Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Республики Коми на 2012-2017 годы

Приложение

Схема и программа
развития электроэнергетики Республики Коми на 2012-2017 годы
(утв. распоряжением Правительства Республики Коми от 28 апреля 2012 г. N 172-р)

I. Общая характеристика региона

Республика Коми расположена на крайнем северо-востоке Европейской части Российской Федерации в пределах Печорской низменности и Мезенско-Вычегодской равнины, Среднего и Южного Тимана, западных склонов Уральских гор (Северный, Приполярный и Полярный Урал). Республика Коми на западе граничит с Архангельской областью, на северо-западе и севере - с Ненецким автономным округом, на востоке - с Ямало-Ненецким автономным округом и Ханты-Мансийским автономным округом - Югра, на юго-востоке - со Свердловской областью, на юге - с Пермским краем, на юго-западе - с Кировской областью. Общая длина границ Республики Коми составляет 4415 км. Расстояние от столицы России города Москвы до столицы Республики Коми города Сыктывкара 1410 км.

Территория Республики Коми по площади составляет 416,8 тыс.кв.км. Наибольшая протяженность - с юго-запада на северо-восток - 1275 км, с севера на юг - 785 км, с запада на восток - 695 км. Распределение земельного фонда Республики Коми по категориям земель: земли лесного фонда - 86,1 процента, земли особо охраняемых природных территорий - 6,3 процента, земли сельскохозяйственного назначения - 4,5 процента, земли запаса - 1,6 процента, земли промышленности и иного специального назначения - 0,7 процента, земли населенных пунктов - 0,5 процента, земли водного фонда - 0,3 процента.

Климат.

Размеры и континентальная протяженность территории Республики Коми, влияние Северного Ледовитого и Атлантического океанов, природного барьера Уральских гор на востоке создают неоднородность климата с юго-запада на северо-восток. Здесь характерно частое вторжение холодных арктических, относительно теплых атлантических и воздушных масс умеренных широт. Это вызывает повышенную циркуляцию атмосферы, доминирование циклонической погоды, резкие перепады давления и температуры воздуха, быструю смену направления и скорости ветров, обилие осадков в виде дождя и снега.

Расположение в субарктическом (на крайнем севере и северо-востоке Российской Федерации) и умеренном климатических поясах обуславливает климат с продолжительной, довольно суровой зимой и коротким, сравнительно прохладным летом. Средняя температура в Республике Коми в январе - от минус 14 градусов на юге и до минус 23 градусов на северо-востоке, в июле - от плюс 19 градусов на юге и до плюс 12 градусов на северо-востоке. Территория Республики Коми входит в зону избыточного увлажнения. Значительное преобладание выпадающих на ее поверхность атмосферных осадков над испарением, особенности рельефа и геологического строения определили повышенную заболоченность территории и развитую гидрографическую сеть.

Население.

Республика Коми многонациональна - на начало 2012 года проживало 889,84 тыс. человек, составляющих более 100 наций и народностей. По национальному составу преобладают русские (59,6 процента) и коми (25,2 процента). Средний возраст населения - 35 лет. 75,5 процента населения Республики Коми проживает в городах, 24,5 процента - жители села.

Административное деление.

На 1 января 2012 года муниципально-территориальная структура Республики Коми представлена 203 муниципальными образованиями, включающими в себя 5 городских округов, 15 муниципальных районов, 15 городских и 168 сельских поселений.

Столица Республики Коми - г. Сыктывкар (до 1930 г. - г. Усть-Сысольск, основан в 1780 г.). Наиболее крупные города: Сыктывкар, Ухта, Воркута.

Территория и административно-территориальное деление Республики Коми на 1 января 2011 года

	Территория, тыс.кв.км	Численность населения тыс.чел.	Административно-территориальные единицы				Муниципальные образования	Центры
			районы	город	поселки городского типа	сельские населенные пункты
Республика Коми	416,8	901,2	12	10	29	720	210	г. Сыктывкар
Сыктывкар	0,7	251,6	-	1	3	3	1	г. Сыктывкар
Воркута	24,2	95,2	-	1	8	7	1	г. Воркута
Вуктыл	22,5	14,8	-	1	-	10	6	г. Вуктыл
Инта	30,1	34,8	-	1	2	20	1	г. Инта
Печора	28,9	57,5	-	1	3	28	15	г. Печора
Сосногорск	16,5	46,6	-	1	2	16	11	г. Сосногорск
Усинск	30,6	47,3	-	1	1	18	1	г. Усинск
Ухта	13,3	121,9	-	1	4	13	1	г. Ухта
районы
Ижемский	18,4	18,6	1	-	-	34	11	с. Ижма
Княжпогостский	24,6	23,2	1	1	1	45	13	г. Емва
Койгородский	10,4	8,4	1	-	-	21	11	с. Койгородок
Корткеросский	19,7	19,5	1	-	-	53	19	с. Корткерос
Прилузский	13,2	20,6	1	-	-	89	17	с. Объячево
Сыктывдинский	7,5	22,7	1	-	-	49	14	с. Выльгорт
Сысольский	6,1	13,9	1	-	-	79	12	с. Визинга
Троицко-Печорский	40,6	13,8	1	-	1	32	12	пгт. Троицко-Печорск
Удорский	35,8	20,3	1	-	3	52	16	с. Кослан
Усть-Вымский	4,8	29,3	1	1	1	51	13	с. Айкино
Усть-Куломский	26,4	26,7	1	-	-	63	23	с. Усть-Кулом
Усть-Цилемский	42,5	13,0	1	-	-	37	12	с. Усть-Цильма

Природные ресурсы.

Современная оценка: Республика Коми располагает уникальным по запасам, условиям залегания, разнообразию и качеству сочетанием минерально-сырьевых ресурсов. По существующим экспертным данным, валовая ценность запасов полезных ископаемых Республики Коми достигает 11 трлн.долл. США, или 8% прогнозного потенциала России. Минеральные ресурсы территории представлены запасами угля, нефти, газа, бокситов, титановых руд, солей, золота, алмазов, руд цветных и редких металлов, флюорита, горючих сланцев, минеральных вод и строительных материалов. Основная роль в этом потенциале (до 97%) принадлежит топливно-энергетическому сырью, который остается доминирующим в ближайшей перспективе. При этом достаточно широко освоены Печорский угольный бассейн, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. Подготовлен к освоению ряд рудных месторождений Тиманской гряды, Северного и Полярного Урала. Ведется поиск полезных ископаемых на территории Вычегодского бассейна.

Основное количество балансовых запасов угля сосредоточено на разрабатываемых Интинском (25%), Воргашорском (23%), Воркутинском (14%) и резервном Усинском (21%) месторождениях.

Биоклиматические ресурсы территории позволяют вести интенсивное полевое земледелие на юге Республики Коми, оленеводство и промысловое хозяйство на севере. Экономическая активность на значительной части территории связана с лесом. Его запасы по различным оценкам достигают 2,8 млрд.куб.м.

Фактором, ограничивающим развитие, является невысокая экологическая емкость природных комплексов, особенно на севере Республики Коми. В активную экономическую деятельность, по оценкам специалистов, вовлечена половина территории Республики Коми.

Проводится активная государственная политика по сбережению и воспроизводству природно-ресурсного потенциала и прежде всего ресурсов жизнеобеспечения: земельных, водных, рыбных, флористических и т.п. Природные комплексы Республики Коми представляют интерес для рекреационного использования - отдыха, лечения, туризма.

Экономика.

Важнейшей отраслью промышленности Республики Коми в целом является добывающая, которая возникла на базе месторождений угля, нефти, газа и других полезных ископаемых. Ведущими являются лесозаготовительная, угольная, нефтяная и газовая.

Заготовка древесины сосредоточена в бассейнах рек Вычегды, Печоры и Мезени. Основные центры деревопереработки: Сыктывкар, Ухта, Печора.

Переработка нефти и газа производится в Ухте и Сосногорске.

Энергетика представлена объектами ГРЭС и ТЭЦ.

Крупнейшие предприятия в Республике Коми: Ухтинский нефтеперерабатывающий завод, Сосногорский газоперерабатывающий завод, ОАО "Воркутауголь", ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ЗАО "Жешартский фанерный комбинат", ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" и многочисленные предприятия пищевой и строительной промышленности.

Сельское хозяйство в Республике Коми представлено в основном животноводством. Разводят в Республике Коми также лошадей, овец; в северных районах Республики Коми развито оленеводство, пушной промысел.

Достаточное развитие в регионе получила транспортная инфраструктура. Важнейшие авиалинии соединяют Республику Коми не только с Москвой, Санкт-Петербургом и другими крупными городами нашей страны, но и со столицами независимых государств ближнего зарубежья. Основной поток грузов идет железнодорожным (магистраль Котлас - Воркута - Салехард) и речным (по рекам Вычегда, приток Северной Двины, и Печора) транспортом.

Сеть автомобильных дорог общего пользования Республики Коми развита недостаточно и охватывает только южные и центральные районы Республики Коми. Перевозку пассажиров и грузов в основном обеспечивают предприятия муниципальной и частной форм собственности.

Экологическая ситуация в Республике Коми имеет неоднородный характер. Относительно благоприятная обстановка в малодоступных юго-восточных и северо-западных частях Республики Коми, при этом острая - в местах добычи нефти и газа, которая резко отрицательно сказалась на многих оленьих пастбищах. Ухудшают экологическое состояние сплошные вырубки коренных таежных лесов и лесные пожары.

Республика Коми является научным центром Российской академии наук. Количество высших учебных заведений (государственный университет, педагогический институт, филиал Лесотехнической академии Санкт-Петербурга и др.), научно-исследовательских институтов и культурных учреждений (музыкальный и драматический театры, филармония, художественный, историко-краеведческий, литературно-мемориальный, геологический музеи и др.) говорит об интеллектуальном потенциале Республики Коми.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Коми за прошедший пятилетний срок

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Коми

Энергосистема Республики Коми осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Коми и объединяет электростанции, принадлежащие ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9", ОАО "Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии", и электрические сети филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго", МЭС Северо-Запада - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" и других субъектов рынка электроэнергии Республики Коми.

На начало 2011 года в Республике Коми имелось 1289 электростанций (включая дизельные электростанции и автономные резервные источники электропитания), что на 4% больше, чем на начало 2010 года. Из общего количества электростанций 73 - электростанций общего пользования, 571 - электростанций, принадлежащих организациям промышленного производства, 245 - транспорта, 46 - сельского и лесного хозяйства, 52 - строительства, 302 - прочим хозяйствующим субъектам.

Общая установленная мощность станций - 2,5 миллиона киловатт.

Основную долю производства электроэнергии (72%) осуществляли 6 электростанций общего пользования, остальные электростанции небольшой мощности выработали 28% электроэнергии.

В 2010 году производство электроэнергии в целом по региону составило 9,3 миллиарда киловатт-час и снизилось на 0,02% по сравнению с уровнем предыдущего года.

Энергосистема Республики Коми осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Коми и части Ненецкого автономного округа.

Энергосистема Республики Коми входит в состав Объединенной энергосистемы Северо-Запада. Наряду с ней в ОЭС Северо-Запада входят Кольская, Карельская, Ленинградская, Новгородская, Псковская и Архангельская энергосистемы, а также с 2004 г. Калининградская энергосистема.

Все перечисленные энергосистемы находятся в зоне диспетчерской ответственности филиала ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Северо-Запада. Диспетчерское управление объектами электроэнергетики на территории Республики Коми осуществляет филиал ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Коми".

Энергетическая система Республики Коми представляет собой единый, практически замкнутый территориальный комплекс, имеющий электрические связи с энергосистемой Архангельской области по воздушным линиям (далее - ВЛ) 220 кВ Микунь - Урдома, ВЛ 110 кВ Жешарт - Яренск и с энергосистемой Кировской области по ВЛ 110 кВ Летка - Мураши.

Энергосистема Республики Коми состоит из пяти энергоузлов: Воркутинского, Интинского, Печорского, Ухтинского и Южного, соединенных системообразующими одноцепными ВЛ 220 кВ протяженностью 930 км. По двум ВЛ 220 кВ Печора - Усинск - Возей/Газлифт - Северный Возей - Харьяга протяженностью порядка 300 км осуществляется электроснабжение нефтедобывающих районов севера Республики Коми и Ненецкого автономного округа.

Общая протяженность электрических сетей составляет: ЛЭП 220 кВ - 1,8 тыс.км, ЛЭП 110 кВ - 4,2 тыс.км, 35 кВ и ниже - более 19 тыс.км.

Энергосистема Республики Коми формально избыточна по электрической мощности: резерв составляет около 35%, однако фактически мощность заперта в северной части энергосистемы за ВЛ 220 кВ Ухта - Синдор и ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск. При этом Южный энергоузел Республики Коми является дефицитным. От 55% до 80% нагрузки Южного энергоузла обеспечивает ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК", от 40% до 70% - ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь.

Производство электроэнергии в Республике Коми определяется внутренними потребностями. За пределы Республики Коми передается 6% производимой электроэнергии, поступает из-за пределов Республики Коми (из Кировской области) - менее 1%.

Согласно сводному прогнозному балансу производства и поставок электрической энергии (мощности) по Республике Коми на 2012 год, утвержденному приказом Федеральной службы по тарифам от 26 июля 2011 года N 180-э/4, общая установленная мощность электростанций, осуществляющих поставку электрической энергии (мощности) потребителям, равна 2318,25 МВт. Сводные данные по объектам генерации приведены в таблице.

Установленная мощность электростанций на 1 января 2012 года

Собственные электростанции	МВт
ОАО "Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии"
Печорская ГРЭС	1060
ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9"
Воркутинская ТЭЦ-1	25
Воркутинская ТЭЦ-2	270
Интинская ТЭЦ	18
Сосногорская ТЭЦ	377
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"
Электростанция промышленного потребителя	553
ООО "Республиканская генерирующая компания"
Дизельные станции	15,51
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Дизельные станции	31,669
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
Электростанции промышленного потребителя	25,5
ОАО "ЛПК "Сыктывкарский ЛДК"
Электростанция промышленного потребителя	6,4
ОАО "Российские железные дороги"
Дизельные станции	5,945
Итого:	2388,024

Магистральная электрическая сетевая компания, осуществляющая деятельность на территории Республики Коми - Северное предприятие магистральных электрических сетей Филиала ОАО "ФСК ЕЭС".

На территории Республики Коми осуществляют деятельность по передаче электрической энергии потребителям 13 территориальных сетевых компаний. В этой связи необходимо отметить, что в Республике Коми уже в течение 2009-2011 гг. осуществляется процесс передачи бесхозяйных электрических сетей, сетей мелких собственников, муниципальных организаций в ведение нескольких крупных специализированных сетевых организаций. За этот период перечень регулируемых организаций сократился с 24 до 13 электросетевых организаций.

Распределительные сетевые компании, осуществляющие деятельность на территории Республики Коми:

1. Филиал ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго".

2. ООО "Энерготрейд".

3. ООО "Газпром энерго".

4. ГУП РК "Комиавиатранс".

5. ООО "КВСМ".

6. ООО "Роялти";

7. ООО "Газпром трансгаз Ухта".

8. ООО "Газпром переработка".

9. ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис".

10. ООО "Республиканская сетевая компания".

11. ОАО "Российские железные дороги".

12. ОАО "Оборонэнерго".

13. ООО "Системы автоматизации производства".

Объемы услуг по передаче электрической энергии (мощности) по сетям регулируемых организаций, условные единицы электрических сетей регулируемых организаций приведены в Приложении 1.

