-

0,35

0,81

0,8

Доля покрытия, %

15,6

15,3

15,0

14,6

14,4

14,2

Сальдо–переток (покупная)

1 997,7

2 046,7

2 092,5

2 157,2

2 224,2

2 268,1

Доля  покупной, %

84,4

84,7

85,0

85,4

85,6

85,8

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период  2013-2017годы (основной   вариант)

Структура баланса электроэнергии  Северокавказской энергосистемы  с учетом ввода объектов генерации с высокой вероятностью реализации (основной вариант) на период формирования Республиканской программы  представлена в таблице 49.

Таблица 49

Показатели

Единица

измерения

Прогнозные данные

2013

2014

2015

2016

2017

Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия - Алания

млн кВтч

2 366,0

2 415,0

2 461,0

2 527,0

2 597,0

Передача электроэнергии

млн кВтч

Выработка электроэнергии, в том числе:

млн кВтч

368,3

368,3

368,5

369,8

372,8

АЭС

ГЭС

368,3

368,3

368,5

369,8

372,8

КЭС

ТЭЦ

ВИЭ

Получение электроэнергии из смежных энергосистем (ОРЭМ)

млн кВтч

1 997,7

2 046,7

2 092,5

2 157,2

2 224,2

Число часов использование  установленной мощности  электростанций

АЭС

часов в год

ГЭС

часов в год

3 288

3 288

3 290

3 302

3 233

КЭС

часов в год

ТЭЦ

часов в год

ВИЭ

часов в год

Баланс потребления электроэнергии  Северокавказской энергосистемы  с учетом дополнительных вводов объектов генерации  на период формирования Республиканской программы (оптимистический вариант):

Таблица 50

Показатель

Всего по республике

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Потребление,

млн кВтч

2 366

2 415

2 461

2 527

2 597

2 644

Среднегодовые темпы прироста, %

2,0

2,1

1,9

2,7

2,8

1,8

Производство,

млн кВтч

368,3

368,3

368,5

1158,8

1172,73

1195,36

Среднегодовые темпы прироста, %

0,26

-

0,05

214,5

1,2

1,9

Доля покрытия, %

15,6

15,3

15,0

45,9

45,2

45,2

Сальдо– переток (покупная)

1997,7

2046,7

2092,5

1368,2

1424,27

1448,64

Доля  покупной, %

84,4

84,7

85,0

54,1

54,8

54,8

1 – с учетом ввода в 2015 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС со среднегодовой выработкой электроэнергии 789,0 млн кВтч;

2 – с учетом ввода в 2016 году МГЭС «Билягидонская-1» со среднегодовой выработкой электроэнергии 10,93 млн кВтч;

3 -  с учетом ввода в 2017 году МГЭС «Дзуарикауская» со среднегодовой выработкой электроэнергии 19,53 млн кВтч.

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период  2013-2017годы (оптимистический  вариант)

Структура баланса электроэнергии  Северокавказской энергосистемы  с учетом дополнительных вводов объектов генерации(оптимистический вариант) на период формирования Республиканской программы  представлена в таблице 51.

Таблица 51

Показатели

Единица

измерения

Прогнозные данные

2013

2014

2015

2016

2017

Потребление электроэнергии Республикой Северная
Осетия - Алания

млн кВтч

2 366,0

2 415,0

2 461,0

2 527,0

2 597,0

Передача электроэнергии

млн кВтч

Выработка электроэнергии, в том числе:

млн кВтч

368,3

368,3

368,5

1158,8

1172,73

АЭС

ГЭС

368,3

368,3

368,5

1158,8

1172,73

КЭС

ТЭЦ

ВИЭ

Получение электроэнергии из смежных энергосистем (ОРЭМ)

млн кВтч

1 997,7

2 046,7

2 092,5

1 368,2

1 424,27

Число часов использование  установленной мощности  электростанций

АЭС

часов в год

ГЭС

часов в год

3 288

3 288

812

2 537

2 526

КЭС

часов в год

ТЭЦ

часов в год

ВИЭ

часов в год

Доля потребления Северокавказской энергосистемы в ЕЭС России и ОЭС Юга представлена в таблице 52.

Таблица52

Наименование энергосистемы

Потребление электроэнергии, млн кВтч

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

Северокавказская энергосистема

2 366

2 415

2 461

2 527

2 597

ОЭС Юга

91 719

97 248

99 850

102 148

104787

Доля в потреблении  ОЭС Юга, %

2,58

2,48

2,46

2,47

2,48

ЕЭС России

1 045 605

1 076 435

1 103 701

1 129 942

1 154 808

Доля в потреблении  ЕЭС России, %

0,23

0,22

0,22

0,22

0,22

5.4. Строительство объектов генерации на территории Республики Северная Осетия - Алания

5.4.1. Строительство генерирующих мощностей в 2013-2017 годах в соответствии со Схемой

              Согласно Схеме увеличение мощности генерирующих объектов Северокавказской энергосистемы планируется за счет модернизации оборудования действующих ГЭС (Эзминской, Гизельдонской, Дзауджикауской и Беканской)  Филиала ОАО «РусГидро» - «Северо – Осетинский филиал» и дополнительных вводов генерирующих объектов - завершения строительства ГЭС-I каскада Зарамагских ГЭС  и строительство малых ГЭС  в соответствии с Генеральной схемой размещения объектов  электроэнергетики до 2020 года, одобренной распоряжением Правительства РСО - Алания   от 22 февраля 2008 г. №215-р «О Генеральной схеме размещения объектов  электроэнергетики до 2020 года», Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы и Инвестиционной программой ОАО «РусГидро» на 2012-2014 годы (далее – ИП «РусГидро»). 

Последовательность ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации (основной вариант) представлена в таблице 53.

Таблица 53

№№

п/п

Наименование

Установленная

мощность,

МВт

Производство

электроэнергии,

млн кВтч

Год ввода в эксплуа-тацию

1.

Увеличение мощности в результате модернизации

3,3

3,1

2017

И Т О Г О:

3,3

3,1

После реализации основного варианта Республиканской программы в период 2013-2017 годов в результате модернизации оборудования действующих ГЭС генерирующая мощность энергосистемы увеличится  со 112,0 МВт до 115,3 МВт (2,9%), производство – с 368,3 млн кВтч до 372,8 млн кВтч (1,2%).

Завершение  строительства ГЭС-Iкаскада Зарамагских ГЭС  на реке Ардон в Алагирском районе республики мощностью 342 МВт со среднегодовой выработкой электроэнергии 789 млнкВтч Схемой и ИП «РусГидро» предусмотрено  в 2015 году.

Строительство МГЭС «Билягидонская-1» на реке Билягидон  мощностью 2,7 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 10,93 млн кВтч  ОАО «РусГидро» планирует  осуществить в рамкахКонцепции использования гидроэнергетического потенциала бассейна реки Урух со сроком ввода – 2016 год.

Строительство МГЭС «Дзуарикауская»  мощностью 4,2 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 19,53 млн кВтч будет осуществляться ОАО «РусГидро» в целях освоения гидроэнергетического потенциала реки Фиагдон и обеспечения электроэнергией  горной части Алагирского района. Прогнозируемый срок ввода объекта – 2016 год.

Последовательность ввода в эксплуатацию на территории республики дополнительных генерирующих мощностей, предусмотренных Схемой (оптимистический вариант), представлена в таблице 54.

Таблица 54

№№

п/п

Наименование

Установленная

мощность,

МВт

Производство

электроэнергии,

млн кВтч

Год ввода в эксплуа-тацию

1.

ГЭС–I каскада Зарамагских ГЭС на

р. Ардон

342

789,0

2015

2.

МГЭС «Билягидонская-1» на р. Билягидон

2,7

10,93

2015

3.

МГЭС «Дзуарикауская» на р. Фиагдон

4,2

19,53

2017

И Т О Г О:

348,9

819,46

После реализации оптимистического варианта Республиканской программы в период 2013-2017 годов за счет дополнительных вводов генерирующая мощность увеличится  со 112,0 МВт  до 464,2 МВт (свыше 4 раз), производство – с 368,3 млн кВтч до 1 195,36 млн кВтч (свыше 3 раз).

Сводная таблица  ввода генерирующих мощностей на территории Республики Северная – Алания в соответствии со Схемой и ИП «РусГидро» в период формирования Республиканской программы (2013-2017 гг.):

Таблица 55

№№

п/п

Наименование

Установленная

мощность,

МВт

Производство

электроэнергии,

млн кВтч

Год ввода в эксплуатацию

1.

ГЭС–I каскада Зарамагских ГЭС на р. Ардон

342

789,0

2015

2.

МГЭС «Билягидонская-1» на р. Билягидон

2,7

10,93

2016

3.

МГЭС «Дзуарикауская» на р. Фиагдон

4,2

19,53

2017

4.

Увеличение мощности в результате модернизации

3,3

-

2017

И Т О Г О:

352,2

819,46

Примечание: увеличение  производства электроэнергии за счет модернизации оборудования действующих ГЭС учтено в прогнозном балансе на 2018 год – 375,9 млн кВтч

Прогнозные балансы мощности и потребления электроэнергии, а также структура балансов представлены в разделе 5.3. данной Республиканской программы таблицами 44-51.

5.4.2. Строительство генерирующих мощностей на территории Республики Северная Осетия – Алания в 2013-2017 годах, не вошедших в Схему

В целях сокращения доли покупной электроэнергии в прогнозируемый период 2013-2017 годы в республике разработана Подпрограмма развития гидрогенерирующих мощностей и объектов когенерации в Республике Северная Осетия – Алания на 2012-2017 годы (далее – Подпрограмма) к Республиканской программе (Приложение 1) в соответствии с предложениями ОАО «РусГидро» в проект Концепции государственной программы «Энергоэффективность и развитие электроэнергетики»  и целевую программу Минэнерго России «Развитие малой гидроэнергетики на малых и средних реках, а также ГТС  не энергетического назначения в 2012-2017 годах».

После реализации  Подпрограммы  мощность объектов генерации возрастет со 100,52 МВт до 566,2МВт (более, чем в  5 раз),  среднегодовое производство электроэнергии -  с  367,3млн кВтч до 1 719,0 млн кВтч (в5 раз), дефицит электроэнергии в 2018 году  сократится с 80%  до  35%.

Строительство гидроэлектростанций на территории Республики Северная Осетия – Алания в 2013-2017 годах будет осуществляться за счет средств ОАО  «РусГидро» в соответствии с Инвестиционной программойОАО  «РусГидро», Схемой и программой развития Единой энергетической  системы России на 2012-2018 годы, Генеральной схемы размещения объектов энергетики  на период до 2020 года,предложениями ОАО «РусГидро» в проект Концепции государственной программы «Энергоэффективность и развитие электроэнергетики»  и целевую  программу  Минэнерго России «Развитие малой гидроэнергетики на малых и средних реках, а также ГТС  не энергетического назначения в 2012-2017 годах», Подпрограммой развития гидрогенерирующих мощностей и объектов когенерации в Республике Северная Осетия – Алания на 2012-2017 годы  и повысит  надёжность электроснабжения не только действующего хозяйствующего комплекса и населения, но и вводимых объектов.

Динамика потребности в мощностии покрытия ее за счет  собственных источников генерации Северокавказской энергосистемы после  реализации Подпрограммы (дополнительный вариант),исходя из баланса, разработанного системным оператором на 2013-2017 годы, представлена в таблице 56.

Таблица 56

Периоды

Потребность

Покрытие за счет собственных источников

Доля покрытия

в объеме потребности, %

МВт

рост в %

МВт

рост в %

2013 год

430

1,65

112,01

-

26,0

2014 год

436

1,40

112,0

-

25,7

2015 год

444

1,83

479,02

327,7

107,9

2016 год

451

1,58

521,73

8,9

115,7

2017 год

459

1,77

566,24

8,5

123,4

Среднегодовой прирост

7,25

1,68

113,55

101,4

1 – с учетом ввода в 2012 году МГЭС «Фиагдонская» и Фаснальской МГЭС 5,0 МВт и 6,4 МВт соответственно;

2 – с учетом ввода в 2015 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС (342 МВт), МГЭС «Харвеская» (1 МВт) и МГЭС «Кубусская» (24 МВт);

3 – с учетом ввода в 2016 году МГЭС «Билягидонская-1» (2,7 МВт), 5 МГЭС по предложениям ОАО «РусГидро» (40 МВт);

4 – с учетом модернизации (3,3 МВт), ввода в эксплуатацию в 2017 году МГЭС «Дзуарикауская» (4,2 МВт), Садонской МГЭС (17 МВт), ТЭС  на базе котельной по ул. Шмулевича (18 МВт) и мини-ТЭЦ на базе РКБ (2 МВт).

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Северокавказской энергосистемы на период  2013-2017 годы после реализации Подпрограммы (дополнительный вариант)

Динамика потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия – Алания и обеспечения его за счет  производства генерирующими установками Северокавказской энергосистемы после  реализации Подпрограммы, исходя из баланса, разработанного системным оператором на 2013-2017 годы, представлена в таблице 57.

Таблица 57

Периоды

Потребление электроэнергии

Производство электроэнергии

Доля производства

в объеме потребления,

%

млн кВтч

рост

в %

млн кВтч

рост

в %

2013 год

2 366,0

2,03

368,31

-7,2

15,6

2014 год

2 415,0

2,07

368,3

-

15,3

2015 год

2 461,0

1,90

368,5

0,05

15,0

2016 год

2 527,0

2,68

1261,48

244,2

49,9

2017 год

2 597,0

2,77

1 353,96

1,2

52,1

2018 год

2 644,0

1,8

1 719,0

1,9

65,0

Среднегодовой прирост

55,6

2,34

270,1

73,35

1 – с учетом ввода в 2012 году МГЭС «Фиагдонская» и Фаснальской МГЭС 20,37 млн кВтч и 23,7 млн кВтч соответственно;

2 – с учетом ввода в 2015 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС (789,0 млн кВтч), МГЭС «Харвеская» (4,29 млн кВтч) и МГЭС «Кубусская» (98,39 млн кВтч);

3 – с учетом ввода в 2016 году МГЭС «Билягидонская-1» (10,93 млн кВтч), 5 МГЭС по предложениям ОАО «РусГидро» (181,13 млн кВтч);

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2017 годы после реализации Подпрограммы

Примечание:Рабочей группой по разработке Республиканской программы принято решение  принять для расчетов режимов основной и оптимистический варианты – ввод в эксплуатацию объектов гидроэнергетики согласно Схеме на 2012-2018 гг.