Республика Коми является неценовой зоной и включена в перечень территорий, которые объединены в неценовые зоны оптового рынка электрической энергии и мощности в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172.

Субъектами оптового рынка электрической энергии (мощности) на территории Республики Коми являются:

Филиал ОАО "ТГК-9" "Коми" (Воркутинская ТЭЦ-1, Воркутинская ТЭЦ-2, Интинская ТЭЦ, Сосногорская ТЭЦ),

Филиал ОАО "ОГК-3" "Печорская ГРЭС";

ОАО "Коми энергосбытовая компания";

ОАО "Оборонэнергосбыт".

Субъектами розничного рынка электрической энергии (мощности) на территории Республики Коми являются:

ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" (блок-станция);

ООО "Республиканская генерирующая компания" (дизельные электростанции);

ОАО "Российские железные дороги" (дизельные электростанции);

территориальные сетевые организации;

независимые сбытовые организации.

Деятельность в качестве гарантирующих поставщиков на территории Республики Коми осуществляют ОАО "Коми энергосбытовая компания" и ОАО "Оборонэнергосбыт". В качестве независимых сбытовых организаций осуществляют деятельность ЗАО "Евразийская энергетическая компания" и ООО "Русэнергоресурс".

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Республике Коми и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет

Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности в Республике Коми

млн.кВт.ч

	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Потребление всего	8465,4	8697,8	8825,9	8770,1	8832,3
Сельское хозяйство, охота, лесное хозяйство	85,8	104,1	87,4	78,8	86,0
Добыча полезных ископаемых	2084,1	2162,1	2206,6	2283,0	2283,2
Обрабатывающие производства	2303,3	2336,3	2330,8	2274,8	2361,4
Производство и распределение э/э, газа и воды	1056,3	1063,7	1098,5	1068,7	1121,7
Строительство	122,3	143,9	155,2	104,1	76,3
Транспорт и связь	560,7	598,0	614,0	534,0	519,0
Прочие коммунальные, социальные и персональные услуги	92,1	91,2	71,4	83,7	67,0
Население	703,9	701,9	752,1	763,5	787,2
Прочие виды экономической деятельности	524,8	594,6	552,3	605,0	617,2
Потери в электросетях	932,0	902,0	957,6	974,5	913,3

В связи с небольшой долей нецентрализованного электроснабжения в Республике Коми электропотребление основных групп потребителей энергосистемы совпадает со структурой электропотребления в Республике Коми в целом.

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии за последние 5 лет

Наиболее крупными потребителями энергосистемы Республики Коми являются предприятия целлюлозно-бумажной промышленности - ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК", вырабатывающий электроэнергию на собственной блок-станции, и нефтедобывающей - ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", доли которых в электропотреблении составили соответственно 20% и 15%. К наиболее крупным с уровнем электропотребления более 1% в общем потреблении энергосистемы Коми относятся предприятия угольной промышленности: ОАО "Воркутауголь" - более 510 миллионов киловатт-часов и ЗАО "Шахта Воргашорская" - 99 миллионов киловатт-часов, производство нефтепродуктов - ОАО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка" с электропотреблением более 127 миллионов киловатт-часов. Поставщиками электроэнергии для перечисленных предприятий являлись независимые сбытовые компании (ЗАО "Бизнесэнерготрейд", ООО "Северэнергопром", ЗАО "Евразийская энергетическая компания").

ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" (транспорт нефти) осуществляет покупку электроэнергии у сбытовой компании ООО "Русэнергоресурс".

Информация о потреблении электрической энергии и мощности основными крупными потребителями за период с 2007 по 2011 гг.

Наименование предприятия	2007 г.		2008 г.		2009 г.		2010 г.		2011 г.
	Тыс.кВтч	Мвт	Тыс.кВтч	Мвт	Тыс.кВтч	Мвт	Тыс.кВтч	Мвт	Тыс.кВтч	Мвт
ЗАО "Бизнесэнерготрейд"	2420593	96	-	-	-	-	-	-	-	-
ООО "Северэнергопром"	-	-	2054872	98	-	-	-	-	-	-
ЗАО "Евразийская энергетическая компания"	-	-	-	-	2048020	-	2039908	221	2087877	239
ООО "Русэнергоресурс"	-	-	352740	-	302169	-	276839	-	290561	-
ОАО Шахта "Инта-уголь"	-	-	75566	-	65425	-	66726	-	65956	-

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет

Показатель	Год
	2007	2008	2009	2010	2011
Максимум нагрузки потребления, МВт	1346	1299	1362	1355	1316
Прирост, %	4,2*	-3,5	4,8	-0,5	-2,9

*- по отношению к величине максимума нагрузки потребления электрической энергии в 2006 году.

Основными потребителями в Интинском и Воркутинском энергоузлах являются угледобывающие предприятия. Потребление Печорского энергоузла в основном приходится на нефте- и газодобывающие, нефте- и газотранспортные предприятия. Основной потребитель Ухтинского энергоузла - нефте- и газодобыча, нефте- и газотранспорт, а также горнорудная промышленность. Около 55% потребления электроэнергии Южного энергоузла приходится на производство ОАО "Монди СЛПК", 45% распределены между бытовыми потребителями, сельским хозяйством, предприятиями среднего бизнеса.

В распределении потребления мощности в Южном энергоузле ситуация иная: около 45% потребления мощности - ОАО "Монди СЛПК", 55% - остальные потребители.

Резерв мощности крупных узлов нагрузки на часы годового максимума за 2007-2011 гг.

МВт

Энергоузел	Год
	2007	2008	2009	2010	2011
Южный	-120	-164	-172	-245	-223
Ухтинский	90	118	150	114	155
Печорский	465	286	485	700	696
Интинский	-31	-33	-23	-28	-26
Воркутинский	82	84	78	110	93

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Республике Коми, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет

Расход теплоэнергии в 2010 году составил 18,1 миллиона гигакалорий, при этом населению отпущено 29%, организациям - 71% тепла. В структуре потребления теплоэнергии по видам экономической деятельности на долю добывающих производств приходилось 26%, обрабатывающих - 38%, на электроэнергетику - 8%, транспорт и связь - 6%.

Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Республики Коми, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных филиала ОАО "ТГК-9" "Коми" основным группам потребителей приведена в Приложении 2.

Приложение 3 - динамика отпуска тепловой энергии электростанциями и котельными за предыдущие пять лет.

Приложение 4 - динамика выработки, товарного отпуска и потребления цехами ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" тепловой энергии по годам.

2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Коми, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований. Типы используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности и года ввода в эксплуатацию

Перечень
основных крупных потребителей тепловой энергии, производимой электрическими станциями и котельными ОАО "ТГК-9"

Наименование	Объем покупки, тыс.Гкал
ООО "Тепловые сети Воркуты"	1625,1
ОАО "Воркутауголь"	77,7
ОАО "Шахта "Интауголь"	11,5
ООО "Газпром переработка" (Сосногорский газоперерабатывающий завод)	94,2
ООО "ЛУКОЙЛ - Ухтанефтепереработка"	51,8
ООО "ЖУК" (Жилищная управляющая компания, г. Сыктывкар)	135,3
ООО "Октябрьская управляющая компания" (г. Сыктывкар)	96,9

Динамика потребления тепловой энергии потребителями ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

тыс.Гкал

Группа потребителей	2007	2008	2009	2010	2011
1. Промышленные потребители, в том числе	249,8	235,2	216,1	230,8	235,7
ЭМУП "Жилкомхоз"	9,3	8,9	11,7	11,0
ООО "СеверЭнергоПром"					140,0
ООО "СевЛесПил"	34,3	41,5	21,9	11,7	13,8
ОАО "СыктывкарТиссьюГрупп"	33,6	31,2	43,8	55,6	46,0
ПКП "Бумизделия"	14,0	11,0	8,2	9,4	7,1
2. Население и жилищные организации, в том числе	531,2	545,0	545,3	565,0	564,6
ЭМУП "Жилкомхоз"	531,2	545,0	545,0	87,8	0,0
ООО "СеверЭнергоПром"				477,2	564,6
3. Бюджетные организации	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
4. Прочие потребители	0,5	0,5	0,6	0,9	0,6
Итого	781,6	780,8	762,0	796,7	800,9

Установки тепловой генерации ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

Ст. N	Маркировка	Производительность т/ч	Год ввода в эксплуатацию	Давление свежего пара, Мпа	Температура свежего пара, C	Основное топливо	Резервное топливо
Котел ст. N 1э	ТГМ-84	420	1967	14	555	газ	мазут
Котел ст. N 2э	ТГМ-84А	420	1967	14	555	газ	мазут
Котел ст. N 3э	ТГМ-84А	420	1970	14	555	газ	мазут
Котел ст. N 4э	ТГМ-84Б	420	1977	14	555	газ	мазут
Котел ст. N 5э	ТГМ-84Б	420	1981	14	555	газ	мазут
Котел ст. N 6э	ТГМ-84Б	420	1983	14	555	газ	мазут
Котел ст. N 1у	КМ-75-40	75	1966	4	440	древесные отходы	газ/мазут
Котел ст. N 5у	КМ-75-40	75	1985	4	440	древесные отходы	газ/мазут
Котел ст. N 4у	СРК-720	120	1970	4	440	черный щелок	мазут
Котел ст. N 3у	СРК-780	126	1969	4	440	черный щелок	мазут
Котел ст. N 6у	СРК-700	102	1980	4	440	черный щелок	мазут
Котел ст. N 7у	СРК-3560	550	2010	9,4	490	черный щелок	газ
		3568

Динамика потребления тепловой энергии от филиала ОАО "ОГК-3" Печорская ГРЭС (тыс.Гкал)

Наименование потребителя	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.
ОАО "Тепловая сервисная компания"	267,1	263,9	261,6	246,3	204,4

Основным потребителем тепловой энергии Филиала ОАО "ОГК-3" Печорская ГРЭС является ОАО "Тепловая сервисная компания".

За последние 5 лет происходит постоянное снижение выработки тепла из-за сокращения потребления тепловой энергии потребителями, а также закрытия промышленных предприятий.

Типы используемых установок Филиала ОАО "ОГК-3" Печорская ГРЭС

Турбина	Тип (марка) турбины	Завод-изготовитель	Дата ввода	Установленная электрическая мощность, МВт	Тепловая мощность, Гкал/час.
ТПБ 01	К-210-130-3	ЛМЗ	05.02.79	210.00	37,40
ТПБ 02	К-210-130-3	ЛМЗ	30.10.80	210.00	37,40
ТПБ 03	К-210-130-3	ЛМЗ	03.10.84	210.00	37,40
ТПБ 04	К-215-130-1	ЛМЗ	30.06.88	215.00	37,40
ТПБ 05	К-215-130-1	ЛМЗ	26.06.91	215.00	37,40
РОУ (5 шт. * 28 Гкал)					140,00
Всего				1060,0	140,0

2.7. Структура установленной электрической мощности на территории Республики Коми, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем отчетном году

Структура установленной электрической мощности энергосистемы Республики Коми (на 1 января 2012 года)

Наименование электростанции	Величина, МВт
1	2
Электрические станции - поставщики:	1765,51
Воркутинская ТЭЦ-1	25
Воркутинская ТЭЦ-2	270
Сосногорская ТЭЦ	377
Интинская ТЭЦ	18
Печорская ГРЭС	1060
ДЭС РГК (28 шт.)	15,51
Электрические станции промышленных потребителей:	622,514
установленной мощностью 5 МВт и более:
ТЭЦ СЛПК	553
ЭСН КС-3 "Вуктыльская"	12
ЭСН КС-10 "Ухтинская"	9
ТЭС СЛДК	6,4
установленной мощностью менее 5 МВт:
ЭСН КС-12 и КС "Микуньская"	4,5
ДЭС Комиэнерго (22 шт.)	31,669
ДЭС РЖД (2 шт.)	5,945
Всего:	2388,024

Информация по вводам, демонтажам и другим действиям с объектами электроэнергетики в 2011 году

Показатель	Величина, МВт
	2011 год
Ввод, всего, в том числе:	89,322
ТЭЦ СЛПК	87,7
ЭСН КС-3 "Вуктыльская"
ДЭС Комиэнерго	1,412
ДЭС РГК	0,21
Демонтаж, всего	2,18
ДЭС Комиэнерго	2,08
ДЭС РГК	0,1
Другие действия

Сведения об электрогенерирующем оборудовании ОАО "ТГК-9", ОАО "ОГК-3", ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" приведены в Приложении 5.

2.8. Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Распределение электростанций по категориям на 1 января 2011 года

	Все электростанции			В том числе передвижные
	Число	Мощность, тыс.кВт	Выработано электроэнергии в 2010 г. млн.кВтч	Число	Мощность, тыс.кВт	Выработано электроэнергии в 2010 г. млн.кВтч
Всего электростанций	1289	2552,7	9263,0	511	98,5	88,4
в том числе
Общего пользования	73	1799,0	6600,5	22	2,4	8,5
При организациях сельского и лесного хозяйства	46	2,4	7,1	40	2,0	6,5
При организациях промышленного производства, производстве и распределении электроэнергии, газа и воды	571	642,7	2576,1	284	75,8	65,9
При строительных организациях	52	6,4	3,0	51	6,2	2,9
При транспортных организациях	245	81,8	70,7	40	7,7	-
Прочие электростанции	302	20,4	5,6	74	4,4	4,6

Состав существующих электростанций установленной мощностью более 5 МВт с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям

Электростанция	Компания-собственник
Воркутинская ТЭЦ-1	ЗАО "Воркутинские ТЭЦ"
Воркутинская ТЭЦ-2	ЗАО "Воркутинские ТЭЦ"
Сосногорская ТЭЦ	Филиал ОАО "ТГК-9" "Коми"
Интинская ТЭЦ	Филиал ОАО "ТГК-9" "Коми"
Печорская ГРЭС	ОАО "ОГК-3"
Электростанции промышленных потребителей:
ТЭЦ СЛПК	ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"
ЭСН КС-3 "Вуктыльская"	ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ЭСН КС-10 "Ухтинская"	ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ТЭС СЛДК	ОАО "Лесопромышленная компания Сыктывкарский ЛДК"

2.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Структура производства электрической энергии свидетельствует о том, что основной объем электроэнергии для потребителей Республики Коми производится крупными генерирующими компаниями оптового рынка и блок-станцией ОАО "Монди СЛПК".

	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.
ДЭС	20,57	19,79	20,60	20,64	19,74
блок-станция СЛПК	2417,05	2465,90	2377,65	2380,4	3051,98
Печорская ГРЭС	3647,67	3792,95	3822,77	3647,73	3765,6
ТЭЦ ТГК-9	2831,90	3012,72	2936,63	2936,4	2883,8
Выработка электроэнергии всего по Республике Коми, в том числе:	8917,19	9291,36	9157,65	8985,17	9721,14

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций

Показатели	Един. измерения	Период, год
		2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.
1	2	3	4	5	6	7
филиал ОАО "ТГК-9" "Коми"
Выработка электроэнергии, всего	млн.кВтч	2832,0	3012,7	2936,6	2936,4	2883,8
в том числе по теплофикационному циклу	млн.кВтч	673,1	632,7	627,7	636,4	571,0
в том числе по конденсационному циклу	млн.кВтч	2158,9	2380,0	2308,9	2300,0	2312,9
В том числе:
Воркутинская ТЭЦ-1
Выработка электроэнергии, всего	млн.кВтч	126,8	109,5	129,6	138,5	121,5
в том числе по теплофикационному циклу	млн.кВтч	126,8	109,5	129,6	131,3	109,3
в том числе по конденсационному циклу	млн.кВтч	-	-	-	7,2	12,2
Воркутинская ТЭЦ-2
Выработка электроэнергии, всего	млн.кВтч	1099,2	1175,3	1115,6	1091,1	1123,0
в том числе по теплофикационному циклу	млн.кВтч	312,5	302,1	287,0	271,3	251,7
в том числе по конденсационному циклу	млн.кВтч	786,7	873,2	828,6	813,8	871,2
Интинская ТЭЦ
Выработка электроэнергии, всего	млн.кВтч	69,2	63,9	76,1	74,4	69,4
в том числе по теплофикационному циклу	млн.кВтч	69,2	63,9	76,1	74,4	69,4
Сосногорская ТЭЦ
Выработка электроэнергии, всего	млн.кВтч	1536,8	1664,0	1615,4	1632,4	1570,0
в том числе по теплофикационному циклу	млн.кВтч	164,6	157,1	135,1	153,5	140,5
в том числе по конденсационному циклу	млн.кВтч	1372,2	1506,9	1480,3	1479,0	1429,5
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
Выработка электроэнергии ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	млн.кВтч	2417,048	2465,949	2377,653	2380,4	3051,98
Отпуск электроэнергии с шин - всего в том числе:	млн.кВтч	2097,531	2139,789	2068,627	2061,44	2693,85
отпуск на сторону (товар)	млн.кВтч	677,983	746,265	634,240	560,93	1143,99
потребление цехами ОАО "Монди СЛПК"	млн.кВтч	1419,548	1393,524	1434,387	1500,51	1549,86
Филиал ОАО "ОГК-3" Печорская ГРЭС
Выработка электроэнергии ПГРЭС, всего	млн.кВтч	3647,67	3792,95	3822,76	3647,73	3765,6
Дизельные электростанции
Выработка электроэнергии ДЭС, всего	млн.кВтч	20,57	19,79	20,60	20,64	19,74

2.10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет

Объем производства электроэнергии в регионе полностью определяется спросом на нее. В 2010 году объем электропотребления по Республике Коми имел тенденцию к снижению, составил 8,99 млрд.кВт.ч по сравнению с 9,16 млрд.кВт.ч. в 2009 г. (на 2%). Снижение электропотребления было связано с влиянием экономического кризиса, отразившегося прежде всего спадом промышленного производства, в первую очередь, на добывающих отраслях промышленности.

В связи с реализацией на ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" плана модернизации энергопроизводства "Степ" начиная с 2011 года произошло увеличение объема производства электроэнергии на розничном рынке электроэнергии (мощности) Республики Коми на 1 млрд.кВтч. Рост объема генерации электроэнергии на розничном рынке Республики Коми изменяет региональный баланс поставок электроэнергии, снижая долю покупки электроэнергии гарантирующим поставщиком от производителей оптового рынка (филиал ОАО "ОГК-3" "Печорская ГРЭС" и ОАО "ТГК-9") и увеличивая переток электроэнергии оптового рынка в Архангельскую энергосистему.

Баланс производства и поставок электрической энергии

Млн.кВтч

	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.
Выработка электроэнергии по Республике Коми	8917	9291	9158	8985	9721
Сальдо-переток по региону	-204	-422	-440	-232	-855
Электропотребление региона, всего	8713	8869	8718	8753	8866
в том числе:
собственное потребление ТЭС	2439	2449	2357	2373	2446
потери в сетях ЕНЭС	278	302	319	275	293
потери в распределительных сетях	674	662	735	734	701
полезный отпуск электроэнергии из распределительных сетей	5322	5456	5307	5371	5426

Начало пятилетнего периода характеризуется устойчивым ростом электропотребления (порядка 2-3%), сменившимся в середине 2008 года снижением вместе с проникновением финансового кризиса в Россию. Относительная стабилизация наступила осенью 2009 года. В течение 2010 года происходит восстановление электропотребления на уровень "докризисного" 2008 года. В связи со снижением электропотребления в 2008-2009 гг. и избыточностью северной части энергосистемы нагрузка на магистральные сети 220 кВ (транзит Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь) возрастает практически до максимума пропускной способности со значительным увеличением отпуска в энергосистему Архангельской области. В то же время в силу наличия относительно слабых межсистемных связей динамика выработки электростанций в целом соответствует динамике потребления.

В отличие от потребления электрической энергии снижение потребления мощности оказалось не столь значительным либо вообще отсутствовало. Так, при сходных условиях наиболее холодной части зимы 2006-2007 гг. и зимы 2008-2009 гг. уровень электропотребления не только не уменьшился, но и увеличился, повысив абсолютный максимум за последние 20 лет на 20 МВт. Одновременно был превышен абсолютный максимум потребления мощности и по Южному энергоузлу (с 532 МВт в 2000 г. до 578 МВт).

Динамика роста электропотребления показывает, что растет неравномерность графика нагрузки - структура потребления становится все более "бытовой", давая значительный прирост потребления мощности, особенно в периоды резких колебаний температуры.

Баланс производства и поставок электрической мощности в энергосистеме Республики Коми

МВт

	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.
Установленная мощность	2267	2267	2269	2300	2301
Располагаемая мощность	2208	2208	2190	2062	2069
Рабочая мощность	2115	2102	1915	2007	2010
Сальдо-переток мощности	9	41	12	44	2
Собственный максимум нагрузки (потребление)	1346	1299	1362	1355	1316
Избыток мощности	769	803	553	652	694

Согласно представленным балансовым показателям собственный максимум нагрузки (потребление мощности) существенно не изменился.

2.11. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике)

В настоящее время энергоэффективность - это один из основных аспектов модернизации экономики и одна из приоритетных задач государственной энергетической политики. Уже стало очевидным, что главный вопрос энергосбережения состоит не в том, в каких объемах потребляются энергоресурсы, а насколько эффективно они используются. Обобщенным показателем состояния энергетической эффективности экономики региона, а также индикатором использования топливно-энергетических ресурсов является показатель энергоемкости валового регионального продукта (далее - ВРП). Значение этого показателя составило в 2009 г. 33,6 тонны условного топлива (далее - т.у.т.) на один миллион рублей ВРП, по России - 25,9 т.у.т. на 1 миллион рублей ВВП.

Показатели эффективности энергоиспользования в Республике Коми

	2000	2006	2007	2008	2009	2010
Объем потребления первичных энергоресурсов - всего, тыс.т.у.т.	9032	10480	9949	10356	10134	10625
Энергоемкость экономики всего, т.у.т. потреблено топлива на 1 млн.руб. ВРП в основных ценах 2009 г.	40,4	36,5	34,8	33,8	33,6	34,2
Электроемкость экономики, тыс.кВт-час потреблено электроэнергии на 1 млн.руб. ВРП в основных ценах 2009 г.	32,0	26,2	27,2	25,7	25,9	25,5
Теплоемкость экономики, Гкал потреблено теплоэнергии на 1 млн.руб. ВРП в основных ценах 2009 г.	78,4	70,4	66,1	60	60,7	58,3

В Республике Коми энергоемкость ВРП снизилась с 40,4 т.у.т. на 1 миллион рублей ВРП в 2000 г. до 34,2 т.у.т. - в 2009 году на 1 миллион рублей. Снижение энергоемкости в последние годы обусловлено более опережающим ростом ВРП в сравнении с ростом потребления топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР).

Необходимо отметить, что электроемкость и теплоемкость в последние годы снижаются и в целом по стране, однако ее уровень заметно ниже, чем в Республике Коми.

Показатель электроемкости экономики - важнейший показатель эффективности использования электрической энергии. Электроемкость ВРП Республики Коми за период с 2000 года по 2010 год снизилась с 32,0 тыс.кВт.ч на 1 миллион рублей ВРП Республики Коми до 25,5 тыс.кВт.ч на 1 миллион рублей.

Сопоставление темпов роста потребления электроэнергии и развития экономики показывает, что в последние годы ВРП Республики Коми растет существенно быстрее, чем потребление электроэнергии.

В настоящее время главная задача энергосбережения состоит в эффективном использовании энергоресурсов. Уровень эффективности энергоиспользования является своего рода индикатором использования ТЭР. Один из важных показателей эффективности - расход энергоресурсов на душу населения. В Республике Коми этот показатель по сравнению с 2000 г. существенно вырос (на 22%), что связано с заметным ростом потребления природного газа (на 26%), а также снижением численности населения (на 9%).

Расход энергоресурсов на душу населения в Республике Коми

Показатели	2000 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Расход энергоресурсов всего, т.у.т.	8,598	10,580	10,142	10,715	10,448	10,625
в том числе:
каменный уголь, т	2,107	1,747	1,520	1,576	1,257	1,656
естественный газ, куб.м	4,996	6,914	6,716	7,129	6,927	8,464
автомобильный бензин, кг	188	194	203	202	195	207
дизельное топливо, кг	287	470	454	451	338	381
топочный мазут, кг	265	225	185	183	171	180
сжиженный газ, кг	7	9	9	9	7	8
дрова для отопления, плотн.куб.м	0,750	0,435	0,431	0,419	0,344	0,309
Электроэнергия, тыс.кВт.ч	6,638	7,688	8,026	8,168	8,164	8,759
Теплоэнергия, Гкал	17,528	20,235	18,919	19,062	19,158	20,040

Расход электроэнергии на душу населения возрос с 6,6 тыс.кВт.ч в 2000 году до 8,75 тыс.кВт.ч в 2010 году (32%), расход теплоэнергии вырос на 14% и составил в 2010 году 20,04 Гкал/чел.

2.12. Основные характеристики электросетевого хозяйства Республики Коми, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

2.12.1. Оборудование высшим классом напряжения 220 кВ:

Общая протяженность сетей 220 кВ - 1769 км;

протяженность транзитных ВЛ 220 кВ - 924,41 км;

17 подстанций напряжением 220 кВ.

Собственники ЛЭП 220 кВ:

ОАО "ФСК ЕЭС" (филиал Северное ПМЭС) - 18 шт.;

ОАО "МРСК Северо-Запада" (филиал Комиэнерго) - 6 шт.

Количество ПС 220 кВ - 17 шт.;

Собственниками ПС 220 кВ являются:

ОАО "ЛУКОЙЛ-Коми" ("Харьягинская");

ОАО "МРСК Северо-Запада" ("КС УГПЗ", "Промысловая");

ОАО "ФСК ЕЭС" - 14 шт.

2.12.2. Оборудование высшим классом напряжения 110 кВ:

Протяженность сетей 110 кВ - 4232,2 км;

Собственником ВЛ 110 кВ в основном является ОАО "МРСК Северо-Запада" (филиал "Комиэнерго").

Количество ПС 110 кВ - 101 шт.;

Собственником ПС 110 кВ в основном является ОАО "МРСК Северо-Запада" (филиал "Комиэнерго").

2.12.3. ОАО "ФСК ЕЭС"

N п/п	Наименование воздушных и кабельных линий электропередач (ВЛ/КЛ)	Проектное напряж., кВ	Рабочее напряж., кВ	Год ввода	Число цепей	Протяженность
						по трассе	по цепям
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	ВЛ 220 кВ Микунь - Урдома	220	220	1983	1	120,11	124,70
2.	ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Инта (ВЛ-256)	220	220	1978	1	177,46	177,46
3.	ВЛ 220 кВ Инта - Воркута (ВЛ-273)	220	220	1985	1	246,53	246,53
4.	ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Северная (ВЛ-247)	220	220	1979	1	9,18	9,18
5.	ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Печора (ВЛ-243)	220	220	1979	1	6,81	6,81
6.	ВЛ 220 кВ Печора - Усинская с отпайкой на ПС Сыня (ВЛ-245)	220	220	1975	1	144,07	144,07
7.	ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Печора (ВЛ-244)	220	220	1979	1	6,84	6,84
8.	ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Усинская с отпайкой на ПС Сыня (ВЛ-246)	220	220	1980	1	148,81	148,81
9.	ВЛ 220 кВ Печора - Северная (ВЛ-248)	220	220	1976	1	2,71	2,71
10.	ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск (ВЛ-241)	220	220	1973	1,2	125,69	129,40
11.	ВЛ 220 кВ N 257 "Возейская - Северный Возей"	220	220	1982	1	51,36	51,36
12.	ВЛ 220 кВ Газлифт - Северный Возей (ВЛ-258)	220	220	1982	1	59,92	59,92
13.	ВЛ 220 кВ Усинская - Газлифт (ВЛ-251)	220	220	1976	1	43,58	43,58
14.	ВЛ 220 кВ Усинская - Возейская (ВЛ-252)	220	220	1976	1	50,18	50,18
15.	ВЛ 220 кВ Зеленоборск - Ухта (ВЛ-222)	220	220	1974	1	128,37	128,37
16.	ВЛ 220 кВ Ухта - Синдор (ВЛ-221)	220	220	1975	1	135,05	135,05
17.	ВЛ 220 кВ Синдор - Микунь (ВЛ-204)	220	220	1975	1	109,70	109,70
18.	ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (ВЛ-202)	220	220	1989	1, 2	87,60	107,50

К объектам ЕНЭС относятся следующие подстанции 220 кВ:

ПС 220 кВ Микунь,	2х125 МВА;
ПС 220 кВ Сыктывкар,	125 МВА;
ПС 220 кВ Синдор,	2х25 МВА;
ПС 220 кВ Ухта,	2х125 МВА;
ПС 220 кВ Зеленоборск,	2х32 МВА;
ПС 220 кВ Печора,	2х63 МВА;
ПС 220 кВ Усинская,	2х40 МВА;
ПС 220 кВ Возейская,	2х40 МВА;
ПС 220 кВ Газлифт,	2х40 МВА;
ПС 220 кВ Инта,	2х40 МВА;
ПС 220 кВ Воркута,	2х125 МВА.
ПС 220 кВ Сыня,	2х25 МВА
ПС 220 кВ Северная	2х63 МВА
ПС 220 кВ Северный Возей	2х25 МВА

2.12.4. Филиал ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго".

На балансе филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго" имеется 4956,3 км ВЛ 35-110 кВ (протяженность по трассе) и 197 ПС 35-110 кВ установленной трансформаторной мощностью 3157,9 МВА.

Количество подстанций: 220 кВ - 2 шт.; 110 кВ - 88 шт.

Установленная мощность силовых трансформаторов ПС составляет: 220 кВ - 160 МВА; 110 кВ - 1832,5 МВА.

ПС 35 кВ		ПС 110 кВ		ПС 150 кВ		ПС 220 кВ		Итого ПС
Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Кол-во, шт.	Мощность, МВА
107	1165,4	88	1832,5			2	160	197	3157,9

Перечень воздушных линий электропередачи и подстанций напряжением 110-220 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго", приведен в Приложении 6.

2.12.5. ООО "Республиканская сетевая компания".

В ведении ООО "Республиканская сетевая компания" находятся следующие электроустановки напряжением 35-110 кВ:

ПС 110/10 кВ Вежайка 2х2,5 МВА, отпайка от оп. 128 ВЛ-110 кВ N 176, длиной 0,7 км и отпайка от оп. N 143 ВЛ-110 N 177, длиной 0,7 км до ПС 110/10 кВ Вежайка, Усть-Вымский район;

ПС 110/6/6 кВ Заводская 2х25 МВА; Княжпогостский район.