5.5.  Строительство электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу для устранения «узких мест»

5.5.1. Мероприятия по ликвидации «узких мест», связанных с наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей, с указанием ограничивающих элементов

Мероприятия по ликвидации «узких мест» электрических сетей  Северокавказской энергосистемы предусмотрены  Инвестиционной программой  ОАО   «ФСК ЕЭС» на 2012-2014 годы, Схемой и программой развития Единой энергетической системы ОАО  на 2012-2018 годы и Инвестиционной программой Северо-Осетинского филиала ОАО   «МРСК Северного Кавказа» на 2012-2017 годы.

В рамках реализации перспективных проектов в соответствии с  Инвестиционной программой ОАО  «ФСК ЕЭС» за период 2012-2014 годы и Схемой и программой развития Единой  энергетической системы России на 2012-2018 годы в целях усиления сети 330 кВ и обеспечения выдачи мощности ГЭС-Iкаскада Зарамагских ГЭС намечено обустройство заходов  ВЛ 330 кВ Нальчик – Владикавказ-2 на Зарамагские ГЭС двухцепной линией электропередачи протяженностью по трассе 30 км (2015 год), а также строительство  ПС 330 кВ Алагир  с двумя трансформаторами мощностью 125 МВА с заходами ВЛ  330 кВ.

Единственной связью с энергосистемой Республики Южная Осетия является ВЛ 110 кВ Северный Портал – Джава.   Для усиления межгосударственных связей и обеспечения надежного электроснабжения населения Южной Осетия Схемой и программой развития Единой  энергетической системы России на 2012-2018 годы предусмотрено строительство в 2014   году ВЛ 110 кВ Зарамаг – Квайса  протяженностью до государственной границы 45 км. Срок ввода линии электропередачи в эксплуатацию должен быть синхронизирован с окончанием строительства указанной линии со стороны Южной Осетии и скорректирован на 2015 год проектом  Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы.

Для снятия ограничения на технологическое присоединение потребителей Филиал ОАО  «ФСК ЕЭС»  МЭС Юга приступил к комплексной реконструкции ПС 330 кВ Владикавказ-2. ПС Владикавказ-2 установленной мощностью 400 МВА введена в эксплуатацию в 1965году. Она обеспечивает электроснабжение крупных промышленных предприятий региона, среди которых ОАО  «Электроцинк», ОАО  «Бесланский маисовый комбинат», ООО  «Агропромышленный холдинг «Мастер-Прайм. Березка». Работы по реконструкции выполняются в рамках  инвестиционной программы ОАО  «ФСК ЕЭС» на 2012-2014 годы. В результате модернизации энергообъекта значительно возрастет надежность электроснабжения более 700 тысяч жителей Республики Северная Осетия – Алания. Реконструкция будет проводиться в условиях действующей подстанции. В ходе работ на ПС 330 кВ Владикавказ-2 будут заменены два автотрансформатора, шунтирующий реактор мощностью 3х60 МВАр, построены здание общеподстанционного пункта  управления, две элегазовые ячейки 110 кВ, синхронные компенсаторы будут заменены современными статическими управляемыми тиристорными. Подстанция будет оборудована  современной системой плавки гололеда с трансформатором 125 МВА. В рамках реконструкции запланирована установка автоматизированной системы управления технологическимипроцессами, автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии. Срок окончания реконструкции – 2015 год, ввод новых АТ – в 2013 году.

Новое сетевое строительство для недопущения дефицита мощности и  повышения надёжности электроснабжения потребителей, а также для электроснабжения новых объектов,  созданных в результате реализации крупных инвестиционных проектов на территории Республики Северная Осетия-Алания, таких как строительство горно-рекреационного комплекса «Мамисон» и цементного завода в Алагирском районе,  включает строительство ПС 330 кВ Алагир и реализацию схемы привязки подстанции к сети 110 кВ Северо–Осетинского филиала ОАО  «МРСК Северного Кавказа».

В настоящее время резко увеличилась нагрузка на подстанционное и сетевое хозяйство в центральной и западной частях г. Владикавказ. Спроектированное и смонтированное в 60-70 годах прошлого столетия, оно не было рассчитано на такие мощности. Это приводит к снижению напряжения в жилых кварталах города и проблемам в надежности электроснабжения.

В связи с дефицитом мощности возникла необходимость строительства двух электрических подстанций –ПС 110 кВ «Городская» (в центральной части) мощностью 32 МВА и ПС 110 кВ «Парковая» (в западной части)  мощностью 50 МВА.Последние два года отсутствует возможность увеличения электрической мощности существующих объектов и присоединения новых, что сдерживает развитие данных частей города. В настоящее время дефицит мощности составляет порядка 50 МВт. Существующие трансформаторы перегружены, а в центральной части Владикавказа еще планируется строительство Кавказского музыкально-культурного  центра Валерия Гергиева, Национального музея и др.

5.5.2. Мероприятия  по ликвидации «узких мест», связанных с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах

Существенной проблемой, мешающей проведению ремонтной кампании в регионе, является пропускная способность сечений на связях энергосистем Дагестана и Ставропольского края, что в итоге отрицательно сказывается на надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия – Алания. Решение  сложившейся ситуации предусмотрено Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы, включающей в себя строительство  транзита ВЛ  330 кВ Нальчик – Владикавказ-2 с заходами на Зарамагскую ГЭС-1, строительство ПС 330 кВ Алагир,  строительством ВЛ 500 кВ Невинномысск – Моздок со строительство ПС 500 кВ Моздок, ввод ВЛ 330 кВ Моздок – Артем с обязательной последующей интеграцией ПС Артем в ВЛ 330 кВ Чирюрт – Махачкала.

В связи с увеличением перетока при вводе ГРК «Мамисон» и строительства цементного завода будет иметь место перегруз ВЛ 110 кВ №№ 4,11,14,15,16,77,18,79,82. Для снятия напряженности  в энергосистеме республики Инвестиционной программой Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» на 2013-2016 гг. предусмотрена замена провода АС-95 на АС-150 на указанных линиях электропередачи.

5.6. Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110кВ и выше на территории Республики Северная Осетия – Алания на 5-летний период (2013-2017 годы)

Таблица  58

№ п/п

Наименование объекта, класс напряжения

Год начала и окончания строительства

Протяженность/

мощность, км/МВА

Обоснование необходи-мости строительства

Стоимость строительства, млн рублей

1.

Заходы ВЛ330 кВ Нальчик – Владикавказ-2 на Зарамагскую ГЭС-1

2011-2015 гг.

2х30 км

Выдача мощности Зарамагской ГЭС-1

900,0

2.

ПС 330 кВ Алагир с заходами ВЛ 330 кВ (Нальчик – Владикавказ-2)

2011-2016 гг.

2х1 км

2х125 МВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

2 500,0

3.

ВЛ 330 кВ Моздок – Артем с ПС 330 кВ Артем с заходами ВЛ 330 кВ Чирюрт - Махачкала

2008-2015 гг.

280 км

2х125 МВА

Повышение пропускной способности сети 330 кВ между Дагестанской энергосистемой и остальной частью Юга России

8792,0

4.

ВЛ 500 кВ Невинномысск – Моздок с ПС 500 кВ Моздок

2010-2016 гг.

265 км

668 МВА

УШР-180 МВАр

Усиление электрической сети ОЭС Юга в направлении Дагестанской и Северокавказской энергосистем

12 361,2

5.

ВЛ 330 кВ Нальчик – Владикавказ-2 с расширением ПС 330 кВ Владикавказ-2

2010-2015 гг.

143,63 км

Усиление электрической сети ОЭС Юга в направлении Дагестанской и Северокавказской энергосистем

5 471,5

6.

ВЛ 110 кВ Зарамаг – Квайса

(до госграницы)

2013-2015 гг.

45 км

Создание нового транзита по ВЛ 110 кВ с целью повышение надежности  межгосударственного  перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией

486,2

7.

Реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал

2010-2014 гг.

2х10 МВА

Повышение надежности  межгосударственного  перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией

719,8

8.

Реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2

2010-2015 гг.

2х200 МВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

1818,67

9.

Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Беслан  с заменой трансформатора мощностью  16 МВА на трансформаторы 25 МВА

2010-2012 гг.

25 МВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная  Осетия - Алания

130,21

10.

Реконструкция ПС Нузал 110/35/6 с заменой трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА

2010-2012 гг.

10 МВА

Повышение надежности работы оборудования ПС и обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

51,54

11.

Реконструкция ПС Карца 110/35/6 кВ с  заменой двух трансформаторов мощностью  16 МВА на трансформаторы 25 МВА

2016-2017 гг.

2х25 МВА

Повышение надежности работы оборудования ПС и обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

220,64

12.

Строительство ПС 110/6 кВ Городская

2010-2012 гг.

2х16 МВА

Обеспечение надежного электроснабжения существующей нагрузки и возможности технологического присоединения новых потребителей центральной части г. Владикавказ

167,35

13.

Строительство ПС 110/6 кВ Парковая

2011-2014 гг.

2х25 МВА

Обеспечение электрической энергией западной части

г. Владикавказ и прилегающей территории Пригородного района

326,72

14.

Строительство ПС  110/6 кВ Новая

2013-2016 гг.

2х40МВА

Обеспечение электрической энергией северо-западной частиг. Владикавказ

236,0

15.

Строительство ПС 110/35/6 кВ Мацута

2015-2017 гг.

2х16 МВА

    Обеспечение электрической энергией Дигорского ущелья и населенных пунктов южной части Ирафского района

224,2

16.

Строительство ПС 110/35/6 кВ Водозабор

2015-2017 гг.

2х10 МВА

Обеспечение электрической энергией и повышение надежности электроснабжения водозаборных сооружений

г. Владикавказ

144,6

17.

Строительство ВЛ 110  кВ  Чикола - Эльхотово

2011-2016 гг.

40 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Чикола и ПС Эльхотово

240,53

18.

Строительство ВЛ 110  кВ  Алагир-330 - Парковая

2012-2014 гг.

40 км

Повышение надежности электроснабжения

г. Владикавказ от сети 330 кВ

202,13

19.

Строительство ВЛ 110  кВ Алагир-330 - АЗС

2012-2014 гг.

3,3 км

Повышение надежности электроснабжения

г. Владикавказ от сети 330 кВ

24,78

20.

Строительство заходов ВЛ 110  кВ Алагир-330 – Алагир-110

2012-2014 гг.

2,0 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

16,52

21.

Строительство заходов  участка ВЛ №14 Алагир-330 – Унал-110

2012-2014 гг.

2,0 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

16,52

22.

Строительство заходов  участка ВЛ №82 Алагир-330  - Алагир-110

2012-2014 гг.

0,6 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

5,31

23.

Строительство заходов  участка ВЛ №82 Алагир-330 - Дзуарикау

2012-2014 гг.

0,6 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

5,31

24.

Строительство ВЛ 110 кВ Фаснал - Мацута

2015-2017 гг.

12 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В.Згид и ПС Нузал

129,8

25.

Строительство ВЛ 110 кВ Чикола - Мацута

2016-2017 гг.

8,0 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В.Згид и ПС Нузал

59,0

26.

Строительство ВЛ 110 кВ  Фаснал – В. Згид

2011-2018 гг.

10,0 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В.Згид и ПС Нузал

101,54

27.

Строительство ПС 110/6 кВ Мамисон

2008-2016 гг.

2х25 МВА

Обеспечение электроснабжения ГРК «Мамисон»

300,5

28.

Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг  - Мамисон

2008-2016 гг.

2х28,2 км

29.

Строительство ПС 110/10 кВ Цемзавод с  расширением РУ-110 кВ на  ПС 110/35/10 кВ  Ардон

2011-2015 гг.

2х16 МВА

Обеспечение электроснабжения Алагирского цементного завода

225,1

30.

Строительство ВЛ 110 кВ Ардон -Цемзавод

2011 – 2015гг.

2х18,11 км

6. Сводный перечень новых и расширяемых энергетических объектов  на территории Республики Северная Осетия – Алания на 5-летний период (2013-2017 годы)и инвестиционными программами хозяйствующих субъектов

Таблица 59

№ п/п

Наименование объекта, класс напряжения

Год начала и окончания строительства

Протяженность/

мощность, км/МВА, МВт

Обоснование необходимости строительства

Стоимость строительства,

млн рублей

Источник информации

1.

Заходы ВЛ330 кВ Нальчик – Владикавказ-2 на ЗарамагскуюГЭС-1

2011-2015 гг.

2х30 км

Выдача мощности Зарамагской ГЭС-1

900,0

ИП ФСК

2012-2014гг.

2.

ПС 330 кВ Алагир с заходами ВЛ 330 кВ (Нальчик – Владикавказ-2)

2011-2016 гг.

2х1 км

2х125 МВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

2 500,0

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

3.

ВЛ 330 кВ Моздок – Артем с ПС 330 кВ Артем с заходами ВЛ 330 кВ Чирюрт - Махачкала

2008-2015 гг.

280 км

2х125 МВА

Повышение пропускной способности сети 330 кВ между Дагестанской энергосистемой и остальной частью Юга России

8792,0

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

4.

ВЛ 500 кВ Невинномысск – Моздок с ПС 500 кВ Моздок

2010-2016 гг.

265 км

668 МВА

УШР-180 МВАр

Усиление электрической сети ОЭС Юга в направлении Дагестанской и Северокавказской энергосистем

12 361,2

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

5.

ВЛ 330 кВ Нальчик – Владикавказ-2 с расширением ПС 330 кВ Владикавказ-2

2010-2015 гг.

143,63 км

Усиление электрической сети ОЭС Юга в направлении Дагестанской и Северокавказской энергосистем

5 471,5

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

6.

ВЛ 110 кВ Зарамаг – Квайса (до госграницы)

2013-2015 гг.

45 км

Создание нового транзита по ВЛ 110 кВ с целью повышение надежности  межгосударственного  перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией

486,2

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

7.

Реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал

2010-2014 гг.

2х10 МВА

Повышение надежности  межгосударственного  перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией

719,8

ИП ФСК

2012-2014 гг.

8.

Реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2

2010-2015 гг.

2х200 МВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

1818,67

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014 гг.

9.

Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Беслан  с заменой двух трансформаторов мощностью  16 МВА на трансформаторы 25 МВА

2010-2012 гг.

2х25 МВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная  Осетия - Алания

130,21

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

10.

Реконструкция ПС Нузал 110/35/6 с заменой трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА

2010-2012 гг.

10 МВА

Повышение надежности работы оборудования ПС и обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

51,54

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

11.

Реконструкция ПС Карца 110/35/6 кВ с заменой двух трансформаторов мощностью  16 МВА на трансформаторы 25 МВА

2016-2017 гг.

2х25 МВА

Повышение надежности работы оборудования ПС и обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

220,64

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

12.

Строительство ПС 110/6 кВ Городская

2010-2012 гг.

2х16 МВА

Обеспечение надежного электроснабжения существующей нагрузки и возможности технологического присоединения новых потребителей центральной части

г. Владикавказ

167,35

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

13.