2.12.6. ООО "Энерготрейд".

В ведении ООО "Энерготрейд" находятся следующие электроустановки напряжением 35-110 кВ:

N п/п	Наименование ПС, ВЛ
1	2
1.	ПС 110/10 кВ "Вожская" 1х6,3 МВА
2.	ВЛ-110 N 176, 177 до ПС 110/10 кВ "Вожская" (двухцепная отпайка от оп. N 268 длиной 1,5 км)
3.	ПС 35/10 кВ "Ракпас" 1х1,6 МВА
4.	ВЛ-35 кВ до ПС 35/10 кВ "Ракпас" длиной 0,534 км (отпайка от оп. 130)
5.	ПС 35/6 кВ "Чиньяворык" 1х4,0 МВА
6.	ВЛ-35 кВ N 13 до ПС 35/6 "Чиньяворык", длиной 12 км (отпайка от оп. 188)
7.	ПС 35/10 кВ "Чиньяворык" 1х4,0 МВА; Княжпогостский район

2.13. Основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Коми

Энергосистема Республики Коми связана:

с энергосистемой Кировской области через ВЛ 110 кВ Летка - Мураши, общая протяженность нормально разомкнутой связи 110 кВ от ПС 220 кВ Сыктывкар до ПС 220 кВ Мураши 319 км. По границе региона принимаемая мощность до 30 МВт, отдаваемая 0 МВт;

с энергосистемой Архангельской области через ВЛ 110 кВ Жешарт - Яренск, общая протяженность нормально разомкнутой связи 110 кВ от ПС 220 кВ Микунь до ПС 220 кВ Урдома 162 км. По границе региона принимаемая мощность до 10 МВт, отдаваемая до 15 МВт;

с энергосистемой Архангельской области через ВЛ 220 кВ Микунь - Урдома, общая протяженность нормально замкнутой связи 220 кВ от ПС 220 кВ Микунь до ПС 220 кВ Коноша 630 км, от ПС 220 кВ Коноша по ПС 500 кВ Вологодская 240 км - связь с ЕЭС России. По границе региона максимальная принимаемая мощность до 100 МВт, максимальная отдаваемая до 200 МВт.

Переток по границам определяется:

на выдачу - электропотреблением Южного энергоузла (от ПС 220 кВ Микунь до ПС 220 кВ Синдор), а также нагрузкой ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК";

на прием - электропотреблением Котласского энергоузла (от ПС 220 кВ Вельск до ПС 220 кВ Урдома), нагрузкой энергосистемы Вологодской области от энергосистемы Архангельской области, точками деления сети 110 кВ Архангельской и Вологодской областей, а также нагрузкой ТЭЦ Котласского ЦБК, Вельской и Красавинской ГТТЭЦ.

2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Республики Коми в последнем отчетном году

Для большинства тепловых электростанций приоритетным топливом на производство электроэнергии является природный газ, при этом его доля по сравнению с 2000 г. возросла с 52% до 63% за счет уменьшения удельного веса угля и топочного мазута. Топочный мазут в настоящее время почти не используется, а в 70-90-е годы его доля составляла более 10%, и потреблялся он преимущественно небольшими электростанциями и котельными, удаленными от магистральных газопроводных сетей.

Расход топлива на производство теплоэнергии

тыс.т.у.т.

Показатель	2000 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Всего	2968	3321	3212	3242	3260	3191
Нефть	20	31	38	57	45	43
Каменный уголь	820	628	593	587	640	577
Естественный газ	1539	2083	1994	2071	2019	2025
Топочный мазут	294	237	219	192	192	205
Дрова	58	38	54	42	35	26
Прочие виды топлива	237	302	314	293	329	296

Расход топлива на производство электроэнергии

Показатель	2000 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Всего	2773	2938	3024	3141	3155	3046
Каменный уголь	564	522	499	511	508	447
Естественный газ	1925	2202	2327	2427	2420	2393
Дизельное топливо	12	17	22	22	55	54
Топочный мазут	33	34	12	18	11	9
Прочие виды топлива	239	163	164	163	160	142

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии и теплоэнергии в Республике Коми

Показатель	Единицы	2000 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Удельный расход топлива на производство электроэнергии	кг/тыс.кВт.ч	376,0	358,7	358,2	366,1	366,6	360,7
Удельный расход топлива на производство теплоэнергии	кг/Гкал	164,7	178,6	177,6	177,6	179,6	178,0

Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных за 2010 год

	Вид топлива	Ед.изм.	Израсходовано топлива за 2010 г.
			натурального	условного
Филиал ОАО "ТГК-9" "Коми" в том числе	уголь	т	1052614	809100
	мазут	т	83652	118144
	дизтопливо	т	36	53
	газ	тыс.куб.м	981779	1131528
Воркутинская ТЭЦ-1	уголь	т	200185	156317
	мазут	т	875	1240
Воркутинская ЦВК	мазут	т	78915	111479
	дизтопливо	т	28	41
Воркутинская ТЭЦ-2	уголь	т	699772	557068
	мазут	т	1921	2708
Интинская ТЭЦ	уголь	т	150716	94195
	мазут	т	381	529
	дизтопливо	т	2	3
Сосногорская ТЭЦ	мазут	т	535	741
	газ	тыс.куб.м	561130	649397
Ухтинские Тепловые Сети	мазут	т	30	43
	газ	тыс.куб.м	183404	210960
Сыктывкарские Тепловые Сети	уголь	т	1941	1520
	мазут	т	995	1404
	дизтопливо	т	6	9
	газ	тыс.куб.м	237245	271171
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	газ	тыс.куб.м	923 673 000	1057 612
	мазут	т	2 193	3085
	черный щелок	т	1 166 365	337 589
	кора и отходы	куб.м	430935	82869
Филиал ОАО "ОГК-3" "Печорская ГРЭС"	газ	тыс.куб.м	1 035 029	1190283
	мазут	т	4745	6645

На производство электрической и тепловой энергии в 2010 г. израсходовано топлива:

Вид топлива	Количество, тыс. тонн (млн.куб.м)
Уголь воркутинский	900,026
Уголь интинский	150,716
Уголь кузнецкий	1,872
Мазут топочный	83,652
Топливо дизельное	0,036
Газ природный	981,779

В структуре топливного баланса тепловых электростанций и котельных, расположенных на территории Республики Коми, за отчетный период наибольший удельный вес составляет газ - 54,960%. Остальная доля - это воркутинский уголь - 34,653%, интинский уголь - 4,575%, кузнецкий уголь - 0,071%, мазут - 5,738%, дизельное топливо - 0,003%.

2.15. Единый топливно-энергетический баланс Республики Коми (ЕТЭБ) за предшествующие пять лет

Топливно-энергетический комплекс (далее - ТЭК) играет важную роль в развитии экономики Республики Коми и является гарантом ее энергетической безопасности. ТЭК в Республике Коми представлен следующими видами экономической деятельности: "Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых", "Производство нефтепродуктов", "Производство и распределение электроэнергии, газа и воды", "Транспортирование по трубопроводам". В 2010 г. на долю комплекса приходилось 63% всех налоговых поступлений, 79% инвестиций в основной капитал, 14% численности занятых в экономике.

В настоящее время в ТЭК Республики Коми осуществляют свою деятельность такие крупные организации, как ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ООО "Енисей", ОАО "Комнедра", ООО "РН-Северная нефть", ЗАО "Печоранефтегаз", ОАО "Воркутауголь", ОАО "Шахта "Интауголь", ООО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка"; подразделения ООО "Газпром переработка" - Сосногорский газоперерабатывающий завод, Вуктыльское ГПУ; филиал ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго", филиал ОАО "ТГК-9" "Коми" и филиал ОАО "ОГК-3" "Печорская ГРЭС", которые определяют общеэкономическую ситуацию в Республике Коми.

Базой для расчета потребления топливно-энергетических ресурсов и определения энерго-, электро- и теплоемкости ВРП региона является топливно-энергетический баланс (далее - ТЭБ), используемый для информационного обеспечения вопросов повышения энергоэффективности экономики. ТЭБ является комплексным материальным балансом, охватывающим совокупность ТЭР. Данный баланс увязывает в единое целое частные балансы различных видов топлива и энергии, дает характеристику общего объема и структуры их добычи (производства), распределения и использования.

Топливно-энергетический баланс Республики Коми за 2009-2010 гг.

	2009 г.	2010 г., всего	2010 г. в % к 2009
Ресурсы
Добыча (производство) - всего	45401,1	45838,8	101
в том числе без потерь	43074,7	42104	97,7
Запасы у поставщиков
на начало года	1229,7	1487,5	121
на конец года	1500,2	823,1	54,9
изменения запасов	-270,5	664,4	х
Запасы у потребителей
на начало года	421,7	369,8	87,7
на конец года	368,8	372,8	101,1
изменения запасов	53	-3	х
Ввоз	6268,8	6717,4	107,1
Итого ресурсов	49126	49482,8	100,7
Распределение
Вывоз	23875,8	24408,3	102,2
Общее потребление - всего	25250,1	25074,6	99,3
в том числе:
на преобразование в другие виды энергии	6476,7	6346,2	98
в качестве сырья на переработку в другие виды топлива	6337,5	5911,5	93,3
в качестве материалов на нетопливные нужды	1787,5	1696,8	94,9
непосредственно в качестве топлива или энергии	10134	10625,1	104,8
потери на стадии потребления и транспортировки	514,4	494,9	96,2

В 2010 г. в Республике Коми топливно-энергетические ресурсы в целом составили 49,5 миллиона тонн условного топлива (т.у.т.), что на 0,7% больше, чем в 2009 году. Основным видом ТЭР является природное топливо, на которое приходилось 73% ресурсов, на продукты переработки топлива - 14%, на электроэнергию - 7%, теплоэнергию - 6%.

В структуре формирования ТЭР 85% приходилось на добычу и производство, 14% - на ввоз, 1% - на запасы у поставщиков и потребителей. Основная составляющая ресурсной части ТЭБ Республики Коми - это добыча топливных ресурсов: угля, нефти, включая газовый конденсат, естественного газа, а также производство нефтепродуктов и энергии. Добыча нефти, включая газовый конденсат, формировала 38% ресурсов, добыча газа - 20%, каменного угля - 15%. При этом в последние годы в ресурсах природного топлива уменьшается доля каменного угля, увеличивается - нефти и газа. Вторым наиболее значимым элементом ресурсов баланса является ввоз из-за пределов региона топливных ресурсов. Всего за 2010 г. было ввезено топливно-энергетических ресурсов 6,7 миллиона т.у.т. (14% ресурсов республики). Основную долю ввоза составлял естественный газ (95%), незначительные объемы приходились на дизельное топливо, автомобильный бензин и электроэнергию. Запасы у поставщиков и потребителей в формировании ресурсов занимали в совокупности 1%. При этом наибольшие запасы сосредоточены у поставщиков угля и нефти.

Распределение ТЭБ. Вторая часть баланса отражает распределение (использование) ТЭР. Структура распределения ТЭР складывалась следующим образом: 49% добытых и произведенных ТЭР вывозилось из Республики Коми, 51% - потреблялось в экономике региона. Республика Коми изначально является ресурсоизбыточным регионом. Практически все ресурсы естественного газа, электро- и теплоэнергии в 2010 г. были использованы в экономике Республики Коми.

Структура топливопотребления по видам экономической деятельности в 2010 году

	Каменный уголь	Естественный газ	Автомобильный бензин	Дизельное топливо	Топочный мазут
1	2	3	4	5	6
Всего	100	100	100	100	100
Сельское и лесное хозяйство	0,1	0,5	1,2	3,9	-
Добыча полезных ископаемых	12,3	11,9	1,6	20,6	0
Обрабатывающие производства	2,6	17,2	1,6	3,9	6,6
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	81,6	36,2	2,4	4	91,6
Строительство	0,2	0,1	2,9	8,6	1,8
Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования	0	0	1,2	3,8	-
Транспорт и связь	0,8	34	80,3	51,2	0
Прочие виды деятельности	2,4	0,1	8,9	3,9	0

Приложение 7 - распределительная часть топливно-энергетического баланса за 2010 г.

Приложение 8 - Баланс энергоресурсов за 2009 г.

Приложение 9 - Краткий расчетный топливно-энергетический баланс Республики Коми за 2008 год.

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Коми

3.1. Особенности текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Коми

К особенностям электроэнергетики на территории Республики Коми следует отнести:

однолинейный транзит 220 кВ протяженностью 900 км;

избыток мощности в северной части энергосистемы и дефицит в ее южной части, включая дефицит мощности в Архангельской энергосистеме, которая имеет связь с южной частью энергосистемы Республики Коми;

"запертая" мощность Печорской ГРЭС из-за ограниченности пропускной способности линий транзита 220 кВ;

постоянная, не подверженная сезонным изменениям, полная загруженность электропередачи 220 кВ Печорская ГРЭС - Микунь и слабая загрузка электропередачи Печорская ГРЭС - Воркута;

ограничения пропускной способности двух ВЛ 220 кВ, по которым осуществляется электроснабжение Усинского района энергосистемы от Печорской ГРЭС;

ограниченность трансформаторной мощности центра питания 220 кВ подстанции (далее - ПС) "Усинская", обеспечивающего электроснабжением г. Усинск и крупные промышленные объекты нефтедобывающей отрасли;

в настоящее время сети 110 кВ г. Сыктывкара не обеспечивают надежное электроснабжение существующих потребителей города. Это связано с тем, что большая часть ПС 110 кВ питается от одного источника - ПС 220 кВ Сыктывкар;

пропускная способность схемы приема мощности ПС 220 кВ Сыктывкар ограничена;

отсутствие значимых по пропускной способности связей напряжением 110 кВ, параллельных транзиту 220 кВ;

длительный срок эксплуатации большинства электростанций (40-70 лет);

отсутствие в южном энергоузле энергоисточников общего пользования, способных ликвидировать дефицит тепловой и электрической энергии;

сложные климатические условия.

3.2. Оценка балансовой ситуации

В целом по территории баланс электрической энергии складывается с избытком, определяемым в условиях полной загрузки передачи с севера энергосистемы, объемом отпуска ТЭЦ СЛПК.

Баланс мощности на час собственного максимума в 2006, 2008-2010 г.г. складывался с дефицитом: прием от энергосистемы Архангельской области составляет от 20 до 40 МВт, из энергосистемы Кировской области от 7 до 30 МВт при полной загрузке связи с избыточной северной частью энергосистемы.

Баланс мощности на час собственного максимума 2007 и 2011 годов складывался на грани дефицита: отдача в энергосистему Архангельской области до 9 МВт и приемом до 7 МВт из энергосистемы Кировской области при полной загрузке связи с избыточной северной частью энергосистемы.

В то же время избыток мощности электростанций севера энергосистемы Республики Коми, "запертых" ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск, колеблется в пределах 580-620 МВт, "запертых" ВЛ 220 кВ Ухта - Синдор, колеблется в пределах 700-750 МВт.

3.3. Проблемы текущего состояния электроэнергетики

3.3.1. Недостаток пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше:

3.3.1.1. Одноцепный транзит 220 кВ ПГРЭС - Микунь:

Транзит состоит из ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск (ВЛ-241), Зеленоборск - Ухта (ВЛ-222), Ухта - Синдор (ВЛ-221), Синдор - Микунь (ВЛ-204).

По данному транзиту питается Ухтинский энергоузел и дефицитный Южный энергоузел Республики Коми, дефицитный Котласский энергоузел Архангельской области. Отключение транзита приводит к выделению дефицитных узлов и снижению частоты, сопровождающееся отключением потребителей действием противоаварийной автоматики.

Вывод в ремонт любой линии транзита требует согласования увеличения выдаваемой в сеть мощности ТЭЦ Сыктывкарского ЛПК, Котласского ЦБК, Красавинской ГТТЭЦ, мобилизации резервов мощности на электростанциях.

Переток по транзиту ограничен:

а) на участке Печорская ГРЭС - ПС Зеленоборск - ПС Ухта 235 МВт по условию статической устойчивости. ВЛ-241 "запирает" мощность Печорской ГРЭС, Воркутинской ТЭЦ-2 суммарно от 400 МВт в летнее время до 630 МВт в зимнее время. "Запертая" мощностью значительно превышает нормируемый резерв мощности - не менее 215 МВт;

б) на участке ПС Ухта - ПС Синдор - ПС Микунь: 220 МВт по условию статической устойчивости. ВЛ-221 "запирает" мощность Печорской ГРЭС, Сосногорской ТЭЦ, Воркутинской ТЭЦ-2 суммарно от 540 МВт в летнее время до 890 МВт в зимнее время. "Запертая" мощностью значительно превышает нормируемый резерв мощности - не менее 215 МВт.

3.3.1.2. Электроснабжение района г. Сыктывкар. Дефицит энергорайона покрывается получением мощности от ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" и из энергосистемы от ПС Микунь по ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар и двухцепной ВЛ 110 кВ Микунь - ТЭЦ СЛПК. Имеются три "узких сечения" в покрытии дефицита района в целом и основных его частей.

3.3.1.2.1. Сечение ВЛ 110 кВ ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" - Микунь с отпайками (ВЛ-170, ВЛ-171), ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (ВЛ-202).

По сечению осуществляется покрытие дефицита мощности Сыктывкарского энергоузла - нагрузка потребителей, подключенных к шинам ПС 110 кВ, питающихся от ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

При выводе в ремонт или в послеаварийной схеме, связанной с отключением одной из ВЛ 110 кВ ТЭЦ СЛПК - Микунь, существует большая вероятность превышения допустимого тока по оставшейся ЛЭП 110 кВ. Ограничивающими элементами при этом являются: ТТ и ВЧ-заградители ТЭЦ СЛПК (400 А), провод ЛЭП (АС-120 на участке от ТЭЦ до ПС 110 кВ Часово) допускает нагрузку 390 А при +25°С, 557 А при -20°С.

3.3.1.2.2. Сечение ВЛ 110 кВ ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" - Сыктывкар (ВЛ-160, ВЛ-161), ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (ВЛ-202).

По сечению осуществляется электроснабжение (покрытие дефицита) потребителей, подключенных к шинам ПС 110 кВ, питающихся от ПС 220 кВ Сыктывкар. В нормальной схеме питание основной нагрузки г. Сыктывкара осуществляется по двум параллельным ВЛ 110 кВ ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" - Сыктывкар (ВЛ-160 и ВЛ-161) и ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (ВЛ-202). При этом основной переток мощности приходится на ЛЭП 110 кВ. Загрузка указанных линий зависит от дефицита шин 110 кВ ПС Сыктывкар и объема выдачи мощности ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" в сеть филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго".

При выводе в ремонт или в послеаварийной схеме, связанной с отключением одной из ВЛ 110 кВ ТЭЦ СЛПК - Сыктывкар, существует большая вероятность превышения допустимого тока по оставшейся ЛЭП 110 кВ. В первую очередь ограничивающими элементами являются: ТТ и ВЧ-заградители ТЭЦ СЛПК (600 А), ВЧ-заградители ПС 220 кВ Сыктывкар, провод ЛЭП (АС-240) допускает нагрузку 605 А при +25°С, 917 А при -20°С.

3.3.1.2.3. Сечение выдачи мощности ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" в сети филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго" для покрытия дефицита южного энергорайона энергосистемы.

В сети энергосистемы ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" основную часть мощности выдают по двум двухцепным транзитам (выполнены на одних опорах) 110 кВ ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-160, ВЛ-161) и ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Микунь с отпайками (ВЛ-170, ВЛ-171). При аварийном отключении любого из транзитов (нормативное возмущение III группы - отключение ВЛ идущих на одних опорах) загрузка оставшегося может превысить допустимую по току линий его составляющих.

а) при одновременном отключении двух ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Микунь с отпайками (ВЛ-170, ВЛ-171) нагрузка по двум ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-160, ВЛ-161) составит:

Год	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017
МВт/А	165/828	146/750	140/724	140/728	138/706	137/708	136/712

Длительное существование такого режима недопустимо и требуется безотлагательная разгрузка ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК";

б) при одновременном отключении двух ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-160, ВЛ-161) нагрузка по двум ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Микунь с отпайками (ВЛ-170, ВЛ-171) составит:

Год	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017
МВт/А	166/880	146/764	141/715	140/710	139/705	138/698	137/691

Длительное существование такого режима недопустимо и требуется безотлагательная разгрузка ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

В настоящее время (до ввода в работу ВЛ 110 кВ ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" - Выльгорт) возможна перегрузка оборудования ВЛ-170 и ВЛ-171 (ТТ и ВЧ-заградители ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК").

3.3.1.3. Транзит 220 кВ Печорская ГРЭС - Усинская.

Транзит состоит из двух связей:

а) двух параллельных ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Печора (ВЛ-243, ВЛ-244) и одной ВЛ 220 кВ Печора - Усинская (ВЛ-245);

б) ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Усинская (ВЛ-246).

Транзит обеспечивает электроснабжение предприятий нефтегазодобывающей и нефтегазотранспортной отраслей северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Переток ограничен максимально допустимой токовой нагрузкой ВЛ-245 и ВЛ-246 со стороны ПС 220 кВ Усинская (600 А по ТТ ВЛ-245 и ВЛ-246) и ПС 220 кВ Печора (600 А по ТТ ВЛ-245). Становится критичным при реализации технических условий ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ООО "Енисей", ООО "Русвьетпетро" в зимний максимум нагрузки начиная с 2013 г.

Допустимая нагрузка 248 МВт ограничена оборудованием обеих ВЛ (600 А по ТТ ПС 220 кВ Усинская и ПС 220 кВ Печора) при аварийном отключении ВЛ-246. Длительно допустимая токовая нагрузка провода и остального оборудования обеих ЛЭП при отрицательных температурах наружного воздуха не менее 915 А (380 МВт).

Фактическая загрузка ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Усинская и ВЛ 220 кВ Печора - Усинская с отпайкой на ПС 220 кВ Сыня (ВЛ-246) в зимние замерные дни, приведенные к условиям наиболее холодной пятидневки (-41°С) приведена в таблице.

Год	Фактическая нагрузка в час максимума, приведенная к расчетной температуре наиболее холодной пятидневки					Прогноз с вводами
	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014-2017 г.г.
Нагрузка, МВт	208	217	206	209	208	243	251	285

Ожидаемые вводы потребителей свыше 750 кВА, учтенные при формировании прогноза на 2012-2017 г.г.:

К подстанции ПС 220 кВ Усинская:

1,2 МВт в 2012 г. - внешнее электроснабжение площадки N 2 КППНГ ООО "Енисей";

1,3 МВт в 2012 г. - внешнее электроснабжение площадки N 2 КППНГ ООО "Енисей".

К подстанции ПС 220 кВ Промысловая:

0,8 МВт в 2012 г. - ПС "12У" УНМ ООО "ЛУКОЙЛ-Коми";

4,2 МВт в 2013 г. - ПС "12У" УНМ ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

К подстанции ПС 220 кВ КС УГПЗ:

3,025 МВт в 2012 г. - внешнее электроснабжение площадок N 2 и N 3 КППНГ ООО "Енисей".

МВт в 2013 г. - внешнее электроснабжение объектов Восточно-Мастеръельской площади Усинского НМ ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

К подстанции ПС 220 кВ Газлифт:

1 МВт в 2012 г. - увеличение электропотребления объектов Западно-Сынатысского НМ ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

7,68 МВт в 2012 г. - ввод 1-й очереди площадки N 2 КППНГ ООО "Енисей".

К подстанции ПС 220 кВ Возей:

МВт в 2012 г. - внешнее электроснабжение объектов Баяндысского НМ ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

К подстанции ПС 220 кВ Северный Возей:

34 МВт в 2014 г. - ПС 220 кВ ЦХП ООО "Русвьетпетро".

К подстанции ПС Харьягинская:

до 15 МВА в 2012 г. - увеличение нагрузки ПС 220 кВ Харьягинская ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" с 25 до 40 МВА после установки третьего трансформатора 25 МВА.

К подстанциям ПС 110/35/6 кВ Ярега и ПС 220/110 кВ Ухта:

13,3 МВт - внешнее электроснабжение Ярегского нефтетитанового месторождения ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

3.3.2. Ограничение на технологическое присоединение

3.3.2.1. Ограничение на технологическое присоединение имеется в южном энергоузле Республики Коми (узловая Сыктывкар, транзитные шины 110 кВ ТЭЦ СЛПК).

Ограничение обусловлено недостатком пропускной способности питающей сети - см. п. 3.3.1.2 (Электроснабжение района г. Сыктывкар.), а также исчерпанием возможностей приема мощности от Ухтинского энергоузла Республики Коми по транзиту 110 кВ Восточная - Ухта и от энергосистемы Кировской области по транзиту 110 кВ Сыктывкар - Объячево - Мураши.

Рост нагрузки южного энергоузла приходится на южные районы Республики Коми и район г. Сыктывкар, а сама нагрузка питается от шин 110 кВ ПС 220 кВ Сыктывкар. Покрытие роста нагрузки обеспечивается от шин 110 кВ ТЭЦ СЛПК и по транзиту 110-220 кВ от энергосистемы (ПС 220 кВ Микунь). Следствием роста нагрузки является перегрузка питающей сети при нормативных аварийных отключениях.

3.3.2.2. ПС 220 кВ Зеленоборск (2x32 МВА).

Фактическая загрузка АТ-1 (32 МВА) и АТ-2 (32 МВА) в зимние замерные дни и прогнозная нагрузка на час максимума, приведенные к условиям наиболее холодной пятидневки (-41°С):

Год	Фактическая нагрузка в час максимума замерного дня, приведенная к расчетной температуре наиболее холодной пятидневки				Прогноз с вводами
	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012-2017 гг.
АТ-1, МВА	9,5	9,3	9,5	10,3	9,9
АТ-2, МВА	33,5	32,7	38,9	38,0	39,5
Всего, МВА	43,0	42,0	48,1	48,3	49,3

В прогнозе учтены вводы потребителей свыше 750 кВА:

1 МВт в 2012 г. к ЛЭП 110 кВ - увеличение потребления объектами Южно-Низевого и Макарьельского нефтяных месторождений (далее - НМ) ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

Нагрузка автотрансформаторов неоднородная и определяется упрощенной схемой подстанции на напряжении 220 кВ и особенностями распределительной сети 110 кВ.

Перегрузка АТ-2 в условиях наиболее холодной пятидневки колеблется от 2 до 22%, прогнозная перегрузка составляет 23%.

Также суммарная нагрузка автотрансформаторов колеблется от 131% до 151%, прогнозная составляет 154% номинальной мощности одного автотрансформатора.

3.3.2.3. Распределительная сеть ПС 220 кВ Усинская.

Сеть образована двумя ВЛ 220 кВ Усинская - КС УГПЗ (ВЛ-249, ВЛ-250) и двумя ВЛ 220 кВ Усинская - Промысловая (ВЛ-253, ВЛ-254), трансформаторами ПС 220 кВ Усинская 2x40 МВА ОАО "ФСК ЕЭС", ПС 220 кВ Промысловая 2x40 МВА и ПС 220 кВ КС УГПЗ 2x40 МВА и распределительной сетью 6-35 кВ.

Сеть обеспечивает электроснабжение г. Усинск, предприятий нефтегазодобывающей и транспортной отраслей Усинского района Республики Коми.

Питание потребителей осуществляется по сети 6 и 35 кВ, существует возможность оперативного перевода нагрузок по сети 35 кВ.

Загрузка трансформаторов трех подстанций ПС 220 кВ района г. Усинск в зимние замерные дни составила:

Год	Факт
	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.
Суммарная загрузка трансформаторов трех ПС, МВА	108	119	109	104
ПС Усинская, в % установленной мощности	109	107	82	55
ПС Промысловая, в % установленной мощности	19	39	20	44
ПС КС УГПЗ, в % установленной мощности	7	7	34	33
Температура, °С	-7,1	-39,5	-17,7	-6,1

В 2009-2011 гг. снижена загрузка трансформаторов ПС Усинская путем перевода нагрузки на смежные ПС КС УГПЗ и ПС Промысловая. Прогнозная нагрузка приведена к условиям наиболее холодной пятидневки (-41°С).

Ожидаемые вводы потребителей свыше 750 кВА:

К подстанции ПС 220 кВ Усинская:

1,2 МВт в 2012 г. - внешнее электроснабжение площадки N 2 КППНГ ООО "Енисей";

1,3 МВт в 2012 г. - внешнее электроснабжение площадки N 2 КППНГ ООО "Енисей";

4 МВт в 2013 г. - внешнее электроснабжение объектов Восточно-Мастеръельской площади УНМ ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

К подстанции ПС 220 кВ Промысловая:

0,8 МВт в 2012 г. - ПС "12У" УНМ ООО "ЛУКОЙЛ-Коми";

4,2 МВт в 2013 г. - ПС "12У" УНМ ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

К подстанции ПС 220 кВ КС УГПЗ:

3,025 МВт в 2012 г. - внешнее электроснабжение площадок N 2 и N 3 КППНГ ООО "Енисей".

С учетом вводов новых потребителей прогнозная нагрузка на максимум 2014 г. достигнет 148 МВА, в том числе:

ПС 220 кВ Усинская (2*40 МВА) - 67 МВА (требуется увеличение трансформаторной мощности);

ПС 220 кВ КС УГПЗ (2*40 МВА) - 48 МВА (перевод нагрузки на смежные центры питания при необходимости реализуется оперативно по сети 35 кВ);

ПС 220 кВ Промысловая (2*40 МВА) - 34 МВА.

3.3.3. Отсутствие возможности обеспечения допустимых уровней напряжения

Естественным следствием дефицита активной мощности в южном энергоузле и максимальной загрузки его питающей сети является дефицит реактивной мощности и сопутствующее ему снижение уровней напряжения в сети 110-220 кВ узла. Единственным источником реактивной мощности для поддержания напряжения в сети 110 кВ энергоузла является ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК". В силу своего статуса электростанции промышленного потребителя, не являющегося субъектом оптового рынка электрической энергии, ТЭЦ участвует в регулировании напряжения только на напряжении 6-10 кВ собственного производства ОАО "Монди СЛПК". Вследствие этого допустимые уровни напряжения в сети 110 кВ зависят от ее загрузки и в конечном итоге от величины выдачи активной мощности ТЭЦ в сеть 110 кВ.

Возможности разгрузки сети, питающей ПС 220 кВ Сыктывкар, за счет изменения точек деления сети 110 кВ и увеличения приема мощности по транзитам 110 кВ от Ухтинского энергоузла и от энергосистемы Кировской области также ограничены допустимыми уровнями напряжения на них в связи со значительной протяженностью этих транзитов.