Строительство ПС 110/6 кВ Парковая

2011-2014 гг.

2х25 МВА

Обеспечение электрической энергией западной части
г. Владикавказ и прилегающей территории Пригородного района

326,72

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

14.

Строительство ПС  110/6 кВ Новая

2013-2016 гг.

2х40МВА

Обеспечение электрической энергией северо-западной части
г. Владикавказ

236,0

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

15.

Строительство ПС 110/35/6 кВ Мацута

2015-2017 гг.

2х16 МВА

    Обеспечение электрической энергией Дигорского ущелья и населенных пунктов южной части Ирафского района

224,2

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

16.

Строительство ПС 110/35/6 кВ Водозабор

2015-2017 гг.

2х10 МВА

Обеспечение электрической энергией и повышение надежности электроснабжения водозаборных сооружений
г. Владикавказ

144,69

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

17.

Строительство ВЛ 110  кВ  Чикола - Эльхотово

2011-2016 гг.

40 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Чикола и ПС Эльхотово

240,53

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

18.

Строительство ВЛ 110  кВ  Алагир-330 - Парковая

2012-2014 гг.

40 км

Повышение надежности электроснабжения
г. Владикавказ от сети 330 кВ

202,13

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

19.

Строительство ВЛ 110  кВ Алагир-330 - АЗС

2012-2014 гг.

3,3 км

Повышение надежности электроснабжения
г. Владикавказ от сети 330 кВ

24,78

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

20.

Строительство заходов ВЛ 110  кВ Алагир-330 – Алагир-110

2012-2014 гг.

2,0 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

16,52

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

21.

Строительство заходов  участка ВЛ №14 Алагир-330 – Унал-110

2012-2014 гг.

2,0 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

16,52

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

22.

Строительство заходов  участка ВЛ №82
Алагир-330  - Алагир-110

2012-2014 гг.

0,6 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

5,31

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

23.

Строительство заходов  участка ВЛ №82 Алагир-330 - Дзуарикау

2012-2014 гг.

0,6 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

5,31

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

24.

Строительство ВЛ 110 кВ Фаснал - Мацута

2015-2017 гг.

12 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В.Згид и ПС Нузал

129,8

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

25.

Строительство ВЛ 110 кВ Чикола - Мацута

2016-2017 гг.

8,0 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В.Згид и ПС Нузал

59,0

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

26.

Строительство ВЛ 110 кВ №457 Фаснал – В. Згид

2011-2018 гг.

10,0 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В.Згид и ПС Нузал

101,54

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

27.

Строительство ПС 110/6 кВ Мамисон

2008-2016 гг.

2х25 МВА

Обеспечение электроснабжения ГРК «Мамисон»

300,5

ФЦП «Юг России (2009-2013 гг.)»

28.

Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг  - Мамисон

2008-2016 гг.

2х28,2 км

Обеспечение электроснабжения ГРК «Мамисон»

29.

Строительство ПС 110/10 кВ Цемзавод с расширением РУ-110 кВ на  ПС 110/35/10 кВ  Ардон

2011-2015 гг.

2х16 МВА

Обеспечение электроснабжения Алагирского цементного завода

225,1

ФЦП «Юг России (2009-2013 гг.)»

30.

Строительство ВЛ 110 кВ Ардон -Цемзавод

2011 – 2015гг.

2х18,11 км

Обеспечение электроснабжения Алагирского цементного завода

31.

Строительство ГЭС – 1 каскада Зарамагских ГЭС

2011-2015 гг.

342 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

20 355,73

ИП ОАО «РусГидро» на 2012-2014 гг.,

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг. (дополнительные ввода)

32.

МГЭС «Билягидонская-1»

на р. Билягидон

2013-2015 гг.

2,7 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

300,0

ИП ОАО «РусГидро» на 2012-2014 гг.,

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг. (дополнительные ввода)

33.

МГЭС «Дзуарикауская»

на р. Фиагдон

2014-2017 гг.

4,2 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

412,0

ИП ОАО «РусГидро» на 2012-2014 гг.,

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг. (дополнительные ввода)

34.

Увеличение мощности в результате модернизации

2017 г.

3,3 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

не определена

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.

7. Сводный перечень новых и расширяемых энергетических объектов  на территории Республики Северная Осетия – Алания на 5-летний период (2013-2017 годы) с учетом реализации Подпрограммы

Таблица 60

№ п/п

Наименование объекта, класс напряжения

Год начала и окончания строительства

Протяженность/

мощность, км/МВА, МВт

Обоснование необходимости строительства

Стоимость строительства,

млн рублей

Источник информации

1.

Заходы ВЛ330 кВ Нальчик – Владикавказ-2 на ЗарамагскуюГЭС-1

2011-2015 гг.

2х30 км

Выдача мощности Зарамагской ГЭС-1

900,0

ИП ФСК

2012-2014гг.

2.

ПС 330 кВ Алагир с заходами ВЛ 330 кВ (Нальчик – Владикавказ-2)

2011-2016гг.

2х1 км

2х125 МВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

2 500,0

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

3.

ВЛ 330 кВ Моздок – Артем с ПС 330 кВ Артем с заходами ВЛ 330 кВ Чирюрт - Махачкала

2008-2015гг.

280 км

2х125 МВА

Повышение пропускной способности сети 330 кВ между Дагестанской энергосистемой и остальной частью Юга России

8792,0

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

4.

ВЛ 500 кВ Невинномысск – Моздок с ПС 500 кВ Моздок

2010-2016гг.

265 км

668 МВА

УШР-180 МВАр

Усиление электрической сети ОЭС Юга в направлении Дагестанской и Северокавказской энергосистем

12 361,2

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

5.

ВЛ 330 кВ Нальчик – Владикавказ-2 с расширением ПС 330 кВ Владикавказ-2

2010-2015 гг.

143,63 км

Усиление электрической сети ОЭС Юга в направлении Дагестанской и Северокавказской энергосистем

5 471,5

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

6.

ВЛ 110 кВ Зарамаг – Квайса (до госграницы)

2013-2015 гг.

45 км

Создание нового транзита по ВЛ 110 кВ с целью повышение надежности  межгосударственного  перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией

486,2

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014гг.

7.

Реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал

2010-2014 гг.

2х10 МВА

Повышение надежности  межгосударственного  перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией

719,8

ИП ФСК

2012-2014 гг.

8.

Реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2

2010-2015 гг.

2х200 МВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

1818,67

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.,

ИП ФСК

2012-2014 гг.

9.

Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Беслан  с заменой двух трансформаторов мощностью  16 МВА на трансформаторы 25 МВА

2010-2012 гг.

2х25 МВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная  Осетия - Алания

130,21

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

10.

Реконструкция ПС Нузал 110/35/6 с заменой трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА

2010-2012 гг.

10 МВА

Повышение надежности работы оборудования ПС и обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

51,54

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

11.

Реконструкция ПС Карца 110/35/6 кВ с заменой двух трансформаторов мощностью  16 МВА на трансформаторы 25 МВА

2016-2017 гг.

2х25 МВА

Повышение надежности работы оборудования ПС и обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия - Алания

220,64

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

12.

Строительство ПС 110/6 кВ Городская

2010-2012 гг.

2х16 МВА

Обеспечение надежного электроснабжения существующей нагрузки и возможности технологического присоединения новых потребителей центральной части

г. Владикавказ

167,35

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

13.

Строительство ПС 110/6 кВ Парковая

2011-2014 гг.

2х25 МВА

Обеспечение электрической энергией западной части
г. Владикавказ и прилегающей территории Пригородного района

326,72

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

14.

Строительство ПС  110/6 кВ Новая

2013-2016 гг.

2х40МВА

Обеспечение электрической энергией северо-западной части
г. Владикавказ

236,0

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

15.

Строительство ПС 110/35/6 кВ Мацута

2015-2017 гг.

2х16 МВА

    Обеспечение электрической энергией Дигорского ущелья и населенных пунктов южной части Ирафского района

224,2

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

16.

Строительство ПС 110/35/6 кВ Водозабор

2015-2017 гг.

2х10 МВА

Обеспечение электрической энергией и повышение надежности электроснабжения водозаборных сооружений
г. Владикавказ

144,69

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

17.

Строительство ВЛ 110  кВ  Чикола - Эльхотово

2011-2016 гг.

40 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Чикола и ПС Эльхотово

240,53

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

18.

Строительство ВЛ 110  кВ  Алагир-330 - Парковая

2012-2014 гг.

40 км

Повышение надежности электроснабжения
г. Владикавказ от сети 330 кВ

202,13

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

19.

Строительство ВЛ 110  кВ Алагир-330 - АЗС

2012-2014 гг.

3,3 км

Повышение надежности электроснабжения
г. Владикавказ от сети 330 кВ

24,78

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

20.

Строительство заходовВЛ 110  кВ Алагир-330 – Алагир-110

2012-2014 гг.

2,0 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

16,52

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

21.

Строительство заходов  участка ВЛ №14 Алагир-330 – Унал-110

2012-2014 гг.

2,0 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

16,52

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

22.

Строительство заходов  участка ВЛ №82 Алагир-330  - Алагир-110

2012-2014 гг.

0,6 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

5,31

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

23.

Строительство заходов  участка ВЛ №82 Алагир-330 - Дзуарикау

2012-2014 гг.

0,6 км

Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330

5,31

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

24.

Строительство ВЛ 110 кВ Фаснал - Мацута

2015-2017 гг.

12 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В.Згид и ПС Нузал

129,8

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

25.

Строительство ВЛ 110 кВ Чикола - Мацута

2016-2017 гг.

8,0 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В.Згид и ПС Нузал

59,0

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

26.

Строительство ВЛ 110 кВ №457 Фаснал – В. Згид

2011-2018 гг.

10,0 км

Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В.Згид и ПС Нузал

101,54

ИП СОФ МРСК СК на 2012-2017 гг.

27.

Строительство ПС 110/6 кВ Мамисон

2008-2016 гг.

2х25 МВА

Обеспечение электроснабжения ГРК «Мамисон»

300,5

ФЦП «Юг России (2009-2013 гг.)»

28.

Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг  - Мамисон

2008-2016 гг.

2х28,2 км

Обеспечение электроснабжения ГРК «Мамисон»

29.

Строительство ПС 110/10 кВ Цемзавод с расширением РУ-110 кВ на  ПС 10/35/10 кВ  Ардон

2011-2015 гг.

2х16 МВА

Обеспечение электроснабжения Алагирского цементного завода

225,1

ФЦП «Юг России (2009-2013 гг.)»

30.

Строительство ВЛ 110 кВ Ардон -Цемзавод

2011 – 2015гг.

2х18,11 км

Обеспечение электроснабжения Алагирского цементного завода

31.

Строительство ГЭС – 1 каскада Зарамагских ГЭС

2011-2015гг.

342 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

20 355,73

ИП ОАО «РусГидро» на 2012-2014 гг.,

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг. (дополнительные ввода)

32.

МГЭС «Билягидонская-1»

на р. Билягидон

2013-2015 гг.

2,7 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

300,0

ИП ОАО «РусГидро» на 2012-2014 гг.,

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг. (дополнительные ввода)

33.

МГЭС «Дзуарикауская»

на р. Фиагдон

2014-2017 гг.

4,2 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

412,0

ИП ОАО «РусГидро» на 2012-2014 гг.,

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг. (дополнительные ввода)

34.

Увеличение мощности в результате модернизации

2017 г.

3,3 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

не определена

Схема и программа развития ЕЭС на 2012-2018 гг.

35.

МГЭС «Харвеская»

на р. Урух

2013-2015 гг.

1,0 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

98,0

Предложения ОАО «РусГидро» в проект Концепции государственной программы «Энергоэффектив-ность и развитие электроэнергетики»  и целевую  программу  Минэнерго России«Развитие малой гидроэнергетики на малых и средних реках, а такжеГТС  не энергетического назначения в 2012-2017 годах»

36.

МГЭС «Кубусская»

на  р. Танадон

2013-2015 гг.

24,0 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

2 381,0

37.

МГЭС «Моздокская» на 21 км Терско-Кумского канала

2013-2016 гг.

7,5 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

740,1

Предложения ОАО «РусГидро» в проект Концепции государственной программы «Энергоэффектив-ность и развитие электроэнергетики»  и целевую  программу  Минэнерго России«Развитие малой гидроэнергетики на малых и средних реках, а такжеГТС  не энергетического назначения в 2012-2017 годах»

38.

МГЭС «Льядон» на р. Льядон

2013-2016 гг.

5,0 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

489,0

39.

МГЭС «Бирагзангская»

на р. Ардон

2013-2016 гг.

10,0 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

1 012,0

40.

МГЭС «Танадон»

на р. Танадон

2013-2016 гг.

2,5 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

251,0

41.

МГЭС «Караугомская»

на р. Караугом

2013-2016 гг.

15,0 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

1 482,0

Предложения ОАО «РусГидро» в проект Концепции государственной программы «Энергоэффектив-ность и развитие электроэнергетики»  и целевую  программу  Минэнерго России«Развитие малой гидроэнергетики на малых и средних реках, а такжеГТС  не энергетического назначения в 2012-2017 годах»

42.

МГЭС «Садон»  на р. Садон

2013-2017 гг.

17,0 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

1 729,0

43.

Владикавказская ТЭС

на базе котельной по ул. Шмулевича

2016-2017 гг.

18,0 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

300,0

Подпрограмма развития генерирующих мощностей и объектов когенерации в Республике Северная Осетия – Алания на 2012-2017 годы

44.

Мини-ТЭЦ на базе котельной Республиканской клинической больницы

2016-2017 гг.

2,0 МВт

Увеличение мощности генерирующих объектов

30,0

8. Механизмы и инструменты реализации Республиканской программы

Реализация Республиканской программы предполагает формирование системы механизмов увязки поставленных целей, ресурсов и исполнителей в рамках программно-целевого подхода к управлению.

В структуре управления Республиканской программой Правительство Республики Северная Осетия – Алания осуществляет проведение государственной политики и итоговый контроль за реализацией соответствующих мероприятий. Правительство Республики Северная Осетия-Алания взаимодействует с Парламентом Республики Северная Осетия-Алания в целях выработки решений, разработки и принятия законодательных актов, необходимых для проведения государственной политики в части  оказания государственной поддержки инвесторами в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности на территории Республики Северная Осетия-Алания.

Осуществление общей координации деятельности органов исполнительной  власти Республики Северная Осетия-Алания, органов местного самоуправления и хозяйствующих субъектов и принятие решений по выполнению Республиканской программы следует возложить на Координационный совет по развитию электроэнергетики Республики Северная Осетия – Алания (далее – Координационный совет), положение о котором и состав которого   утверждаются Правительством Республики Северная Осетия-Алания.