IV. Основные направления развития электроэнергетики Республики Коми

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Коми

Стратегией экономического и социального развития Республики Коми на период до 2020 года, одобренной постановлением Правительства Республики Коми от 27 марта 2006 г. N 45 (далее - Стратегия), главной целью экономического и социального развития Республики Коми определено повышение уровня жизни населения в Республике Коми на основе устойчивого развития экономики.

Стратегическими целями в области экономического развития Республики Коми, в том числе, являются:

1) обеспечение макроэкономической стабильности и достижение устойчивых темпов экономического роста не ниже 5 процентов в год;

2) повышение инвестиционной и инновационной активности организаций;

3) обеспечение эффективного использования природноресурсного потенциала;

4) диверсификация структуры экономики в пользу обрабатывающих и высокотехнологичных отраслей, а также сферы услуг;

5) создание транспортной системы, обеспечивающей потребности хозяйствующих субъектов и населения;

6) увеличение вклада малого и среднего предпринимательства в развитие экономики Республики Коми.

Для достижения стратегических целей в области экономического развития необходимо решение следующих основных задач, таких как:

реализация инвестиционной политики Республики Коми, направленной на создание максимально благоприятных условий для привлечения внутренних и внешних инвестиций в экономику Республики Коми, создание системы инвестиционного маркетинга в целях формирования положительного имиджа Республики Коми, роста инвестиционного потенциала республики и снижения инвестиционных рисков;

эффективное комплексное освоение ресурсов Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, увеличение доли ресурсов, перерабатываемых в регионе, повышение глубины переработки нефти и степени утилизации попутного газа, создание оптимальной схемы транспортировки нефти и газа, обеспечение расширенного воспроизводства промышленных запасов углеводородного сырья;

развитие и модернизация угольных организаций Печорского угольного бассейна, позволяющие в долговременной перспективе развивать энергетику на широком использовании угля как базового стратегического топлива, обеспечивающего энергетическую безопасность Республики Коми и Российской Федерации;

развитие минерально-сырьевой базы Республики Коми, создание горнорудного комплекса, развитие перспективных для Республики Коми металлургической, химической и нефтехимической промышленности (увеличение объемов добычи, обогащения, переработки углеводородного и минерального сырья: нефти, баритов, бокситов, марганца, жильного кварца и других);

развитие лесного комплекса Республики Коми, создание высокоэффективных производств, способных обеспечить выпуск конкурентоспособной продукции для нужд Республики Коми, регионов России и экспорта; реализация проектов глубокой химической и химико-механической переработки древесины;

совершенствование транспортно-коммуникационной системы на территории Республики Коми, в том числе за счет реализации крупных проектов строительства железнодорожных и автомобильных магистралей, развития трубопроводного транспорта, внедрения интермодальных транспортных схем;

создание благоприятных условий для ускоренного развития и роста конкурентоспособности малого и среднего предпринимательства, повышения его роли в развитии экономики, расширения доступа субъектов малого и среднего предпринимательства к финансовым и информационным ресурсам;

развитие энергетического комплекса Республики Коми, создание условий для соответствующего энергетического обеспечения растущих потребностей экономики, в том числе ускоренная модернизация действующего энергетического оборудования, создание новых энергетических мощностей на базе использования имеющихся на территории республики видов топлива.

Таким образом, экономическая модель Республики Коми в рамках реализации Стратегии такова:

устойчивое развитие стратегически значимого для Республики Коми добывающего сектора (угольной, нефтяной, газовой и горнорудной промышленности);

опережающее развитие конкурентоспособного обрабатывающего сектора (деревообрабатывающей, целлюлозно-бумажной, нефтеперерабатывающей, химической и нефтехимической промышленности);

создание достаточной для обеспечения экономического и социального развития республики инфраструктуры (транспортная сеть, энергетика, связь).

Наиболее значительное влияние на темпы экономического роста Республики Коми окажут следующие системообразующие проекты:

строительство железнодорожной магистрали "БЕЛКОМУР" Соликамск - Гайны - Сыктывкар - Карпогоры - Архангельск;

строительство автомагистрали "Санкт-Петербург - Архангельск - Котлас - Сыктывкар - Кудымкар - Пермь" с подъездом к Воркуте, Нарьян-Мару, Салехарду, Соликамску;

строительство боксито-глиноземного комплекса в Республике Коми;

комплексное освоение Ярегского нефтетитанового месторождения;

создание и модернизация лесоперерабатывающей инфраструктуры ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" (проект "Степ");

строительство Троицко-Печорского лесопромышленного комплекса;

строительство лесопромышленного комплекса в Усть-Куломском районе;

строительство на территории Республики Коми участков магистральных трубопроводов:

газопровода "Северные районы Тюменской области (СРТО) - Торжок";

газопровода "Бованенково - Ухта - Торжок", который является частью газотранспортной системы "Ямал - Европа".

Стратегия предусматривает на период до 2015 года рост ВРП до 610981 миллиона рублей (113,7% к уровню 2010 года), при этом индекс промышленного производства составит 110%, в том числе добыча полезных ископаемых 107,8%, обрабатывающие производства 113,8%.

Развитие электроэнергетики должно быть адаптировано к изменяющемуся прогнозному уровню электропотребления и учитывать тенденции изменения территориальной и отраслевой структуры спроса.

Основной целью Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Коми является создание эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие региона и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории республики.

Для достижения цели Программа предусматривает решение следующих задач:

1. Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на основе оценки достаточности энергетической и сетевой инфраструктуры для обеспечения социально-экономического развития и реализации местных программ, выявления "узких мест" в энергосистеме Республики Коми, обеспечения синхронизации программ развития электрических сетей и планов развития генерирующих мощностей (электростанций).

2. Максимальное развитие когенерации и модернизация систем централизованного теплоснабжения.

3. Формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций.

Программа сформирована с учетом следующих основных принципов инновационного развития и технической политики:

1) опережающее развитие генерации, электрических сетей и систем теплоснабжения в целях обеспечения надежности энергоснабжения, создания замещающих мощностей при проведении технического перевооружения и реконструкции действующих электростанций и сетей и выводе из эксплуатации неэффективного морально и физически устаревшего оборудования и технологий;

2) реализация идеологии построения интеллектуальной энергетической системы с активно-адаптивной (Smart grid) сетью и повышение на этой основе надежности и эффективности работы отрасли и энергоснабжения потребителей;

3) экономически эффективное сочетание системообразующих электросетевых, крупных генерирующих объектов и распределенных приближенных к потребителям энергоисточников средней и малой мощности;

4) переход на парогазовый цикл, вывод из эксплуатации и замещение паросиловых установок, использующих природный газ, высокоэффективными парогазовыми установками (далее - ПГУ) с КПД до 60%, рациональное использование и экономия природного газа;

5) развитие угольной генерации на базе крупноблочных ТЭС и на базе газификации угля мощностью 20-220 МВт, увеличение на этой основе доли твердого топлива в топливном балансе ТЭС;

6) модернизация, техническое перевооружение и реконструкция действующих электростанций;

7) применение новейших технологий, унификация оборудования, модульные поставки, типовое проектирование;

8) развитие малой энергетики на базе местных топливных и возобновляемых источников энергии;

9) переход к стратегии инновационного развития распределительных электрических сетей на базе интеллектуальных цифровых технологий;

10) интенсивное вовлечение в баланс электроэнергии и мощности потенциала когенерации в городах и муниципальных образованиях на базе высокоэффективных ПГУ-ТЭЦ;

11) качественно новое развитие систем теплоснабжения в городах и муниципальных образованиях на основе возобновляемых источников энергии, когенерации.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период по территории Республики Коми

Прогноз потребления электрической энергии потребителями энергосистемы Республики Коми на 2012-2017 годы

Показатель	Год
	2012	2013	2014	2015	2016	2017
Электропотребление энергосистемы, млн.кВтч	8 981	9 097	9 205	9 315	9 426	9 540
Прирост, %	1,30	1,29	1,19	1,20	1,19	1,21
Средний максимум нагрузки, МВт	1 346	1 382	1 399	1 415	1 432	1 449
Прирост, %		2,67	1,23	1,14	1,20	1,19

Прогноз потребления предполагает перспективный ежегодный рост на уровне 1,2%, кроме новых вводов, запланированных на 2012-2013 годы.

Синхронно с уровнем электропотребления будет расти нагрузка, средний максимум мощности в 2017 году составит 1449 МВт. Наиболее крупным инвестиционным проектом, учтенным в прогнозе, является Ярегский нефтетитановый комплекс, реализуемый ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Республики Коми

Прогноз потребления электроэнергии на 2012-2017 г.г.

Показатель	Год
	2012	2013	2014	2015	2016	2017
1	2	3	4	5	6	7
Энергосистема, млн.кВтч	8981	9097	9205	9315	9426	9540
Прирост, %		1,29	1,19	1,20	1,19	1,21
Южный энергоузел, млн.кВтч	3754	3801	3823	3863	3902	3942
Прирост, %		1,23	0,6	1,03	1,02	1,03
Ухтинский энергоузел, млн.кВтч	1281	1303	1333	1335	1337	1339
Прирост, %		1,68	2,29	0,16	0,14	0,15
Печорский энергоузел, млн.кВтч	2529	2589	2659	2728	2799	2872
Прирост, %		2,38	2,68	2,61	2,59	2,6
Интинский энергоузел, млн.кВтч	207	203	199	198	196	194
Прирост, %		-1,7	-1,85	-0,93	-0,94	-0,94
Воркутинский энергоузел, млн.кВтч	1210	1201	1191	1192	1193	1194
Прирост, %		-0,7	-0,85	0,08	0,07	0,07

Прогноз максимума нагрузки на 2012-2017 г.г.

	Год
	2012	2013	2014	2015	2016	2017
Энергосистема, МВт	1346	1382	1399	1415	1432	1449
Прирост, %		2,67	1,23	1,14	1,20	1,19
Южный энергоузел	570	578	581	587	593	599
Прирост, %		1,23	0,6	1,03	1,02	1,03
Ухтинский энергоузел	209	212	217	218	218	218
Прирост, %		1,68	2,29	0,16	0,14	0,15
Печорский энергоузел	429	439	450	462	474	487
Прирост, %		2,38	2,68	2,61	2,59	2,6
Интинский энергоузел	31	31	30	30	30	29
Прирост, %		-1,7	-1,85	-0,93	-0,94	-0,94
Воркутинский энергоузел	266	265	262	263	263	263
Прирост, %		-0,7	-0,85	-0,08	0,07	0,07

4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований

Прогноз потребления тепловой энергии на 5 летний период с выделением крупных потребителей (по филиалу ОАО "ТГК-9" "Коми").

Наименование	Нагрузка Гкал/ час	2012	2013	2014	2015	2016	2017
		тыс.Гкал	тыс.Гкал	тыс.Гкал	тыс.Гкал	тыс.Гкал	тыс.Гкал
Воркута	1 840	1 840	1 840	1 840	1 840	1 840	1 840
ООО "Тепловые сети Воркуты"	552	1 715	1 715	1 715	1 715	1 715	1 715
ОАО "Воркутауголь"	71	90	90	90	90	90	90
Инта	351	351	351	351	351	351	351
ОАО "Шахтоуправление"	11	17	17	17	17	17	17
Управляющие компании
УК "Ремсервис"	13	38	38	38	38	38	38
УК "Патера"	8	32	32	32	32	32	32
Ухта		1 130	1 130	1 130	1 130	1 130	1 130
ООО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка"	11	72	72	72	72	72	72
ООО "Газпром трансгаз Ухта"	5	7	7, 5	7, 5	7, 5	7 ,5	7, 5
Сыктывкар		1 400,6	1 400, 6	1 400, 6	1 400, 6	1 400, 6	1 400, 6
Управляющие компании
ООО "ЖУК"	52,5	155	155	155	155	155	155
ООО "Октябрьская управляющая компания"	36,1	127	127	127	127	127	127
ООО "УРЭК"	30,9	100	100	100	100	100	100
Сосногорск		372	372	372	372	372	372
ООО "Газпром переработка"	17,0	92	92	92	92	92	92

С учетом сокращения численности населения Республики Коми, динамики сокращения объектов теплоснабжения, их мощностей и полезного отпуска тепловой энергии, высоких тарифов на услуги централизованного теплоснабжения, а также недоступности данного вида коммунальной услуги для значительной доли сельского населения Правительством Республики Коми реализуется политика закрытия убыточных котельных в рамках реализации мероприятий по энергоэффективности и переводу потребителей на автономные источники теплоснабжения. Потребление тепловой энергии без развития реального сектора экономики на ближайший 5-летний период будет оставаться на прежнем уровне или незначительно сокращаться.

4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Коми мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период

На ТЭЦ ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" в 2012 году запланирована модернизация утилизационного котла мощностью 62 Гкал/час (модернизация со сжигания черного щелока на сжигание кородревесных отходов). В 2013-2017 гг. ввод/вывод из эксплуатации оборудования не запланирован.

Ввод в эксплуатацию оборудования

	2012 год
Оборудование	котел КМ-90 ст. N 3У
Мощность	62 Гкал/час

Вывод из эксплуатации оборудования ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"

	2012 год
Оборудование	котлы СРК ст. N 3У, N 4У и N 6У, турбины типа Р-12 ст. N 1У и N 2У
Мощность	237 Гкал/час, 24,0 МВт

ООО "Енисей" (нефтегазодобывающее предприятие) введены в эксплуатацию две газопоршневые генераторные установки (далее - ГПГУ) в рамках реализации первой очереди Комплекса по подготовке и переработке нефти мощностью 1 млн. тонн. В настоящее время установки не отпускают мощности в сеть. Вторым этапом реализации данного проекта планируется расширение энергоцентра до 6 ГПГУ и выход энергоцентра на генерацию мощности в энергосистему Республики Коми. Тип устанавливаемого оборудования - ГПГУ Waukesha KVAT 27 GL единичной мощностью 3,25 МВт.

Реализация данного проекта снимает в некоторой степени проблему дефицита мощности в Усинском энергорайоне.

Ввод в эксплуатацию оборудования

	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Оборудование - ГПГУ Waukesha KVAT 27 GL	2 агрегата	3 агрегата	6 агрегатов	6 агрегатов	6 агрегатов	6 агрегатов
Мощность к выдаче в сеть, МВт	-	4,5	9	9	9	9
Объем генерации в сеть, млн.кВтч в год	-	35	70	70	70	70
Электропотребление ООО "Енисей" из сети, млн.кВтч в год	56,94	30,66	5,26	5,26	5,26	5,26

ООО "Республиканская генерирующая компания" планирует вводы электрогенерирующего оборудования в городе Сыктывкаре и в Троицко-Печорском районе Республики Коми.

ВЛ 110 кВ, питающая потребителей Троицко-Печорского района, имеет значительную протяженность и не "закольцована" в энергосистеме. В связи с этим существует необходимость обеспечения надежности и качества электроснабжения потребителей, особенно отдаленных населенных пунктов, по второй категории надежности электроснабжения. Строительство распределительных сетей в Троицко-Печорске планируется только в отдаленной перспективе. В целях обеспечения надежности энергоснабжения в период до строительства системообразующих сетей принято решение о строительстве газопоршневой установки (далее - ГПУ) мощностью 6 МВт в черте пос. Троицко-Печорск с присоединением к энергосистеме в подстанции ПС Троицк.

В г. Сыктывкаре в целях применения отходов лесопиления, поставщиком которых является деревообрабатывающее производство (Сыктывкарский ЛДК), запланировано строительство мини теплоэлектростанции (далее - ТЭС) на территории предприятия. Проект реализуется в рамках развития энергетики на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива.