На Министерство промышленности, транспорта и энергетики Республики Северная Осетия-Алания возлагаются управление и контроль за ходом реализации Республиканской  программы, а также координация выполнения субъектами энергетики  Республики Северная Осетия-Алания конкретных мероприятий.

Реализацию Республиканской  программы планируется осуществлять через выполнение конкретных программных мероприятий по обеспечению надежности электроснабжения потребителей Республики Северная
Осетия – Алания за счет внебюджетных источников финансирования следующими основными исполнителями: ОАО «РусГидро», Филиалом ОАО «РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал», ОАО «ФСК ЕЭС», Филиалом ОАО  «ФСК ЕЭС»  Магистральные электрические  сети Юга, ОАО «МРСК Северного Кавказа»,   Северо-Осетинским филиалом ОАО «МРСК Северного Кавказа» и  субъектами энергетики Республики Южная Осетия.

9. Ожидаемые результаты  от реализации мероприятий Республиканской программы

По итогам реализации Республиканской программы прогнозируется достижение следующих показателей социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания:

обеспечение надежного функционирования энергетической системы Республики Северная Осетия – Алания в долгосрочной перспективе;

минимизация (предотвращение) возможных сбоев  и ограничений поставок электроэнергии в регион;

обеспечение потребностей населения и экономики Республики Северная Осетия-Алания в энергетических ресурсах в условиях прогнозируемого роста валового регионального продукта;

сокращение дефицита электроэнергии за счет строительства генерирующих объектов энергетики;

обеспечение устойчивого электроснабжения потребителей республики;

создание условий для бескризисного преодоления нарушений электроснабжения региона;

создание энергетической базы для развития новых отраслей экономики, качественной перестройки жизни местного населения;

обеспечение занятости населения;

увеличение налоговых отчислений в бюджеты всех уровней;

удовлетворение прироста потребления энергетических ресурсов за счет снижения энергоемкости валового регионального продукта к 2020 г. на 40 %;

использование энергосберегающихтехнологий и оборудования при новом строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов социальной инфраструктур.

Развитие топливно-энергетического комплекса Республики Северная Осетия-Алания, повышение эффективности его функционирования позволит  ТЭК республики закрепить ведущие позиции среди субъектов Российской Федерации по показателям:

сокращение потерь электрической энергии в сетях;

обеспечение устойчивой работы и безопасности топливно-энергетического комплекса Республики Северная Осетия-Алания;

применение возобновляемых источников энергии.

ПРИЛОЖЕНИЕ  1

к  Схеме и программе развития электроэнергетики Республики Северная Осетия–Алания на 2013-2017 годы

ПОДПРОГРАММА

РАЗВИТИЯ  ГИДРОГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ  И ОБЪЕКТОВ КОГЕНЕРАЦИИ В РЕСПУБЛИКЕ СЕВЕРНАЯ ОСЕТИЯ - АЛАНИЯ НА 2012-2017 ГОДЫ

г. ВЛАДИКАВКАЗ

1. Анализ текущего состояния энергетической базы Республики Северная Осетия – Алания

Гидроэнергетика для Северной Осетии  - одна из самых перспективных и многообещающих отраслей экономики, возможности и практически неограниченные резервы для развития которой подарены природой.

В настоящее время основу электрогенерирующей базы Республики Северная Осетия -Алания представляет Филиал ОАО  «РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал», в состав которого входят пять гидроэлектростанций суммарной установленной мощностью 76,9 МВт. Кроме этого, производство электроэнергии осуществляется  Головной ГЭС каскада Зарамагских ГЭС на реке Ардон мощностью 15 МВт,  ТЭС ОАО «Бесланский маисовый комбинат» мощностью 6 МВт и Павлодольской ГЭС на реке Терек мощностью 2,64 МВт.

На долю всех генерирующих мощностей  приходится около 18% потребляемой в республике электроэнергии, общий объем которой находится на уровне 2,0-2,3 млрд кВтч. Основную же часть этого количества энергии составляет электроэнергия, приобретенная на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Основными поставщиками этого рынка являются тепловые электростанции Северо-Кавказского региона, работающие на дорогом и дефицитном органическом топливе, что существенно сказывается на цене электроэнергии, отпускаемой с оптового рынка.

Наибольшую напряженность с электроснабжением испытывают потребители, расположенные в отдаленных и высокогорных населенных пунктах республики  Алагирского, Дигорского и Ирафского районов.

Для энергопотребителей этих районов ненадежность электроснабжения обусловлена не только общим уровнем дефицита электроэнергии в энергосистеме республики, но и крайне неудовлетворительной системой подачи и распределения электроэнергии, которая осуществляется по протяженным и тупиковым электросетям низкого напряжения (6 кВ) и одноцепным магистральным линиям 35 кВ, проложенным по ущельям через перевалы. Пропускная способность этих электролиний ограничена, условия их прохождения тяжелые, каменные обвалы и снежные лавины приводят кчастым и продолжительным прекращениям подачи электроэнергии.

2. Цели и задачи

Развитие и укрепление энергетической базы республики основывается  на освоении собственных возобновляемых энергетических ресурсов. Среди возможных вариантов развития особое место занимает строительство и ввод в эксплуатацию малых (до 25 МВт) гидроэлектростанций.

Пять  наиболее крупных рек, таких как Терек, Ардон, Урух, Фиагдон и Гизельдон, сосредоточили в себе более 72% всей  потенциальной мощности рек республики. По данным Российской академии наук, энергетически крупных рек в Республике Северная
Осетия – Алания насчитывается 47. Высокая концентрация водных ресурсов в отдельных водотоках и на их участках определяет возможность эффективного использования гидроэнергетических ресурсов в интересах значительного восполнения дефицита электроэнергии.

Целью Подпрограммы развития гидрогенерирующих мощностей и объектов когенерации в Республике Северная Осетия – Алания на 2012-2017 годы (далее – Подпрограмма) является обоснование  хозяйственной необходимости, технической возможности, экономической значимости и социальной  целесообразности  строительства гидроэлектростанций на реках республики и объектов когенерации.

Пуск в эксплуатацию новых  ГЭС и мини-ТЭЦ позволит решить следующие задачи:

обеспечение  устойчивого электроснабжения удалённых населённых пунктов  горной местности;

обеспечение современного уровня рекреационного и туристического развития Республики Северная Осетия - Алания;

создание условий для бескризисного преодоления нарушений электроснабжения региона;

создание энергетической базы для развития новых отраслей экономики, качественной перестройки жизни местного населения;

обеспечение занятости населения.             

3. Гидроэнергетические ресурсы рек Республики Северная Осетия – Алания

В ходе детального обследования русла рек и оценки рельефа местности, уточнения  геологических, гидрологических и картографических материалов  были определены мощности рек, обладающих высоким энергетическим потенциалом.

Общий энергетический потенциал речного стока и его распределение по категориям приведены в таблице 1.

Таблица 1

Категория рек

Количество рек

Мощность,

МВт

Энергия,

млн кВтч

Доля от объема,

%

Основные реки

83

2 384,9

20 892,6

91,9

Мелкие реки

2 270

138,4

1 830,8

8,1

Итого:

2 353

2 523,3

22 723,4

100

Характеристики наиболее мощных рек республики представлены в таблице 2.

Таблица 2

№№

п/п

Название реки

Мощность,

МВт

Энергия,

млн кВтч

Доля от суммарной  мощности основных рек, %

Удельная мощность,

кВт/км

1.

Терек

640,7

5 613

26,86

3 490

2.

Ардон

468,1

4 101

19,63

4 776

3.

Урух

353,8

3 099

14,83

4 325

4.

Фиагдон

151,3

1 325,5

6,34

2 023

5.

Гизельдон

115,8

1 014,6

4,85

1 380

6.

Сонгутидон

58,3

469,8

2,44

2 470

7.

Цейдон

49,4

432,5

2,07

3 430

8.

Белая

40,2

351,8

1,68

744

9.

Билягидон

36,7

321,6

1,53

2 566

10.

Камбилеевка

34,3

300,5

1,44

366

11.

Геналдон

33,2

291

1,39

1 272

12.

Нардон

32,5

284,3

1,36

1 035

13.

Караугомдон

30,8

269,8

1,29

2 139

14.

Садон

25,2

220,9

1,06

1 867

15.

Сардидон

23,1

202,3

0,10

2 044

Итого

2 093,4

18 297,6

87,77

Строительство малых и средних по мощности ГЭС позволит в значительной степени повысить устойчивость и экономичность схемы энергоснабжения потребителей и снизить дефицит энергии и зависимость республики от внешнего рынка. В то же время строительство ряда экологически чистых МГЭС имеет важное значение для ускоренного развития хозяйственного и социально-экономического комплекса республики.

С 2006 года рост потребления электроэнергии в республике составляет  менее 3% в год. В связи с вводом в эксплуатацию заводов по производству строительной извести, кирпича и других стройматериалов; организаций, производящих товары народного потребления; новых туристических комплексов и баз альпинистов, увеличения спроса на электроэнергию,  обусловленного развитием аграрно-промышленных предприятий, ожидаемый рост потребления к  2017 году превысит 12,9% по сравнению с его объемом в 2011 году. 

4. Структура установленной мощности генерирующих объектов на территории Республики Северная Осетия – Алания

Производство электроэнергии в республике в настоящее время осуществляют:

Филиал ОАО «РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал».

В его состав входят 5 гидроэлектростанций: Дзауджикауская, Эзминская, Гизельдонская, Беканская и Кора-Урсдонская. Общая установленная мощность электростанций – 76,9МВт. Головная организация - ОАО «РусГидро» (г. Москва). Гизельдонская ГЭС введена в эксплуатацию в 1934 г., Беканская ГЭС – в 1948 г., Дзауджикауская ГЭС – в 1950 г., Эзминская ГЭС – в 1954 г., Кора-Урсдонская ГЭС -  в 2000 г.

Эзминская, Гизельдонская, Дзауджикауская ГЭС и Фаснальская МГЭС – станции деривационного типа. Беканская и Кора–Урсдонская ГЭС – маломощные станции, не оказывающие влияющего воздействия на баланс выработки электрической энергии. Беканская ГЭС находится на незначительной по объему естественной впадине, заполняемой родниковой водой.  Кора–Урсдонская ГЭС построена на отводном полевом канале;

Головная ГЭС каскада  Зарамагских ГЭС на реке Ардон. В настоящий момент функционирует одна станция – Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС установленной мощностью 15 МВт, которая введена в эксплуатацию в сентябре 2009 года. На основе арендного договора с дочерним зависимым обществом ОАО  «РусГидро» Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС эксплуатируется филиалом ОАО  «РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал»;

ТЭС ОАО «Бесланский маисовый комбинат» (ТЭС БМК)установленной мощностью 6 МВт и 35 Гкал/час;

Павлодольская ГЭС ОАО «РусГидро». Станция введена в эксплуатацию в 1965 году и  находится на Павлодольском гидроузле, осуществляющем водозабор в Терско–Кумский канал из реки Терек у станицы Павлодольская на территории ФГУ «Управление эксплуатации Терско-Кумского гидроузла». Установленная мощность – 2,62 МВт, среднегодовая выработка – 1,2 млн кВтч. Оборудование станции – 2 пропеллерных гидроагрегата ПР 245/10-ВБ220 мощностью по 1,31 МВт, работающих при напоре 7,5 м.

Состав существующих электростанций  по сведениям  системного оператора по состоянию на 01.01.2012г. с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям представлен в таблице 3.

Таблица 3

Наименование объекта

Мощность, МВт

Наименование компании

Гизельдонская ГЭС

22,8

ОАО «РусГидро»

Эзминская ГЭС

45

Дзауджикауская  ГЭС

8

Беканская ГЭС

0,5

Кора-Урсдонская ГЭС

0,6

Павлодольская ГЭС

2,62

Головная ГЭС ОАО «Зарамагские ГЭС»

15

ОАО «Зарамагские ГЭС»

ТЭС БМК

6

ОАО «Бесланский маисовый комбинат»

Итого:

100,52

Техническое состояние основных фондов  действующих электростанций, за исключением Головной ГЭС каскада Зарамагских ГЭС, характеризуется следующими данными:

общий износ основных фондов - более 65%;

износ машин и оборудования – более 87%.

Динамика фактической потребности в электроэнергии и покрытие ее за счёт собственного производства существующими электростанциями  за последние годы представлены в таблице 4.

Таблица 4

Периоды

Потребление электроэнергии

Производство электроэнергии

Доля производства

в объеме потребления,

%

млн кВтч

рост

в %

млн кВтч

рост

в %

2006 год

2 153,7

0,77

333,2

14,3

15,5

2007 год

2 144,8

-0,41

325,7

-2,3

15,2

2008 год

2 187,3

1,98

354,7

8,9

16,2

2009 год

2 140,8

-2,13

371,8

4,8

17,4

2010 год

2 166,2

1,19

412,7

11,0

19,1

2011 год

2 301,1

6,22

367,3

-11,0

16,0

Среднегодовой прирост

29,5

1,37

6,8

2,0

-

График фактического потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания

5. Строительство гидрогенерирующих установок

Согласно материалам сценарных условий развития электроэнергетики, разработанных  на 2012-2018 гг., даже в оптимистическом варианте республика остается с дефицитным балансом до 65%.

Современное освоение гидроэнергетического потенциала территории можно разбить на 3 блока:

продолжение строительства каскада ГЭС на реке Ардон;

строительство малых и средних ГЭС в бассейне реки Урух;

строительство малых ГЭС на других реках республики.

1. Каскад гидроэлектростанций на реке Ардон.

По первоначальному замыслу каскад Зарамагских ГЭС планировался из 4 станций:

Головная ГЭС мощностью 10 МВт (в период изолированной
работы – 15 МВт) и среднегодовой выработкой электроэнергии 23 млн кВтч;   ГЭС-I мощностью 342 МВт и выработкой 789 млн кВтч; ГЭС-II мощностью 68 МВт и выработкой 201 млн кВтч;ГЭС-IIIмощностью 46 МВт и выработкой 138 млн кВтч.

В 2009 году введена  в эксплуатацию приплотинная Головная ГЭС каскада ГЭС на реке Ардон. В соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы
(далее – Схема)  ввод в эксплуатацию ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС намечен в 2015 году.

Строительство ГЭС-IIи ГЭС-IIIпланируется  на 2018-2020 годы. При этом в целях экономии средств и экологической безопасности предусмотрен щадящий вариант – объединение двух станций в одну.

2. Строительство каскада ГЭС на реке Урух.