Ввод в эксплуатацию оборудования

	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Оборудование - ГПУ (газопоршневая установка) в Тр.-Печорске, мощность к выдаче в сеть, МВт	-	6	6	6	6	6
Оборудование - ТЭС на отходах лесопиления в Сыктывкаре, мощность к выдаче в сеть, МВт	-	-	-	4	4	4

ОАО "Воркутауголь" планирует ввод газопоршневых тепловых электростанций ГП ТЭС N 1 мощностью 12 МВт и ГП ТЭС N 2 мощностью 6 МВт, расположенных по адресу: Республика Коми, г. Воркута, шахта Северная, в районе ПС 110/6,6/6,3 кВ "Северная". На 1 этапе со сроком реализации в 2012 году планируется ввод ГП ТЭС N 1 с параллельной работой без выдачи мощности в сеть 110 кВ. При этом снижается электропотребление ОАО "Воркутауголь" на 110 млн.кВтч (15 МВт) с момента запуска ГП ТЭС N 1. Возможность выдачи в сеть предусматривается на втором этапе после реконструкции устройств РЗА электросетевого хозяйства других собственников.

Ввод в эксплуатацию оборудования

	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Оборудование - ГП ТЭС ОАО "Воркутауголь"
Мощность к выдаче в сеть, МВт	-	-	-	11,6	11,6	11,6
Объем генерации в сеть, млн.кВтч в год	-	-	-	100	100	100

4.6. Прогноз развития энергетики Республики Коми на основе возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ) и местных видов топлива

Один из факторов ресурсосбережения - это вовлечение вторичных энергоресурсов и технологических отходов в процесс производства электро- и теплоэнергии. Использование тепла отходящих газов, черного щелока, коры в 2009 г. сэкономило 461 тысячу тонн условного топлива и 41 тысячу гигакалорий тепла.

Одновременно из-за недоиспользования вторичных ресурсов в республике потеряно 68 тысяч тонн условного топлива и 7,3 тысячи гигакалорий теплоэнергии.

В соответствии с Основными направлениями государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года целевым ориентиром на указанный период является увеличение относительного объема производства и потребления электрической энергии с использованием возобновляемых источников энергии.

Стратегией определено, что использование возобновляемых энергоресурсов: древесного топлива, отходов лесопереработки, строительство и ввод в эксплуатацию малой ГЭС - является приоритетной задачей, решение которой необходимо для качественного, надежного и доступного по цене обеспечения тепло- и электроэнергией внутренних и внешних потребителей.

Несмотря на наличие больших запасов ископаемого топлива, сосредоточенных на севере Республики Коми, из-за значительной протяженности территории с севера на юг стоимость энергоносителей для южных районов возрастает в 1,5-3,2 раза. Это обстоятельство является основной причиной убыточности сельских муниципальных котельных, обеспечивающих теплоснабжение объектов социальной сферы и частично жилого фонда. При этом основной вид деятельности данных сел и поселков сосредоточен в лесопромышленном производстве - лесозаготовке и деревообработке, обеспечивающем достаточными ресурсами древесной биомассы (дровяная и иная низкосортная древесина, отходы лесозаготовок, в том числе от санитарных рубок леса, отходы деревообработки), которая может быть использована в энергетических целях.

Потенциал возможного освоения местных топливных ресурсов (дрова, отходы лесозаготовки, биогаз) и возобновляемые источники энергии (гидро- и ветроэнергетика) в Республике Коми оцениваются в 650 тыс.т.у.т. в год. Современный уровень использования - менее половины.

Сфера интересов Республики Коми в развитии возобновляемой энергетики состоит в следующем:

исполнение задач в области охраны окружающей среды (включая производство биотоплива из промышленных отходов);

организация производства твердого биотоплива (древесных гранул) для внутреннего потребления на экспорт;

решение вопросов тепло- и электроснабжения населенных пунктов и промышленных объектов, находящихся в зонах децентрализованного энергоснабжения.

Отходы деревопереработки.

Для развития малой энергетики в центральных и южных районах Республики Коми есть большой потенциал неиспользуемого древесного биотоплива в виде отходов лесозаготовок, порядка 300 тыс.тут. Наиболее богаты биотопливом являются Усть-Куломский (67 тыс.т.у.т.), Прилузский (56,3 тыс.т.у.т.), Корткеросский (44 тыс.т.у.т.), Удорский (43 тыс.т.у.т.) районы.

В настоящее время 70% отходов деревообработки используется в качестве топлива для выработки энергии.

На крупных предприятиях лесопромышленного комплекса Республики Коми установлены котельные на отходах лесопиления и деревообработки, позволяющие получать теплоэнергию для отопления производственных помещений и обслуживания сушильных камер.

В таблице указаны предприятия, использующие древесные отходы.

Наименование предприятия	Объем перерабатываемой биомассы, тонн
	всего	Объем использованных древесных отходов в качестве топлива
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"	519 144	515 485
ЗАО "Жешартский фанерный комбинат"	92 500	31 053
ООО "Сыктывкарский фанерный завод"	59 000	5 882
ООО "СевЛесПил"	75 000	14 100
ОАО ЛПК "Сыктывкарский ЛДК"	84 200	60 000
ЗАО "Леском"	75 000	8 462
ООО "Лузалес"	41 000	8 000
Итого	973 400	558 432

ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" планирует в 2012 году ввод котла КМ-90 на кородревесных отходах, сжигающего 42 тонны/час этого топлива.

Эффективная лесопереработка предполагает стопроцентную переработку сырья, в том числе древесных отходов и низкосортной древесины. Путем прессования хорошо размельченного первичного древесного сырья или опилок и стружек можно изготовить топливные брикеты (облагороженное древесное топливо). Топливные брикеты могут использоваться для отопления, но для этого требуется строительство мини-ТЭЦ и модернизация существующих котельных. Себестоимость продукции колеблется в диапазоне от 3,0 до 3,5 тыс. рублей за тонну.

В Республике Коми на сегодняшний день работает только одна компания в Усть-Куломском районе - это ООО "Марко" по производству топливных брикетов, мощность производства составляет 45 тонн в месяц.

При больших производствах брикетного топлива оно должно реализовывать до 80% своей продукции на экспорт, а остальное реализовываться на внутреннем рынке региона. Технологически топливные брикеты должны сжигаться на специально подготовленных котельных установках. Но в Республике Коми большого спроса на брикеты пока нет, как нет и специальных котельных установок. В рамках реализации инвестиционных проектов в области освоения лесов в Республике Коми ООО "ЦентроВуд-Ком" и ООО "Лесозавод N 1", а также двух проектов по глубокой переработке древесины в Троицко-Печорском районе запланировано строительство предприятий по производству топливных гранул и топливных брикетов в 2013 году.

В настоящее время ОАО "Коми тепловая компания" разработан план мероприятий по переводу центральной котельной с. Объячево Прилузского района с мазута на биотопливо с окончанием работ в 2012 году.

Для обеспечения интенсивного развития лесопромышленного комплекса Республики Коми и эффективного использования лесных древесных ресурсов в энергетических целях, для выполнения основных социально-экономических задач необходима разработка республиканской целевой программы по использованию лесных древесных ресурсов в энергетических целях и развитию биоэнергетики на длительную перспективу.

Использование черного щелока

При производстве бумаги на ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" образуется черный щелок, который используется в качестве топлива на ТЭЦ. В 2009 году было использовано 337,5 тыс.т.у.т. черного щелока, что составило 22,8% от общего потребления топлива на ТЭЦ. В 2010 году запущен котел СРК-3500 (ст. N 7У), сжигающий 3,5 тыс. тонн черного щелока в сутки.

К 2015 году использование щелока возрастет на 40%.

Использование шахтного метана

Отдельно можно выделить еще один альтернативный вид топлива - сжиженный шахтный метан.

В шахтах г. Воркуты на глубине отработки угольных пластов 800-1200 м. природная газоносность пластов достигает 25 - 32 куб.м/т. Выделение газа метана идет на всех шахтных участках, но основные объемы приходятся на действующие очистные забои. Выделение газа метана в очистном забое идет из двух различных источников: разрабатываемого пласта, как часть добычного участка, а также из надрабатываемых и подрабатываемых очистным забоем прилегающих угольных пластов. Удаление газа метана из выработок очистного забоя осуществляется двумя способами: системой вентиляции и системой дегазации. Около 30% газа метана, из общего количества выделившегося в процессе работы очистного забоя, приходится на долю вентиляции, а 70% и более - на дегазацию. Использование вентиляции ограничено невозможностью подачи большего количества воздуха в очистной забой по скорости, сечением прилегающих горных выработок, вентиляционной сети шахты и т.д.

В настоящее время в ОАО "Воркутауголь" работают стационарные вакуумнасосные станции на метановоздушной смеси, извлекаемой из выемочных участков выработанного пространства шахт.

ОАО "Воркутауголь" в 2010 году приступило к проектированию строительства газопоршневых теплоэлектростанций на шахтном метане. Газопоршневые электростанции будут построены на шахте "Северная". По проекту мощность станций составит 12 и 6 МВт, станции будут способны на выработку 16 Гкал тепла в час. Стоимость проекта по генерации энергии из шахтного метана составит порядка 780 млн. рублей. Ожидаемый экономический эффект около 300 млн. рублей в год.

Основные характеристики газопоршневых электростанций ОАО "Воркутауголь"

Наименование генерирующего объекта	ГПТЭС N 1 (газопоршневая тепловая электростанция N 1)	ГПТЭС N 2 (газопоршневая тепловая электростанция N 2)
Место расположения генерирующего объекта	Республика Коми, г. Воркута, ш. Северная, вентствол N 2 (в районе ПС 110/6,6/6,3 кВ "Северная-2")	Республика Коми, г. Воркута, ш. Северная, основная промплощадка (в районе ПС 35/6 кВ "Северная")
Вид (виды) используемых генерирующим объектом возобновляемых источников энергии	Шахтный метан	Шахтный метан
Установленная мощность генерирующего объекта	11592 кВ (14490 кВА)	5796 кВ (7245 кВА)
Срок ввода в эксплуатацию генерирующего объекта (ввода в эксплуатацию очереди генерирующего объекта)	2012 г.	2015 г.

Использование потока воды

Одним из возможных направлений применения ВИЭ является использование гидроэнергетического потенциала малых рек.

Очевидно, что стоимость электроэнергии, выработанной на малых ГЭС (далее - МГЭС), уже сейчас ниже стоимости электроэнергии, выработанной на традиционных типах электростанций. К тому же из-за постоянно растущих цен на энергоносители стоимость электроэнергии на традиционных электростанциях постоянно повышается. Использование энергии воды будет способствовать децентрализации объединенной энергетической системы и улучшению энергоснабжения отдаленных и труднодоступных районов сельской местности.

Рассматривается вопрос восстановления и ввода в эксплуатацию МГЭС "Кажимская" в Койгородском районе с установленной мощностью 425 кВт.

Распоряжением Правительства Республики Коми от 10 мая 2011 г. N 180-р заключено Соглашение о сотрудничестве в области малой гидроэнергетики между Правительством Республики Коми и ЗАО "Норд Гидро".

Необходимо отметить, что восстановление МГЭС нецелесообразно без реализации смежного проекта реконструкции гидротехнических сооружений Кажымского водохранилища, что повысит срок их эксплуатации и поднимет уровень НПУ в верхнем бьефе водохранилища до необходимого значения для работы МГЭС.

В связи с тем, что для реализации проекта требуется полная реконструкция водоподводящего и водоотводящего канала и здания МГЭС, при содействии ЗАО "Норд Гидро" в Федеральную адресную инвестиционную программу на 2011 год и на плановый период 2012 и 2013 годов, утвержденную приказом Министерства экономического развития Российской Федерации от 13 января 2011 г. N 4, включены средства федерального бюджета на осуществление работ по объекту "Реконструкция гидротехнических сооружений Кажымского водохранилища на р. Кажым, пос. Кажым Койгородского района, бассейн р. Северная Двина" в сумме 60,7 млн.руб., финансирование из республиканского бюджета Республики Коми составляет 26,1 млн.руб.

Компания ЗАО "Норд Гидро" планирует в 2011-2012 гг. подготовить проектную документацию и получить заключение Государственной экспертизы. Ввод указанного выше объекта в эксплуатацию планируется к концу 2013 года. В случае принятия пятилетнего срока окупаемости проекта тарифы на электроэнергию для прочих потребителей Республики Коми возрастут в среднем на 0,2%, или 0,005 руб./кВтч. При этом необходимо отметить, что применяемая в расчете стоимость вырабатываемой электроэнергии в размере 8,9 руб./кВтч будет составлять такую величину только на период срока окупаемости проекта с учетом годовой необходимой валовой выручки 27,14 млн.руб. По истечении срока окупаемости в состав необходимой валовой выручки МГЭС будут включены только затраты, предусмотренные действующим законодательством, и тариф может составлять менее 1 руб./кВтч. Таким образом, по истечении срока окупаемости проекта возможно снижение тарифов на электроэнергию для прочих потребителей.

В Республике Коми будет продолжаться работа по развитию гидротехнических сооружений, для возможной реализации пилотных проектов, направленных на развитие малой гидрогенерации в Республике Коми.

4.7. Оценка перспективной балансовой ситуации на 5-летний период

Баланс электрической энергии на 2012-2017 г.г.:

Показатель, млн.кВтч.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
Потребление	8981	9097	9205	9315	9426	9540
Выработка, в т.ч.	9337	9597	9605	9715	9826	9940
Воркутинская ТЭЦ-1	126	121	121	121	121	121
Воркутинская ТЭЦ-2	1102	1112	1112	1112	1112	1112
Интинская ТЭЦ	79	79	79	79	79	79
Сосногорская ТЭЦ	1648	1637	1637	1637	1637	1637
Печорская ГРЭС	3256	3390	3391	3493	3597	3703
Другие поставщики	3126	3258	3265	3273	3280	3288
Сальдо-переток	-356	-500	-400	-400	-400	-400

Ввод в работу ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь в 2012 году позволит в нормальной схеме увеличить выработку электростанций северной части энергосистемы Республики Коми (в первую очередь Сосногорской ТЭЦ) с 2013 года и передавать излишки выработки электростанций Республики Коми в энергосистему Архангельской области, снижая нагрузку на транзиты 220 кВ связи с единой энергетической системой России (далее - ЕЭС) и риск нарушения устойчивости их работы.

Ввод в работу ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта в 2015 году позволит в нормальной схеме увеличить выработку электростанций северной части энергосистемы Республики Коми (в первую очередь Печорской ГРЭС) с 2016 года и передавать излишки выработки электростанций Республики Коми в энергосистему Архангельской области, снижая нагрузку на транзиты 220 кВ связи с ЕЭС и риск нарушения устойчивости их работы, также обеспечивая покрытие нагрузок Котласского энергоузла. Дальнейшая загрузка установленных мощностей электростанций ограничивается возможностями связи с энергосистемой Архангельской области.