Река Урух и её притоки давно привлекают внимание специалистов. Сравнительно  стабильный расход воды, возможность создания регулирующих емкостей, не наносящих заметного ущерба природе и человеку, большие уклоны рек с высокой удельной  мощностью водотока определяют широкий потенциал использования гидроэнергетических ресурсов. Из 16 наиболее крупных водотоков Северной Осетии 5  относятся к бассейну р. Урух. Суммарный гидроэнергетический потенциал этих водотоков составляет 2850 млн кВтч, что выше среднегодового уровня  потребления электроэнергии в Республике Северная Осетия - Алания. Более половины этого потенциала сконцентрировано в верхнем течении реки Урух.

Постановлением Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 13 июня 2007 года №146 утверждена Концепция использования гидроэнергетического потенциала бассейна реки Урух. Закрытым акционерным обществом «Межотраслевое научно-техническое объединение «ИНСЭТ» (г. Санкт-Петербург) разработана схема размещения 17 гидроэлектростанций установленной мощностью 227,6 МВт и среднегодовой выработкой 977,54 млн кВтч, в том числе:

15 малых ГЭС мощностью 130,6 МВт и выработкой электроэнергии  573 млн кВтч в год;

2 средних ГЭС мощностью 97 МВт и выработкой электроэнергии 404,54 млн кВтч в год.

Строительство МГЭС Фаснальская  мощностью 6,4 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 20,37 млн кВтч осуществляется  ГК «Меркурий», ввод в эксплуатацию в 2012 году.

Предложения по строительству  14 малых ГЭС переданы ОАО «РусГидро» в проект Концепции государственной программы «Энергоэффективность и развитие электроэнергетики»  и целевую программу Минэнерго России «Развитие малой гидроэнергетики на малых и средних реках, а также ГТС  не энергетического назначения в 2012-2017 годах».

Предложения о включении строительства 2 средних ГЭС – «Мацута» и «Дигорская» – в Инвестиционную программу ОАО  «РусГидро» на 2017-2025 годы направлены органами исполнительной власти Республики Северная Осетия – Алания в ОАО «РусГидро» и Минэнерго России.

Строительство сетевой инфраструктуры в бассейне реки Урух будет вестись с учётом Концепции Федеральной целевой программы «Юг России (2008-2016 годы)».

3. Строительство малых ГЭС на других реках республики.

В настоящее время осуществляется реализация проектов по строительству малых ГЭС в створах других рек, а именно: Фиагдонской МГЭС и Фиагдонской-2 на реке Фиагдон, Буронской МГЭС на реке Цейдон, Моздокской МГЭС на 21-ом км Терско-Кумского канала, МГЭС «Баддон», МГЭС «Садон», МГЭС «Архондон», МГЭС «Цмикомдон», МГЭС «Льядон», МГЭС «Адайкомдон», МГЭС «Верхняя Гизельдонская», МГЭС «Нижняя Гизельдонская» на реках по названиям станций, МГЭС «Нижняя Эзминская» на реке Терек, МГЭС «Бирагзангская» и  МГЭС «Дзуарикауская» на реке Ардон. ОАО «РусГидро» направлены предложения по строительству в Северо – Кавказском федеральном округе указанных  малых ГЭС для включения в Государственную программу «Энергоэффективность и развитие энергетики».              В Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы
(далее – Схема) включено строительство МГЭС «Фиагдонская» мощностью 5 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 23,7 млн кВтч (2012 год), МГЭС «Билягидонская-1» мощностью 2,7 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 10,93 млн кВтч (2016 год), МГЭС «Дзуарикауская» мощностью 4,2 МВт и среднегодовой выработкой 19,53 млн кВтч (2017 год) и модернизация оборудования действующих ГЭС мощностью 3,3 МВт (2017 год).

Необходимо рассмотреть возможность строительства малых ГЭС на других реках республики с целью более полного использования гидроэнергетического потенциала территории.

Специалистами Фонда развития возобновляемых источников энергии «Новая энергия» определён перечень перспективных площадок для строительства МГЭС в Республике Северная Осетия - Алания:

МГЭС на р. Таргайдон (водозабор р. Ардон);

МГЭС на р. Хайдон (приток р. Ардон);

Верхнефиагдонская МГЭС на р. Фиагдон;

МГЭС на р. Цариитдон (пос. Хидикус);

МГЭС на р. Саджилдон;

Терская МГЭС на р. Терек (на излучине р. Терек);

МГЭС на концевом сбросе Малокабардинского канала в р. Терек;

МГЭС на быстротоке Малокабардинского канала (у с. Кизляр);

МГЭС на головном водозаборе гидроузла Алханчуртского канала.

Предложения по строительству еще 15 малых ГЭС переданы ОАО «РусГидро» в проект Концепции государственной программы «Энергоэффективность и развитие электроэнергетики»  и целевую программу Минэнерго России «Развитие малой гидроэнергетики на малых и средних реках, а также ГТС  не энергетического назначения в 2012-2017 годах».

6. Строительство и модернизация гидроэнергетических объектов, включенных в Схемуи программу развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы

Строительство малой гидроэлектростанции «Фиагдонская» на реке Фиагдон в Алагирском районе Республики Северная Осетия – Алания мощностью 5 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 23,7 млн кВтч согласно Схеме и в рамках Инвестиционной программы ОАО   «РусГидро» на 2012-2014 годы осуществляется в целях:

устойчивого развития производства электроэнергии на базе возобновляемых источников энергии;

обеспечения надежного электроснабжения потребителей труднодоступных и отдаленных населенных пунктов Алагирского района республики;

создания условий системной надежности и безопасности;

положительного влияния на социально-экономические условия и развитие региона.

Показатели экономической эффективности реализации инвестиционного проекта:

чистый дисконтированный доход (NPV) – 113,562 млн рублей;

внутренняя норма доходности (IRR) – 5,24%;

срок окупаемости – 19 лет.

Основные цели и направления инвестиционного проекта  строительства ГЭС-Iкаскада Зарамагских ГЭС:

производство электроэнергии;

сокращение дефицита электроэнергии в Республике Северная
Осетия – Алания от 80% до 50%.

Строительство Зарамагских ГЭС ведется на территории республики с 1976 года. Основные сооружения  Зарамагских ГЭС располагаются на участке реки Ардон от с. Нижний Зарамаг до створа впадения реки Баддон.

Предложения по формированию Инвестиционной программы ОАО «РусГидро»  на 2012-2014 годы  в части строительства ГЭС-Iсделаны с учетом актуализированного Сводно-сметного расчета (ССР). Утвержденный ранее ССР  полностью исчерпан ввиду долгостроя и ряда объективных причин:

повышение требований сейсмичности гидротехнических сооружений с 7 баллов до 9;

повышение класса безопасности гидротехнических сооружений (БСР) с 4-го на 1-й, что приведет к увеличению объема бетонных работ с 250 тыс. м3 до 440 тыс. м3;

изменение конструкции горизонтальных турбинных водоводов, что требует дополнительной проходки и отделки 980 м тоннеля и водовода;

изменение проекта здания ГЭС-Iв соответствии с требованиями Ростехнадзора  после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС;

изменение напряжения  схемы выдачи мощности ГЭС-Iсо 110 кВ на  330 кВ, что повлекло  за собой увеличение стоимости  строительно-монтажных работ и оборудования.

Полная стоимость строительства Зарамагских ГЭС с учетом актуализации ССР составляет 34 400 млн  рублей, остаточная  стоимость на начало 2012 года – 20 355,73 млн рублей.

Показатели экономической эффективности  реализации инвестиционного проекта:

чистый дисконтированный доход (NPV) – 3 868,60 млн рублей;

внутренняя норма доходности (IRR) – 15,11%;

срок окупаемости – 10 лет (простой), 20 лет (дисконтированный).

Строительство Фаснальской МГЭС осуществляется ГК «Меркурий» в рамках Соглашения между Правительством Республики Северная
Осетия – Алания и ГК «Меркурий» на реке Сонгутидонмощностью 6,4 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 20,37 млн кВтч.

Схемой и программой развития Единой энергетической системы на 2012-2018 годы предусмотрена модернизация оборудования действующих гидроэлектростанций республики:

Эзминской ГЭС с увеличением мощности на 2 МВт;

Дзауджикауской ГЭС с увеличением мощности на 0,3 МВт;

Гизельдонской ГЭС с увеличением мощности на 1,0 МВт;

Беканской ГЭС без увеличения мощности.

Строительство МГЭС «Билягидонская-1» на реке Билягидон мощностью 2,7 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 10,93 млн кВтч  ОАО «РусГидро»планирует  осуществить в рамкахКонцепции использования гидроэнергетического потенциала бассейна реки Урух. 

Строительство МГЭС «Дзуарикауская»  мощностью 4,2 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 19,53 млн кВтчбудет осуществляться ОАО «РусГидро» в целях освоения гидроэнергетического потенциала реки Фиагдон и обеспечения электроэнергией  горной части Алагирского района.

Строительство  обозначенных ГЭС осуществляется в целях:

устойчивого развития производства электроэнергии на базе возобновляемых источников энергии;

обеспечения надежного электроснабжения потребителей труднодоступных и отдаленных населенных пунктов Дигорского,  Ирафского и Алагирского районов республики;

создания условий системной надежности и безопасности;

положительного влияния на социально-экономические условия и развитие региона.

Последовательность ввода в эксплуатацию на территории республики гидрогенерирующих мощностей, включенных в Схему с высокой вероятностью реализации (основной вариант), представлена в таблице 5.

Таблица 5

№№

п/п

Наименование

Установленная

мощность,

МВт

Производство

электро-энергии,

млн кВтч

Год ввода в эксплуа-тацию

1.

МГЭС «Фиагдонская» на р. Фиагдон

5

23,7

2012

2.

МГЭС «Фаснальская» на

р. Сонгутидон

6,4

20,37

2012

3.

Модернизация оборудования действующих ГЭС (Эзминской, Гизельдонской, Дзауджикауской и Беканской)

3,3

-

2017

И Т О Г О:

14,7

48,97

Региональная структура фактических и перспективных балансов мощности, разработанных   на 2013-2017 годы системным оператором с учетом ввода объектов с высокой вероятностью реализациив соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы,  представлена в таблице 6 (основной вариант).

Таблица 6

Периоды

Потребность

Покрытие за счет собственных источников

Доля покрытия

в объеме потребности,

%

МВт

рост в %

МВт

рост в %

2008 год

425

5,2

84,5

8,2

19,9

2009 год

404

-4,9

99,5

17,8

24,6

2010 год

410

1,49

99,5

0

24,3

2011 год

405

-1,22

99,5

0

24,6

2012 год

423

4,44

112,01

12,5

26,5

2013 год

430

1,65

112,0

-

26,0

2014 год

436

1,40

112,0

-

25,7

2015 год

444

1,83

112,0

-

25,2

2016 год

451

1,58

112,0

-

24,8

2017 год

459

1,77

115,32

2,9

25,1

Среднегодовой прирост

3,8

0,9

3,4

4,0

1– с учетом перемаркировки агрегатов Павлодольской ГЭС и ввода в 2012 году Фиагдонской МГЭС мощностью 5 МВт и Фаснальской МГЭС мощностью 6,4 МВт;

2 – с учетом увеличения мощности действующих ГЭС на 3,3 МВт в результате модернизации оборудования.

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период  2013-2017 годы(основной вариант)

Региональная структура фактических и перспективных балансов мощности, разработанных   на 2013-2017 годы системным оператором с учетом дополнительных вводов мощности в соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы,  представлена в таблице 7 (оптимистический вариант).

Таблица 7

Периоды

Потребность

Покрытие за счет собственных источников

Доля покрытия

в объеме потребности,

%

МВт

рост в %

МВт

рост в %

2008 год

425

5,2

84,5

8,2

19,9

2009 год

404

-4,9

99,5

17,8

24,6

2010 год

410

1,49

99,5

0

24,3

2011 год

405

-1,22

99,5

0

24,6

2012 год

423

4,44

112,01

12,5

26,5

2013 год

430

1,65

112,0

-

26,0

2014 год

436

1,40

112,0

-

25,7

2015 год

444

1,83

454,02

305,4

102,3

2016 год

451

1,58

456,73

0,6

101,3

2017 год

459

1,77

464,24

1,6

101,1

Среднегодовой прирост

3,8

0,9

42,2

49,9

1 -с учетом  ввода в 2012 году согласно Схеме МГЭС «Фиагдонская» мощностью 5 МВт и Фаснальской МГЭС мощностью 6,4 МВт;

2 - с учетом ввода в 2015 году согласно Схеме ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС мощностью 342 МВт;

3 – с учетом ввода в эксплуатацию в 2016 году МГЭС «Билягидонская-1» мощностью 2,7 МВт;

4 - с учетом модернизации оборудования действующих ГЭС 3,3 МВт и ввода в эксплуатацию МГЭС «Дзуарикауская» мощностью 4,2 МВт согласно Схеме.

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период  2013-2017 годы(оптимистический вариант)

Динамика фактической и перспективной потребности в электроэнергии и покрытие ее за счёт собственного производства  электростанциями, исходя из баланса, разработанного системным оператором и в соответствии со Схемой,   представлена в таблице 8 (основной вариант).

Таблица 8

Периоды

Потребление электроэнергии

Производство электроэнергии

Доля производства

в объеме потребления,

%

млн кВтч

рост

в %

млн кВтч

рост

в %

2008 год

2 187,3

2,0

354,7

8,9

16,2

2009 год

2 140,8

-2,13

371,8

4,2

17,4

2010 год

2 166,2

1,19

412,7

11,0

19,1

2011 год

2 301,1

6,22

367,3

-11,0

16,0

2012 год

2 319,0

0,78

397,0

8,0

17,1

2013 год

2 366,0

2,03

368,31

-7,2

15,6

2014 год

2 415,0

2,07

368,3

-

15,3

2015 год

2 461,0

1,90

368,5

0,05

15,0

2016 год

2 527,0

2,68

369,8

0,35

14,6

2017 год

2 597,0

2,77

372,82

0,81

14,4

2018 год

2 644,0

1,8

375,93

0,83

14,2

Среднегодовой прирост

45,67

2,08

2,12

0,59

1– с учетом ввода в 2012 году Фиагдонской МГЭС мощностью 5 МВт и Фаснальской МГЭС мощностью 6,4 МВт;

2 – с учетом увеличения мощности действующих ГЭС на 3,3 МВт в результате модернизации оборудования.

             

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания(основной вариант)

Динамика фактической и перспективной потребности в электроэнергии и покрытие ее за счёт собственного производства  электростанциями, исходя из баланса, разработанного системным оператором и в соответствии со Схемой (оптимистический  вариант),  представлена в таблице 9.

Таблица 9

Периоды

Потребление электроэнергии

Производство электроэнергии

Доля производства

в объеме потребления,

%

млн кВтч

рост

в %

млн кВтч

рост

в %

2008 год

2 187,3

-

354,7

8,9

16,2

2009 год

2 140,8

-2,13

371,8

4,2

17,4

2010 год

2 166,2

1,19

412,7

11,0

19,1

2011 год

2 301,1

6,22

367,3

-11,0

16,0

2012 год

2 319,0

0,78

397,0

8,0

17,1

2013 год

2 366,0

2,03

368,31

-7,2

15,6

2014 год

2 415,0

2,07

368,3

-

15,3

2015 год

2 461,0

1,90

368,5

0,05

15,0

2016 год

2 527,0

2,68

1 158,82

214,5

45,9

2017 год

2 597,0

2,77

1172,733

1,2

45,2

2018 год

2 644,0

1,8

1 195,364

1,9

45,2

Среднегодовой прирост

45,5

2,08

84,1

23,7

1  - с учетом  ввода в 2012 году МГЭС «Фиагдонская» и Фаснальской МГЭС с выработкой

2 - с учетом ввода в 2015 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС со среднегодовой выработкой электроэнергии 789,0 млн кВтч;

3 – с учетом ввода в эксплуатацию в 2016 году МГЭС «Билягидонская-1» с выработкой 10,93 млн кВтч;

4 – с учетом ввода в 2017году МГЭС «Дзуарикауская» с выработкой 19,53 млн кВтч.

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания(оптимистический вариант)

Из-за недостатка капитальных вложений программа ввода генерирующих мощностей в республике в прошедшее десятилетие не выполнялась. В то же время Республика Северная Осетия-Алания – один из немногих  регионов России, который располагает энергетическим потенциалом рек в объеме 22,7 млрд кВтч.  При этом производство электрической энергии в республике за последние 5 лет не превышает 413 млн кВтч при промышленно доступном энергетическом потенциале гидроресурсов в 5 млрд кВтч, что почти 2,5 раза превышает республиканские потребности в электроэнергии. В этих условиях использование местных гидроэнергетических ресурсов является одной из важнейших стратегических задач развития энергетической базы Республики Северная Осетия-Алания.

6. Строительство объектов гидрогенерации и когенерации, не вошедших в Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы

В целях развития малой энергетики с учетом пункта 26 Плана мероприятий по реализации Водной стратегии Российской Федерации  на период до 2020 года, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 27 августа 2009 г. №1235-р, ОАО «РусГидро»направлены предложения по строительству малых ГЭС в Северо – Кавказском федеральном округе для включения в Государственную программу «Энергоэффективность и развитие энергетики» ицелевую  программу  Минэнерго России«Развитие малой гидроэнергетики на малых и средних реках, а такжеГТС  не энергетического назначения в 2012-2017 годах».

Согласно прогнозу ввода малых ГЭС, ОАО «РусГидро» планирует до 2025 года строительство на территории республики 29-ти гидроэлектростанций мощностью до 25 МВт, в том числе 11 (с МГЭС «Фиагдонская», МГЭС «Билягидонская-1»  и  МГЭС «Дзуарикауская») – в период 2012-2017 годы, а именно:

Таблица 10

№№

п/п

Наименование

Установлен-ная

мощность,

МВт

Производство

электроэнергии,

млн кВтч

Год ввода в эксплуа-тацию

1.

МГЭС «Фиагдонская»

на р. Фиагдон

5,0

23,7

2012

2.

МГЭС «Харвеская»

на р. Урух

1,0

4,29

2015

3.

МГЭС «Кубусская»

на р. Танадон

24,0

98,39

2015

4.

МГЭС «Билягидонская-1» на р. Билягидон

2,7

10,93

2016

5.

МГЭС «Моздокская» на 21 км Терско-Кумского канала

7,5

24,5

2016

6.

МГЭС «Льядон» на р. Льядон

5,0

23,26

2016

7.

МГЭС «Бирагзангская»

на р. Ардон

10,0

46,52

2016

8.

МГЭС «Танадон» на р. Танадон

2,5

11,58

2016

9.

МГЭС «Караугомская»

на р. Караугом

15,0

75,27

2016

10.

МГЭС «Дзуарикауская»

на р. Фиагдон

4,2

19,53

2017

11.

МГЭС «Садон»

на р. Садон

17,0

83,87

2017

И Т О Г О:

93,9

421,84

Из представленного перечня 3 станции (МГЭС «Фиагдонская», МГЭС «Билягидонская-1»  и  МГЭС «Дзуарикауская») включены в Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы и их технико-экономические показатели включены в прогнозные балансы мощности и электропотребления на период формирования Республиканской программы.

В период 2013-2017 годы на территории республики планируется строительство 8 МГЭС, не вошедших в Схему, мощностью 82 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 367,68 млн кВтч, а именно:

Таблица 11

№№

п/п

Наименование

Установлен-ная

мощность,

МВт

Производство

электроэнергии,

млн кВтч

Год ввода в эксплуа-тацию

1.

МГЭС «Харвеская»

на р. Урух

1,0

4,29

2015

2.

МГЭС «Кубусская»

на р. Танадон

24,0

98,39

2015

3.

МГЭС «Моздокская» на 21 км Терско-Кумского канала

7,5

24,5

2016

4.

МГЭС «Льядон» на р. Льядон

5,0

23,26

2016

5.

МГЭС «Бирагзангская»

на р. Ардон

10,0

46,52

2016

6.

МГЭС «Танадон» на р. Танадон

2,5

11,58

2016

7.

МГЭС «Караугомская»

на р. Караугом

15,0

75,27

2016

8.

МГЭС «Садон»

на р. Садон

17,0

83,87

2017

И Т О Г О:

82,0

367,68

Параллельно со строительством гидроэлектростанций необходимо решать проблемы покрытия дефицита электроэнергии собственной генерации за счёт возведения мини-ТЭЦ с использованием газопоршневых  и микротурбинных установок, работающих на природном газе и способных дать существенный экономический эффект от комбинированной выработки  электрической и тепловой энергии (когенерации). Это является одним из перспективных направлений совершенствования топливно-энергетического комплекса и обеспечения максимальной экономии топлива.

Автономная работа когенератора позволяет обеспечивать потребителей   электроэнергией со стабильными параметрами по частоте и напряжению, а также тепловой энергией и горячей водой. Преимущество таких станций – малогабаритность. Потенциальными объектами  для применения когенерации в республике могут быть промышленные производства, больницы, объекты жилищно-коммунального хозяйства, котельные и другие.                 Правительство Республики Северная Осетия - Алания поддерживает инициативу АМС МО г. Владикавказ, промышленных предприятий, частных инвесторов по строительству в регионе газопоршневых и газотурбинных станций.

Подпрограммой развития генерирующих мощностей в Республике Северная Осетия – Алания предусмотрено строительство двух мини-ТЭЦ (объектов когенерации) на базе существующих котельных.

Ввод  в эксплуатацию  мини-ТЭЦ в Республике Северная Осетия – Алания представлен в таблице 12.

Таблица 12

№№

п/п

Наименование

Установленная

мощность,

МВт

Среднегодовая выработка

электроэнергии,

млн кВтч

Год ввода в эксплуа-тацию

1.

Владикавказская ТЭС

на базе котельной по ул. Шмулевича

18

140,0

2017

2.

Мини-ТЭЦ на базе котельной Республиканской клинической больницы

2

15,96

2017

Итого:

20

155,96

7. Сводный перечень ввода генерирующих объектов на территории республики в 2012-2017 годах:

Таблица 13

№№

п/п

Наименование

Установленная

мощность,

МВт

Производство

электроэнергии,

млн кВтч

Год ввода в эксплуа-тацию

1.

МГЭС «Фиагдонская»

на р. Фиагдон

5,0

23,7

2012

2.

Фаснальская МГЭС на  р. Сонгутидон

6,4

20,37

2012

2.

ГЭС–I каскада Зарамагских ГЭС на р. Ардон

342

789,0

2015

3.

МГЭС «Харвеская»

на р. Урух

1,0

4,29

2015

4.

МГЭС «Кубусская»

на р. Танадон

24,0

98,39

2015

5.

МГЭС «Билягидонская-1» на р. Билягидон

2,7

10,93

2016

6.

МГЭС «Моздокская» на 21 км Терско-Кумского канала

7,5

24,5

2016

7.

МГЭС «Льядон» на р. Льядон

5,0

23,26

2016

8.

МГЭС «Бирагзангская» на р. Ардон

10,0

46,52

2016

9.

МГЭС «Танадон» на р. Танадон

2,5

11,58

2016

10.

МГЭС «Караугомская» на р. Караугом

15,0

75,27

2016

11.

МГЭС «Дзуарикауская» на р. Фиагдон

4,2

19,53

2017

12.

МГЭС «Садон» на р. Садон

17,0

83,87

2017

13.

Владикавказская ТЭС

на базе котельной по ул. Шмулевича

18,0

140,0

2017

14.

Мини-ТЭЦ на базе котельной  РКБ

2,0

15,96

2017

Увеличение мощности в результате модернизации

3,3

-

2017

И Т О Г О:

465,6

1 387,17

Региональная структура фактических и перспективных балансов мощности, разработанных на 2013-2017 годы на основе сведений, представленных системным оператором, в соответствии со Схемой и после реализации Подпрограммы (дополнительный вариант), представлена в таблице 14.

Таблица 14

Периоды

Потребность

Покрытие за счет собственных источников

Доля покрытия

в объеме потребности, %

МВт

рост в %

МВт

рост в %

2011 год

405

-1,22

99,5

-

24,6

2012 год

423

4,44

112,01

12,5

26,5

2013 год

430

1,65

112,0

-

26,0

2014 год

436

1,40

112,0

-

25,7

2015 год

444

1,83

479,02

327,7

107,9

2016 год

451

1,58

521,73

8,9

115,7

2017 год

459

1,77

566,24

8,5

123,4

Среднегодовой прирост

9,0

2,22

77,78

78,17

1 – с учетом ввода в 2012 году МГЭС «Фиагдонская» и Фаснальской МГЭС 5,0 МВт и 6,4 МВт соответственно;

2 – с учетом ввода в 2015 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС (342 МВт), МГЭС «Харвеская»(1 МВт) и МГЭС «Кубусская» (24 МВт);

3 –с учетом ввода в 2016 году МГЭС «Билягидонская-1» (2,7 МВт), 5 МГЭС по предложениям ОАО «РусГидро» (40 МВт);

4 – с учетом модернизации (3,3 МВт), ввода в эксплуатацию в 2017 году МГЭС «Дзуарикауская» (4,2 МВт), Садонской МГЭС (17 МВт), ТЭС  на базе котельной по ул. Шмулевича (18 МВт) и мини-ТЭЦ на базе РКБ (2 МВт).

Динамика потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия – Алания и обеспечения его за счет  производства генерирующими установками после  реализации Подпрограммы, исходя из баланса, разработанного системным оператором на 2013-2017 годы, представлена в таблице 15.

Таблица 15

Периоды

Потребление электроэнергии

Производство электроэнергии

Доля производства

в объеме потребления,

%

млн кВтч

рост

в %

млн кВтч

рост

в %

2008 год

2 187,3

-

354,7

8,9

16,2

2009 год

2 140,8

-2,13

371,8

4,2

17,4

2010 год

2 166,2

1,19

412,7

11,0

19,1

2011 год

2 301,1

6,22

367,3

-11,0

16,0

2012 год

2 319,0

0,78

397,0

8,0

17,1

2013 год

2 366,0

2,03

368,31

-7,2

15,6

2014 год

2 415,0

2,07

368,3

-

15,3

2015 год

2 461,0

1,90

368,5

0,05

15,0

2016 год

2 527,0

2,68

1261,48

244,2

49,9

2017 год

2 597,0

2,77

1 353,96

1,2

52,1

2018 год

2 644,0

1,8

1 719,0

1,9

65,0

Среднегодовой прирост

45,5

2,08

136,4

38,5

1 – с учетом ввода в 2012 году МГЭС «Фиагдонская» и Фаснальской МГЭС 20,37 млн кВтч и 23,7 млн кВтч соответственно;

2 – с учетом ввода в 2015 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС (789,0 млн кВтч), МГЭС «Харвеская» (4,29 млн кВтч) и МГЭС «Кубусская» (98,39 млн кВтч);

3 – с учетом ввода в 2016 году МГЭС «Билягидонская-1» (10,93 млн кВтч), 5 МГЭС по предложениям ОАО «РусГидро» (181,13 млн кВтч);

4 – с учетом модернизации (3,3 МВт), ввода в эксплуатацию в 2017 году МГЭС «Дзуарикауская» (19,53 млн кВтч), Садонской МГЭС (83,87 млн кВтч), ТЭС  на базе котельной по ул. Шмулевича (140 млн кВтч) и мини-ТЭЦ на базе РКБ (15,96 млн кВтч).

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период 2011-2017 годыпосле реализации Подпрограммы

8. Механизмы реализации Подпрограммы

Подпрограмма предусматривает  сокращение  дефицита мощности и энергии  и органически вписывается в принятый Правительством России базовый сценарий развития электроэнергетики России и, в частности,   Северо-Кавказского федерального округа.

Строительство гидроэлектростанций в соответствии со Схемой будет осуществляться за счет средств ОАО  «РусГидро» в рамках ИП ОАО  «РусГидро»:

Таблица 16

№№

п/п

Наименование

Источники финансирования

Стоимость строительства, млн руб.

1.

МГЭС «Фиагдонская»

на р. Фиагдон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

730,0

2.

ГЭС–I каскада Зарамагских ГЭС

на р. Ардон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

20 355,73

3.

МГЭС «Билягидонская-1» на р. Билягидон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

300,0

4.

МГЭС «Дзуарикауская» на р. Фиагдон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

412,0

5.

Модернизация оборудования действующих ГЭС

Инвестиционная программа

ОАО «РусГидро»

не определена

И Т О Г О:

21 797,73

Примечание: в ценах 2011 года.

Строительство Фаснальской МГЭС осуществляется ГК «Меркурий» в рамках Соглашения между Правительством Республики Северная Осетия – Алания и ГК «Меркурий» по строительству малых ГЭС в бассейне реки Урух.

Предложения по объектам малой гидроэнергетики и когенерации внесены  ОАО «РусГидро» и АМС МО г. Владикавказ в соответствии с разрабатываемыми программами развития  и модернизации  генерирующих объектов и систем теплоснабжения г. Владикавказ за счет средств ОАО «РусГидро» и местного бюджета (в ценах 2011 года).

Таблица 17

№№

п/п

Наименование

Источники финансирования

Стоимость строительства, млн руб.

1.

МГЭС «Фиагдонская

на р. Фиагдон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

730,0

2.

Фаснальская МГЭС на р. Сонгутидон

ГК «Меркурий»

341,8

2.

ГЭС–I каскада Зарамагских ГЭС на
р. Ардон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

20 355,73

3.

МГЭС «Харвеская» на р. Урух

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

98,0

4.

МГЭС «Кубусская» на р. Танадон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

2 381,0

5.

МГЭС «Билягидонская-1» на р. Билягидон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

300,0

6.

МГЭС «Моздокская» на 21 км Терско-Кумского канала

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

740,1

7.

МГЭС «Льядон» на

р. Льядон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

489,0

8.

МГЭС «Бирагзангская» на

р. Ардон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

1 012,0

9.

МГЭС «Танадон»  на
р. Танадон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

251,0

10.

МГЭС «Караугомская» на

р. Караугом

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

1 482,0

11.

МГЭС «Дзуарикауская» на р. Фиагдон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

412,0

12.

МГЭС «Садон» на

р. Садон

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

1 729,0

13.

Владикавказская ТЭС

на базе котельной по ул. Шмулевича

МБ

300,0

14.

Мини-ТЭЦ на базе котельной Республиканской клинической больницы

МБ

30,0

15.

Увеличение мощности в результате модернизации

Инвестиционная программа

ОАО  «РусГидро»

не определена

И Т О Г О:

30 651,63

9. Ожидаемый эффект от реализации Подпрограммы

Реализация мероприятий, предусмотренных Подпрограммой, обеспечит:

сокращение дефицита электроэнергии с 80% до 48%  в 201 году и до 32% в 2018 году;

покрытие потребности в мощности свыше 100%;

обеспечение  устойчивого электроснабжения удалённых населённых пунктов горной местности Дигорского, Алагирского и Ирафского районов республики;

обеспечение современного уровня рекреационного и туристического развития Республики Северная Осетия - Алания;

создание условий для бескризисного преодоления нарушений электроснабжения региона;

создание энергетической базы для развития новых отраслей экономики, качественной перестройки жизни местного населения;

обеспечение занятости населения - создание около 400 рабочих мест;

налоговые отчисления в бюджет двух уровней свыше 620 млн рублей в год.

Стало очевидным, что республика, обладая огромным потенциалом для развития гидроэнергетики, начинает активно его использовать. Гидроэнергетика становится лидером в развитии всего энергетического комплекса республики, так как является наиболее передовой, экологически безопасной и инвестиционно привлекательной отраслью, которая должна обеспечить дальнейшее развитие и инфраструктуры, и экономики республики.

Именно это и стало основой для разработки Подпрограммы, которая сочетается с требованиями и положениями Инвестиционной программы ОАО  «РусГидро», Схемой и программой развития Единой энергетической  системы России на 2012-2018 годы, Генеральной схемы размещения объектов энергетики  на период до 2020 года, Федеральной целевой программы «Юг России на 2008-2016 годы»  и повышает  надёжность электроснабжения не только действующего хозяйствующего комплекса и населения, но и вводимых объектов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

к Схеме и программе развития электроэнергетики Республики Северная Осетия –

Алания на 2013-2017 годы

Баланс нагрузок по энергосистеме Республики Северная Осетия - Алания в режимный день 15 июня 2011 г.

№ п.п

Наименование ПС

№

№

U

04-00

U

10-00

U

22-00

в схеме

в схеме

ОДУ

Кв

Кв

Кв

Потребление

Генерация

Потребление

Генерация

Потребление

Генерация

СКЭ

РмВт

QмВр

РмВт

QмВр

РмВт

QмВр

РмВт

QмВр

РмВт

QмВр

РмВт

QмВр

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

ш.330

10

342

339

338

ш.110

153

120

117

117

АТ-301-Н

66

АТ-302-Н

АТ-101

94

АТ-102

пол.РПН

*

1.

Моздок-330 1сш

21523

120

0

0

117

0

0

117

0

0

0

1.

Моздок-330 2сш

21524

120

0

0

117

0

0

117

0

0

0

ш.330

6

355

340

340

ш.110

146

118

114

114

АТ-303-Н

75

АТ-304-Н

77

АТ-101

35

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

АТ-102

36

пол.РПН

*

2.

Владикавказ-500 1сш

21520

118

0

0

0

114

0

0

0

114

0

0

0

2.

Владикавказ-500 2сш

21521

118

0

0

0

114

0

0

0

114

0

0

0

ш.330

5

346

334

337

ш.110

145

119

115

116

АТ-301-Н

49

АТ-303-Н

74

АТ-101

73

АТ-102

30

СК-2

30

пол.РПН

*

3.

Владикавказ-2 1сш

21504

119

0

0

0

115

0

0

0

116

0

0

0

3.

Владикавказ-2 2сш

21505

119

0

0

0

115

0

0

0

116

0

0

0

ш.110

101

Н- Т-1

111

Т-31

Т-61

301

6,2

1

0,5

6,3

1

0,5

6,2

1,3

0,6

пол.РПН

7

7

7

*

4.

Мизур

21649

0

1

0,5

0

0

1

0,5

0

0

1,3

0,6

0

Ш.110

102

116

112

112

Т-61

6,2

0,4

0,3

6,4

0,3

0,2

6,4

0,5

0,4

Н- Т-2

121

Т-32

201

37

0,4

0,2

36

0,5

0,2

36

0,4

0,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Т-62

302

6,2

0,4

0,3

6,4

0,4

0,3

6,4

0,6

0,4

пол.РПН

09.фев

09.фев

09.фев

*

Нузал 1с

21660

116

0,4

0,3

112

0,3

0,2

112

0,5

0,4

Нузал 2с

21661

116

0,8

0,5

112

0,9

0,5

112

1

0,6

5.

Нузал

21660

116

1,2

0,8

0

112

1,2

0,7

0

112

1,5

1

0

6.

Штольня

ш.110

103

115

112

112

Т-61

439

0,1

0,1

0,3

0,1

0,3

0,1

пол.РПН

*

6.

Штольня

21655

115

0,1

0,1

0

112

0,3

0,1

0

112

0,3

0,1

0

Ш.110

104

117

115

115

Н- Т-1

124

Н- Т-2

Т-31

613

35

0,4

0,1

35

0,4

0,1

35

0,5

0,1

Т-32

Т-61

440

6,2

0,3

0,2

6,2

0,3

0,1

6,2

0,4

0,2

Т-62

пол.РПН

1

1

1

*

7.

Зарамаг

21556

117

0,7

0,3

0

115

0,7

0,2

0

115

0,9

0,3

0

0

Ш.110

105

115,4

115,4

116,8

Т-61

307

6,3

0,7

0,6

6,3

0,8

0,5

6,4

1,1

0,5

Т-62

пол.РПН

8

8

8

*

Фиагдон 1с

21657

115,4

0,7

0,6

115,4

0,8

0,5

116,8

1,1

0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Фиагдон 2с

21658

115,4

0

0

115,4

0

0

116,8

0

0

8.

Фиагдон

21657

115,4

0,7

0,6

0

115,4

0,8

0,5

0

116,8

1,1

0,5

0

ш.110

106

115

115

115

Н- Т-1

149

Т-31

626

Т-61

308

6,2

0,1

0,1

6,2

0,1

0,1

6,2

0,2

0,1

пол.РПН

7

7

7

*

Кармадон 1с

21552

115

0,1

0,1

115

0,1

0,1

115

0,2

0,1

Кармадон 2с

21553

115

115

115

9.

Кармадон

21552

115

0,1

0,1

0

115

0,1

0,1

0

115

0,2

0,1

0

ш.110

108

118

115

115

Н- Т-1

283

Н- Т-2

Т-31

284

Т-32

288

37

4

3,4

37

4,5

3,3

38,5

4,6

3,1

Т-61

397

Т-62

6,6

2

1,4

6,3

3,3

1,7

6,2

3,8

1,5

пол.РПН

10

10

10

*

Юго-Западная 1с

21549

118

115

115

Юго-Западная 2с

21550

118

6

4,8

115

7,8

5

115

8,4

4,6

10.

Юго-Западная

21549

118

6

4,8

0

115

7,8

5

0

115

8,4

4,6

0

ш.110 Т-1

109

115

111

111

ш.110 Т-2

110

115

111

111

Т-61

312

6,6

2,3

1,2

6,3

4,1

1,6

6,3

4,3

1,3

Т-62

315

6,6

2,4

1,4

6,3

3,9

1,5

6,3

3,9

1,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

пол.РПН

9

9

9

*

11.

Западная Т-1

21559

115

2,3

1,2

111

4,1

1,6

111

4,3

1,3

11.

Западная Т-2

21561

115

2,4

1,4

111

3,9

1,5

111

3,9

1,5

0

12.

Алагир

Ш.110

112

119

114

115

Т-61

Т-62

316

6,4

2,2

1

6,1

2,6

1,1

6,2

3,2

1,5

пол.РПН

8

8

8

*

Алагир 1с

21542

119

0

0

114

0

0

115

0

0

Алагир 2с

21543

119

2,2

1

114

2,6

1,1

115

3,2

1,5

12.

Алагир

21542

119

2,2

1

0

114

2,6

1,1

0

115

3,2

1,5

0

ш.110

113

120

114

115

Т-61

Т-62

317

6,4

2,9

2,2

6,2

4,8

2,9

6,3

4,5

2,1

пол.РПН

12

12

12

*

Янтарь 1с

21527

120

114

115

Янтарь 2с

21528

120

2,9

2,2

114

4,8

2,9

115

4,5

2,1

13.

Янтарь

21527

120

2,9

2,2

0

114

4,8

2,9

0

115

4,5

2,1

0

ш.110 Т-1

116

120

115

115

ш.110 Т-2

114

120

115

115

Т-61

320

6,5

5,4

2,7

6,3

3,6

2,8

6,3

5,2

2,8

Т-62

318

6,6

3,1

2,1

6,3

4,6

2,4

6,3

6,4

2,5

пол.РПН

авг.14

08.апр

08.апр

*

С-Западная 1с

21563

120

5,4

2,7

115

3,6

2,8

115

5,2

2,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

С-Западная 2с

21564

120

3,1

2,1

115

4,6

2,4

115

6,4

2,5

14.

С-Западная

21563

120

8,5

4,8

0

115

8,2

5,2

0

115

11,6

5,3

0

15.

ЦРП

ш.110 Т-1

117

ш.110 Т-2

115

Т-61

321

6,2

2,9

1,7

6

5,5

2,1

6

5,2

1,8

Т-62

319

6,2

2,9

1,1

6

4,5

1,1

6

4,8

1

пол.РПН

08.авг

08.авг

08.авг

*

15.

ЦРП Т-1

21567

0

2,9

1,7

0

5,5

2,1

0

5,2

1,8

0

15.

ЦРП Т-2

21570

0

2,9

1,1

0

4,5

1,1

0

4,8

1

0

Ш.110 I сш

118

118,8

114,8

115,5

Ш.110 II сш

Н- Т-1

122

Н- Т-3

Т-31

204

Т-33

Т-61

324

6,5

6,3

2,6

6,2

10,8

2,8

6,3

10,8

2,8

Т-62

Т-63

пол.РПН

9

9

9

*

16.

Владикавказ-1

21508

118,8

6,3

2,6

0

114,8

10,8

2,8

0

115,5

10,8

2,8

0

ш.110 Т-1

120

ш.110 Т-2

119

Т-61

327

6,3

6

6

Т-62

326

6,4

8

4,5

6,1

11

6

6,2

8

3,5

пол.РПН

9

9

9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

*

17.

Э-Цинк-1 Т-1

21572

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

17.

Э-Цинк-1 Т-2

21573

0

8

4,5

0

11

6

0

8

3,5

0

ш.110 Т-1

21

ш.110 Т-2

22

Т-61

28

6,2

30

17

6

33,5

21

5,9

32,5

18,5

Т-62

29

6,3

26

17,5

6,3

18,5

9

6

25,5

17

пол.РПН

*

18.

Э-Цинк-2 Т-1

21575

0

30

17

0

33,5

21

0

32,5

18,5

0

18.

Э-Цинк-2 Т-2

21574

0

26

17,5

0

18,5

9

0

25,5

17

0

ш.110

123

Н- Т-1

212

Н- Т-2

210

Т-31

213

36

3,1

2,7

36,2

3,9

2,9

36,1

4,9

2,8

Т-32

211

Т-61

6,3

2,6

2

6,3

3,5

2

6,3

5

2

Т-62

423

пол.РПН

*

19.

Карца

21651

0

5,7

4,7

0

0

7,4

4,9

0

0

9,9

4,8

0

Ш.110

125

117

116

117

Т-61

Т-62

405

6,7

3,2

4,4

6,6

5,9

6

6,7

4,3

4,8

пол.РПН

июл.13

07.окт

июл.13

*

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

РП-110 1с

21512

РП-110 2с

21513

3,2

4,4

5,9

6

4,3

4,8

20.

РП-110

21512

117

3,2

4,4

0

116

5,9

6

0

117

4,3

4,8

0

ш.110 Т-1

126

ш.110 Т-2

127

Т-61

333

0

0

0

0

0

0

Т-62

334

0

0

0

0

0

0

пол.РПН

*

21.

Победит Т-1

21690

0

0

0

0

0

0

0

0

0

21.

Победит Т-2

21691

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

ш.110 Т-1

129

ш.110 Т-2

136

Т-61

335

6,3

3,3

2,5

6,2

4

2,7

6,3

1,8

0,9

Т-62

336

6,5

0,6

0,7

6,5

1,4

1,1

6,5

0,8

0,6

пол.РПН

07.апр

07.апр

07.апр

*

22.

С-Восточная Т-1

21681

0

3,3

2,5

0

4

2,7

0

1,8

0,9

0

22.

С-Восточная Т-2

21682

0

0,6

0,7

0

1,4

1,1

0

0,8

0,6

0

Ш.110

137

Т-61

T-62

442

6,4

1,9

0,7

6,2

2,7

1,2

6,3

2,7

1,3

пол.РПН

2

2

2

*

23.

АЗС

21590

0

1,9

0,7

0

0

2,7

1,2

0

0

2,7

1,3

0

Ш.110

138

111,5

112

113

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Н- Т-1

277

Н- Т-2

221

Т-31

222

36,5

4

3,3

35

4,9

3,6

36

6,4

2,9

Т-32

Т-101

345

10,5

1,8

0,8

10,2

2

1,1

10,4

2,6

1,5

Т-102

406

10,5

0,8

0,5

10,2

1,4

0,8

10,4

0,3

0,1

пол.РПН

08.авг

08.авг

08.авг

*

Ардон 1с

21535

111,5

5,8

4,1

112

6,9

4,7

113

9

4,4

Ардон 2с

21536

111,5

0,8

0,5

112

1,4

0,8

113

0,3

0,1

24.

Ардон

21535

111,5

6,6

4,6

0

112

8,3

5,5

0

113

9,3

4,5

0

Ш.110

139

119

114

116

Н- Т-1

Н- Т-2

156

Т-31

Т-32

229

Т-101

Т-102

360

10,9

0,6

0,4

10,5

0,6

0,4

10,6

1

0,5

пол.РПН

10

10

10

*

25.

Змейская

21592

119

0,6

0,4

0

114

0,6

0,4

0

116

1

0,5

0

Ш.110

140

119

114

114

Н- Т-1

Н- Т-2

232

Т-31

36,2

0,9

0,5

36

0,9

0,5

35

1,6

1

Т-32

233

Т-101

10,7

2,7

1,5

10,5

2,6

1,4

10

3

1,5

Т-102

354

6

6

6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

*РПН

26.

Дигора

21595

119

3,6

2

0

114

3,5

1,9

0

114

4,6

2,5

0

ш.110 Т-1

147

Н- Т-1

252

Т-31

253

36,5

1,9

1,3

36,5

2,4

1,6

36,5

2,9

1,2

Т-61

369

6,5

1,7

1,5

6,5

1,7

1,5

6,5

3,2

1,9

пол.РПН

8

8

8

*

27.

Ольгинская Т-1

21669

0

3,6

2,8

0

0

4,1

3,1

0

0

6,1

3,1

0

27.

Ольгинская Т-2

21668

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Ш.110

142

Н- Т-2

236

Т-32

238

37,5

3

2,9

36

3

2,6

37

3,9

2,9

Т-62

357

6,6

2,6

1,3

6,3

3,3

1,6

6,4

4,3

1,6

пол.РПН

11

11

11

*

28.

Ногир

21598

0

5,6

4,2

0

0

6,3

4,2

0

0

8,2

4,5

0

Ш.110

143

119,5

115

115,5

Н- Т-1

298

Н- Т-2

240

Т-31

241

39

37

37,5

Т-32

Т-61

362

6,5

2,6

2,3

6,2

4,1

2,9

6,3

4,4

2,3

Т-62

361

6

6

6

*РПН

Беслан 1с

21529

119,5

2,6

2,3

115

4,1

2,9

115,5

4,4

2,3

Беслан 2с

21530

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

29.

Беслан

21529

119,5

2,6

2,3

0

115

4,1

2,9

0

115,5

4,4

2,3

0

Ш.110

144

103

103

103

Н- Т-1

Н- Т-2

158

Т21

Т-22

249

27,5

0,3

1

27,5

1

2,3

27,5

2,7

2

Т-61

Т-62

392

6,2

1,1

1,1

6,2

2,8

2,2

6,2

0,6

0,6

*

30.

Беслан-тяговая

21601

103

1,4

2,1

0

103

3,8

4,5

0

103

3,3

2,6

0

Ш.110

148

115

115

115

Н- Т-1

256

Н- Т-2

Т-31

257

36

2,6

3,1

36

2,9

2,8

36

3

2,9

Т-32

36

1,4

1,3

36

1,5

1,2

36

2,5

1,3

Т-61

372

Т-62

6

3,4

2,7

6

4,1

2,7

6

3,9

2,5

пол.РПН

09.авг

09.авг

09.авг

*

31.

Беслан-Северная

21604

115

7,4

7,1

0

115

8,5

6,7

0

115

9,4

6,7

0

Ш.110

150

115

114

113

Н- Т-1

159

Н- Т-2

Т-31

258

36

0,1

0,1

36

0,1

0,1

36

0,1

0,1

Т-32

Т-61

375

6,4

1,7

0,8

6,3

1,9

0,8

6,3

2,3

1,1

Т-62

6,4

0,8

0,5

6,3

0,9

0,5

6,3

1,3

0,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

* РПН

04.янв

04.янв

04.ноя

32.

Предмостная

21607

115

1,8

0,9

0

114

2

0,9

0

113

2,4

1,2

0

Ш.110

152

118

115

115

Н- Т-1

160

Н- Т-2

166

Т-31

261

38

0,2

0,1

35,2

0,2

0,1

36

0,3

0,1

Т-32

260

38

0,8

0,5

35,2

1,5

1

36

1,2

0,7

Т-61

378

6,4

2,1

1

6

3,5

2

6,2

3,2

2

Т-62

379

6,4

0,9

0,5

6

1,9

1,1

6,2

2,8

1,5

пол.РПН

01.мар

01.мар

01.мар

*

33.

Моздок-110

21610

118

4

2,1

0

115

7,1

4,2

0

115

7,5

4,3

0

Ш.110

154

Н- Т-1

Н- Т-2

167

Т-21

27,5

0,2

0,2

27,5

0,2

0,1

27,5

0,1

0,2

Т-22

268

Т-61

6

1

0,6

6

1,6

0,9

6

1,1

0,6

Т-62

386

пол.РПН

*

34.

Моздок-тяговая Т-1

21615

0

1,2

0,8

0

0

1,8

1

0

0

1,2

0,8

0

34.

Моздок-тяговая Т-2

21614

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Ш.110

155

120

116

119,2

Н- Т-1

270

Н- Т-2

Т-31

271

36

0,2

0,1

34,7

0,3

0,1

35,6

0,3

0,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Т-32

Т-101

387

10,5

0,3

0,2

10,2

0,4

0,2

10,5

0,4

0,2

Т-102

пол.РПН

2

2

2

*

35.

Терек

21617

120

6,5

7,3

0

116

11,7

12,3

0

119,2

16,7

17,3

0

ш.110

157

Т-101

452

0,1

0,1

0,2

0,1

0,2

0,1

пол.РПН

*

36.

Мичурино

21619

0

0,1

0,1

0

0

0,2

0,1

0

0

0,2

0,1

0

Ш.110

161

Т-61

420

0,2

0,1

0,2

0,1

0,2

0,1

Т-62

пол.РПН

*

37.

Исток

21621

0

0,2

0,1

0

0

0,2

0,1

0

0

0,2

0,1

0

Ш.110

162

Н- Т-1

607

Т-31

608

35,1

0,3

0,1

35,1

0,4

0,1

35,2

0,5

0,1

T-61

446

6,1

0,1

0,1

6,1

0,1

0,1

6,1

0,2

0,1

пол.РПН

*

38.

В.Згид

21675

0

0,4

0,2

0

0

0,5

0,2

0

0

0,7

0,2

0

ш.110

163

T-101

441

0,4

0,3

0,5

0,4

0,4

0,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

пол.РПН

*

39.

С-Портал

21624

0

0,4

0,3

0

0

0,5

0,4

0

0

0,4

0,3

0

Ш.110

164

Т-61

422

6,3

2

1,2

6,3

2,6

1,4

6,3

4

2,2

пол.РПН

3

3

3

*

40.

Восточная

21626

0

2

1,2

0

0

2,6

1,4

0

0

4

2,2

0

Ш.110

165

122

117

118

Т-101

Т-102

393

11

0,5

0,3

10,6

0,5

0,3

10,7

1

0,5

пол.РПН

7

7

7

*

41.

Терская

21628

122

0,5

0,3

0

117

0,5

0,3

0

118

1

0,5

0

Ш.110

169

Н- Т-1

285

Т-31

286

36

2,3

1,2

35

2,5

1,4

35

2,8

1,4

Т-101

10,7

10,5

10,5

пол.РПН

9

9

9

*

42.

Павлодольская

21631

0

2,3

1,2

0

0

2,5

1,4

0

0

2,8

1,4

0

Ш.110

170

Н- Т-1

168

Т-31

289

36,3

0,5

0,3

35,5

0,6

0,3

36

0,9

0,4

Т-101

344

10,7

0,3

0,2

10,3

0,5

0,3

10,5

0,6

0,4

пол.РПН

2

2

2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

*

43.

Заманкул

21634

0

0,8

0,5

0

0

1,1

0,6

0

0

1,5

0,8

0

Ш.110

171

117,4

113,2

114,5

Т-101

399

10,5

1,4

0,8

10,1

1,2

0,7

10,2

1,7

1

пол.РПН

6

6

6

*

Эльхотово 1с

21554

117,4

1,4

0,8

113,2

1,2

0,7

114,5

1,7

1

Эльхотово 2с

21555

44.

Эльхотово

21554

117,4

1,4

0,8

0

113,2

1,2

0,7

0

114,5

1,7

1

0

Ш.110

172

114

115

115

Н- Т-1

Н- Т-2

290

Т-31

36

0,8

0,4

36

0,8

0,4

36

1

0,5

Т-32

231

Т-101

10,2

0,8

0,5

10,2

0,7

0,4

10

1

0,5

Т-102

411

пол.РПН

11

11

11

*

45.

Чикола

21637

114

1,6

0,9

0

115

1,5

0,8

0

115

2

1

0

46.

Унал

Ш.110

173

Т-61

450

6,9

0,2

0,1

6,8

0,2

0,1

6,9

0,2

0,1

пол.РПН

*

46.

Унал

21640

0

0,2

0,1

0

0

0,2

0,1

0

0

0,2

0,1

0

Ш.110

176

116

115

116

Т-101 Н-Т-1

414

10,5

1,4

1

10,4

2

1

10,4

2,9

1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

413

6,4

1,5

0,8

6,2

0,7

0,3

6,3

0,9

0,4

415

10,5

2,4

1,6

10,4

3,3

1,6

10,4

4,5

1,7

6,4

2,2

1,4

6,2

3

1,4

6,3

4,2

1,5

07.июл

07.июл

07.июл

пол.РПН

47.

Левобережная

21643

116

6,1

3,8

115

7

3,3

116

9,6

3,6

Ш.110

178

123

123

123

Т-101

419

11

1,3

1

11,5

1,2

1

11

1,6

1,2

пол.РПН

10

10

10

*

48.

Дзуарикау

21646

123

1,3

1

0

123

1,2

1

0

123

1,6

1,2

0

Ш.110

181

0,3

0,2

0,6

0,3

0,6

0,5

49.

Бор

21665

0

0,3

0,2

0

0

0,6

0,3

0

0

0,6

0,5

0

Ш.110

Т-61

0

0

0

0

0

0

пол.РПН

*

50.

Нар

21695

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Потр ОАО СКЭ

193,4

128,2

236,7

142,2

260,8

144,8

1.

Эзминская ГЭС

Ш.110

132

120,7

116,8

117,2

Т-101

338

11

0,5

0,3

30

7

10,9

0,9

0,5

30

6

10,8

1

0,6

30

6

Т-102

342

11

15

4

11

16

5

11

16

3

пол.РПН

04.ноя

04.ноя

04.ноя

*

Эзминская ГЭС 1с

21538

0,5

0,3

30

7

0,9

0,5

30

6

1

0,6

30

6

Эзминская ГЭС 2с

21537

15

4

16

5

16

3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Эзминская ГЭС

ИТОГО:

21538

120,7

0,5

0,3

45

11

116,8

0,9

0,5

46

11

117,2

1

0,6

46

9

2.

ГизГЭС

ш.110

107

121

118

118

Т-61 №3

309

Т-62 №2

310

6,7

0,3

0,2

10

6,5

6,6

0,4

0,2

10

7

6,6

0,5

0,3

10

8

Т-63 №1

311

пол.РПН

3

3

3

*

ГизГЭС

ИТОГО:

21545

121

0,3

0,2

10

6,5

118

0,4

0,2

10

7

118

0,5

0,3

10

8

3.

Дзау ГЭС

ш.110 Т-1

131

ш.110 Т-2

134

Н- Т-1

214

Н- Т-2

215

Т-31

216

36,9

36,6

36,6

Т-32

217

36,9

5,2

3,6

36,6

7,1

4,3

36,6

7,1

3,6

Т-61

337

6,4

2,4

0,8

2

1,5

6,4

2,1

0,6

3

1

6,3

1,3

0,5

3

1

Т-62

339

6,4

3,6

0,8

7

2

6,4

3,9

1

6

2

6,3

2,8

0,6

5

2

пол.РПН

05.июл

05.июл

06.июл

Дзау ГЭС 1сш

ИТОГО:

21688

0

2,4

0,8

2

1,5

0

2,1

0,6

3

1

0

1,3

0,5

3

1

Дзау ГЭС 2сш

ИТОГО:

21687

0

8,8

4,4

7

2

0

11

5,3

6

2

0

9,9

4,2

5

2

4

Гол Зар ГЭС

ш.110

118,4

114,1

114,1

Т-1

0,3

0,1

10

-2,5

0,1

0,1

0

0

0,1

0,1

0

0

пол.РПН

3

3

3

*

Гол Зар ГЭС

ИТОГО:

21557

118,4

0,3

0,1

10

-2,5

114,1

0,1

0,1

0

0

114,1

0,1

0,1

0

0

Сумма ГЭС

12

5,7

74

21

14,4

6,6

65

21

12,7

5,6

64

20

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

ПЕРЕТ с сет РАО

1

НГРЭС Л-504

10532

23

20

40

35

43

50

2

Прохл-2 Л-330-05

10540

39

84

9

75

114

78

3

Чирюрт Л-330-06/07

10532

166

30

249

35

130

30

ИТОГО:

228

134

0

298

145

0

287

158

0

М-330

АТ-1

23

11

29

10

35

4

АТ-2

23

11

30

20

36

4

В-2

АТ-1

44

30

63

30

70

30

АТ-3

44

30

62

30

69

30

СК-2

В-500

АТ-3

46

35

54

35

68

38

АТ-4

44

45

54

40

68

40

ИТОГО:

224

162

292

165

346

146

1

Перет с сосед АО

СКЭ-КБЭ

2

Лескен Л-5

10592

12

-0,3

6

1,7

18

3,8

3

Екатерин Л-89

10617

2

-3

-5

5

7

13

Муртазово Л-209

10554

0

0

0

0

ИТОГО:

14

-3,3

0

1

6,7

0

25

16,8

0

1

СКЭ-СЭ

Троицкая Л-158

10523

-4

-1

-7

-1

-5

3

СКЭ-НурЭ

1

Ищерская Л-120

10523

-17

-8

-15

-7

-27

-10

Ищерская Л-129

-16

-8

-16

-7

-27

-9

ИТОГО:

-33

-16

-31

-14

-54

-19

1

СКЭ-ИЭ

ВЛ-448+ВЛ-491

10504

-2

-1

-2

-1

-2

-1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

2

О.Назрань Л-12

10520

-24

-17

-24

-15

-34

-15

3

О.Назрань Л-13

10520

-24

-13

-23

-12

-34

-14

4

Л-203

-22

-10

-21

-9

-30

-12

5

Ю-Западная Л-150

10520

0

0

0

0

0

0

6

Магас Л-151

10520

-7

-3

-7

-3

-10

-4

ИТОГО:

-73

-37

-66

-28

-94

-29

0

СКЭ-Грузия

-7,2

-1,2

-10,7

-1

-13,3

-10

Сальдо пер СКЭ

120,8

103,5

178,3

272,7

204,7

107,8

ВСЕГО: 194,8 124,5 243,3 293,7 268,7 127,8

189,0 232,0 253,0