Баланс электрической мощности на час максимума 2012-2017 г.г.:

Показатель, МВт	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
Установленная мощность	2363	2363	2363	2363	2363	2363
Ограничения мощности	181	181	181	181	181	181
Располагаемая мощность, в	2182	2182	2182	2182	2182	2182
Воркутинская ТЭЦ-1	24,5	24,5	24,5	24,5	24,5	24,5
Воркутинская ТЭЦ-2	270	270	270	270	270	270
Интинская ТЭЦ	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4
Сосногорская ТЭЦ	377	377	377	377	377	377
Печорская ГРЭС	1060	1060	1060	1060	1060	1060
Другие поставщики	436	436	436	436	436	436
Максимальное потребление	1346	1382	1399	1415	1432	1449
Избыток мощности	836	800	783	767	750	733

В условиях отсутствия значительных вводов и демонтажей генерирующего оборудования баланс мощности характеризуется, формально, сохранением значительной избыточности по располагаемой мощности электростанций.

Перспективная балансовая ситуация на 5 лет для энергосистемы Республики Коми прогнозируется с учетом ежегодного роста электропотребления населения в среднем на 1% и ежегодного роста полезного отпуска электрической энергии (мощности) прочим потребителям на 1-1,5%. С учетом этих предпосылок ежегодный рост электропотребления региона составит 1-1,69%.

4.8. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов

4.8.1. Электрические расчеты режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше к Схеме и программе развития электроэнергетики Республики Коми на 2012-2017 г.г. приведены в Приложении 11.

Энергоузлы (энергорайоны) на территории энергосистемы Республики Коми, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений:

1) Энергорайон N 1 Южный и Котласский энергорайоны;

2) Энергорайон N 2 г. Сыктывкар;

3) Энергорайон N 3 ПС 220 кВ Зеленоборск;

4) Энергорайон N 4 район ПС 220 кВ Усинская;

5) Энергорайон N 5 Усинский энергорайон.

1) Энергорайон N 1 Южный и Котласский энергорайоны

В Южном и Котласском энергорайонах имеются различные категории потребителей: бытовая нагрузка, мелкомоторная, электростанции собственных нужд, блок-станции. Население 470 тыс. человек. Основные крупные потребители: ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК", ОАО "Котласский ЦБК".

Энергорайоны объединены одноцепным транзитом 220 кВ Печорская ГРЭС - Микунь, состоящей из ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск (ВЛ-241), ВЛ 220 кВ Зеленоборск - Ухта (ВЛ-222), ВЛ 220 кВ Ухта - Синдор (ВЛ - 221) и ВЛ 220 кВ Синдор - Микунь (ВЛ-204).

По данному транзиту питается дефицитный Южный энергоузел Республики Коми и район Архангельской области. Отключение транзита 220 кВ приводит к изолированной работе данных районов. В дефицитных энергорайонах аварийное отключение транзита 220 кВ приводит к снижению частоты, сопровождающемуся отключением потребителей действием противоаварийной автоматики.

Для выполнения синхронизации работы данных энергорайонов с ЕЭС или с избыточной частью энергосистемы вводятся графики временного отключения, выполняется изменение точек размыкания транзитов (с отключением части потребителей), используются резервы блок-станций (ТЭЦ Сыктывкарского ЛПК, Котласского ЦБК, Красавинской ГТТЭЦ).

Мероприятия:

Строительство ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь.

Предусмотрено долгосрочной инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-2014 г.г. и Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. - окончание строительства - 2012 год.

Присутствует в проекте долгосрочной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012-2016 г.г. и проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 г.г. - окончание строительства 2012 год.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей Южного и Котласского энергоузлов, увеличение пропускной способности сети для обеспечения подключения новых потребителей, нормализация уровней напряжения.

Строительство ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта.

Предусмотрено долгосрочной инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-2014 г.г. и Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. - окончание строительства 2014 год.

Присутствует в проекте долгосрочной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012-2016 г.г. - окончание строительства 2014 год, в проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 г.г. - окончание строительства 2015 год.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Республики Коми и Котласского энергоузла энергосистемы Архангельской области, дальнейшее увеличение пропускной способности сети для обеспечения подключения новых потребителей, нормализация уровней напряжения.

2) Энергорайон N 2 г. Сыктывкар

Основные городские подстанции 110 кВ питаются от ПС 220 кВ Сыктывкар. Наряду с городской нагрузкой существует большое количество мелкомоторной нагрузки с различной категорийностью. Численность населения 236 тыс. человек. Основной крупный потребитель: ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК".

Имеются три "узких сечения" в покрытии дефицита района в целом и основных его частей:

1. Сечение ВЛ 110 кВ ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" - Микунь с отпайками (ВЛ-170, ВЛ-171), ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (ВЛ-202).

По сечению осуществляется покрытие дефицита мощности Сыктывкарского энергоузла - нагрузка потребителей, подключенных к шинам ПС 110 кВ, питающихся от ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

При выводе в ремонт или в послеаварийной схеме, связанной с отключением одной из ВЛ 110 кВ ТЭЦ СЛПК - Микунь, существует большая вероятность превышения допустимого тока по оставшейся ЛЭП 110 кВ. Ограничивающими элементами при этом являются: ТТ и ВЧ-заградители ТЭЦ СЛПК (400 А), провод ЛЭП (АС-120 на участке от ТЭЦ до ПС 110 кВ Часово) допускает нагрузку 390 А при +25°С, 557 А при -20°С.

Для предотвращения нарушения меняются точки размыкания транзитов 110 кВ, используется резерв блок-станции, вводятся графики временного отключения.

2. Сечение ВЛ 110 кВ ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" - Сыктывкар (ВЛ-160, ВЛ-161), ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (ВЛ-202).

По сечению осуществляется электроснабжение (покрытие дефицита) потребителей, подключенных к шинам ПС 110 кВ, питающихся от ПС 220 кВ Сыктывкар. В нормальной схеме питание основной нагрузки г. Сыктывкара осуществляется по двум параллельным ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-160 и ВЛ-161) и ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (ВЛ-202). При этом основной переток мощности приходится на ЛЭП 110 кВ. Загрузка указанных линий зависит от дефицита шин 110 кВ ПС Сыктывкар и объема выдачи мощности ТЭЦ Монди СЛПК в сеть Филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго".

При выводе в ремонт или в послеаварийной схеме, связанной с отключением одной из ВЛ 110 кВ ТЭЦ СЛПК - Сыктывкар, существует большая вероятность превышения допустимого тока по оставшейся ЛЭП 110 кВ. В первую очередь ограничивающими элементами являются: ТТ и ВЧ-заградители ТЭЦ СЛПК (600 А), ВЧ-заградители ПС 220 кВ Сыктывкар, провод ЛЭП (АС-240) допускает нагрузку 605 А при +25°С, 917 А при -20°С.

Для предотвращения нарушения меняются точки размыкания транзитов 110 кВ, производится перевод питания потребителей, используется резерв блок-станции, вводятся графики временного отключения.

3. Сечение выдачи мощности ТЭЦ Монди СЛПК в сети Комиэнерго для покрытия дефицита южного энергорайона энергосистемы.

От ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" обеспечивается электроснабжение Эжвинского района г. Сыктывкара (59 тыс. человек) и собственного производства. Нагрузка собственного производства имеет двигательный характер, без разделения на смены.

В сеть энергосистемы ТЭЦ Монди СЛПК основную часть мощности выдают по двум двухцепным транзитам (выполнены на одних опорах) 110 кВ ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-160, ВЛ-161) и ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Микунь с отпайками (ВЛ-170, ВЛ-171). При аварийном отключении любого из транзитов (нормативное возмущение III группы - отключение ВЛ, идущих на одних опорах) загрузка оставшегося может превысить допустимую по току линий его составляющих.

Для предотвращения нарушения производится перевод питания потребителей, используется резерв блок-станции, вводятся графики временного отключения.

Мероприятия:

1. Строительство второй ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар с установкой второго АТ на ПС 220 кВ Сыктывкар (или третьей ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар).

2. Ввод в работу ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Выльгорт (ВЛ-137), которая несколько снизит загрузку ПС 220 кВ Сыктывкар. Ориентировочно на 15-20 МВт.

Также необходима замена аппаратуры обеих ЛЭП (трансформаторы тока и ВЧ-заградители) на больший рабочий ток (не менее 750 А для ВЛ-160, ВЛ-161 со стороны ТЭЦ и ПС Сыктывкар и 600 А для ВЛ-170 и ВЛ-171 со стороны ТЭЦ).

Схемой и программой развития ЕЭС России и инвестиционными программами сетевых организаций замена не предусматривается.

3) Энергорайон N 3 ПС 220 кВ Зеленоборск

Данная ПС 220 кВ является центром питания для Ижемского и Усть-Цилемского районов. Основные потребители - население и мелкомоторная нагрузка (2 категории). Численность населения 14 тыс. человек. Ежегодный прирост потребления и реализация технических условий исчерпывает установленную единичную мощность трансформаторов (32 МВА). Как правило, в зимний период нагрузка данного района превышает 32 МВА.

В случае аварийного отключения одного из автотрансформаторов (далее - АТ) для предотвращения недопустимой перегрузки оставшегося АТ вводятся графики временного отключения.

Мероприятия:

1. Перевод мощности с 2с-110 кВ на 1с-110 кВ - перевод ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Лемью (ВЛ-138) на 1с-110 кВ.

2. Увеличение трансформаторной мощности.

Схемой и программой развития ЕЭС России и инвестиционными программами сетевых организаций замена не предусматривается.

4) Энергорайон N 4 район ПС 220 кВ Усинская

Энергорайон объединяет потребителей города Усинска, предприятия нефтегазодобывающей и транспортной отраслей Усинского района. Население - 42 тыс. человек.

Питание потребителей осуществляется от ПС 220 кВ Усинская 2x40 МВА ОАО "ФСК ЕЭС", ПС 220 кВ Промысловая 2x40 МВА и ПС 220 кВ КС УГПЗ 2x40 МВА ОАО "МРСК Северо-Запада" по сети 6 и 35 кВ, существует возможность оперативного перевода нагрузок по сети 35 кВ. Как правило, в зимний период нагрузка данного района превышает 120 МВА.

В случае аварийного отключения одного из трансформаторов для предотвращения недопустимой перегрузки оставшегося трансформатора часть нагрузки потребителей перераспределяется по сети 35 кВ на другие ПС 220 кВ (Промысловая, КС УГПЗ) и вводятся графики временного отключения.

Мероприятия:

Реконструкция ПС 220 кВ Усинская с увеличением трансформаторной мощности (с 2x40 МВА до 2x80 МВА).

Предусмотрено Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. - окончание строительства 2015 год.

Присутствует в проекте долгосрочной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012-2016 г.г. и проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 г.г. - окончание строительства 2016 год.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей района г. Усинск, подключение новых потребителей.

5) Энергорайон N 5 Усинский энергорайон

В энергорайоне работают предприятия нефтегазодобывающей и нефтегазотранспортной отраслей северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Население - 50 тыс. Покрытие потребления энергорайона осуществляется по двум ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Усинская (ВЛ-246) и ВЛ 220 кВ Печора - Усинская (ВЛ-245).

Переток ограничен максимально-допустимой токовой нагрузкой ВЛ-245 и ВЛ-246 со стороны ПС 220 кВ Усинская (600 А по ТТ ВЛ-245 и ВЛ-246) и ПС 220 кВ Печора (600 А по ТТ ВЛ-245). Становится критичным при реализации технических условий ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ООО "Енисей", ООО "Русвьетпетро" в зимний максимум, начиная с 2013 г.

Допустимая нагрузка ограничена оборудованием обеих ВЛ (600 А по ТТ ПС 220 кВ Усинская и ПС 220 кВ Печора) при аварийном отключении ВЛ-246. Длительно допустимая токовая нагрузка провода и остального оборудования обеих ЛЭП при отрицательных температурах наружного воздуха не менее 915 А (380 МВт).

В ремонтных или аварийных ситуациях с учетом ежегодного прироста увеличивается вероятность перегрузки оборудования.

В целях исключения недопустимого превышения тока в аварийных режимах будут вводиться графики временного отключения.

Мероприятия:

Требуется замена трансформаторов тока ВЛ-245 и ВЛ-246 на больший номинальный ток (750 А) на ПС 220 кВ Усинская и ПС 220 кВ Печора.

Схемой и программой развития ЕЭС России и инвестиционными программами сетевых организаций замена не предусматривается.

4.8.2. Развитие системообразующей сети

Строительство ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь (252,8 км).

Предусмотрено долгосрочной инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-2014 г.г. и Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. - окончание строительства 2012 год.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей Южного и Котласского энергоузлов, увеличение пропускной способности сети для обеспечения подключения новых потребителей, нормализация уровней напряжения

Строительство ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта (294,3 км).

Предусмотрено долгосрочной инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-2014 г.г. и Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. - окончание строительства 2014 год.

В проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 гг. окончание строительства перенесено на 2015 год.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Республики Коми и Котласского энергоузла энергосистемы Архангельской области, дальнейшее увеличение пропускной способности сети для обеспечения подключения новых потребителей, нормализация уровней напряжения.

Строительство ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (87,2 км) и установка второго АТ (125 МВА) на ПС 220 кВ Сыктывкар.

Предусмотрен Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. - окончание строительства 2017 год. Также включено в проект долгосрочной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012-2016 г.г. с окончанием строительства в 2017 г.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей г. Сыктывкара, обеспечение подключения новых потребителей, нормализация уровней напряжения.

Реконструкция схемы выдачи мощности ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

В 2012 году планируется ввести в работу ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Выльгорт (ВЛ-137), которая несколько снизит загрузку ПС 220 кВ Сыктывкар. Ориентировочно на 15-20 МВт.

Также необходима замена аппаратуры обеих ЛЭП (трансформаторы тока и ВЧ-заградители) на больший рабочий ток (не менее 750 А для ВЛ-160, ВЛ-161 со стороны ТЭЦ и ПС Сыктывкар и 600 А для ВЛ-170 и ВЛ-171 со стороны ТЭЦ).

Схемой и программой развития ЕЭС России и инвестиционными программами сетевых организаций замена не предусмотрена.

Необходимо включение в инвестиционные программы ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "МРСК Северо-Запада", а также принятие обязательств ОАО "Монди СЛПК" в части своего оборудования.

Усиление питающей сети 220 кВ Усинского района.

Загрузка ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Усинская (ВЛ-245) и ВЛ 220 кВ Печора - Усинская с отпайками на ПС 220 кВ Сыня (ВЛ-246) в час максимальной нагрузки начиная с 2013 г. превышает пропускную способность сечения ЛЭП. Требуется замена трансформаторов тока ВЛ-245 и ВЛ-246 на больший номинальный ток (750 А) на ПС 220 кВ Усинская и ПС 220 кВ Печора.

Схемой и программой развития ЕЭС России и инвестиционными программами сетевых организаций замена не предусмотрена.

Необходимо включение в инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

4.8.3. Южный энергоузел

В соответствии с Соглашением о взаимодействии Правительства Республики Коми и ОАО РАО "ЕЭС России" по развитию электроэнергетической системы Республики Коми и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей, заключенным в соответствии с распоряжением Правительства Республики Коми от 29 апреля 2008 г. N 124-р, и Инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" в период до 2015 г. для обеспечения надежного электроснабжения Южного и Ухтинского энергоузлов Коми энергосистемы намечена сооружение второй ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь.

В настоящее время сети 110 кВ г. Сыктывкара не обеспечивают надежное электроснабжение существующих потребителей города и возможность присоединения новых. Это связано с тем, что большая часть ПС 110 кВ питается от одного источника - ПС 220 кВ Сыктывкар, а схема питания самой подстанции имеет ограниченную пропускную способность.

Для исключения аварийных ситуаций и обеспечения возможности присоединения строящихся и намечаемых потребителей предусматривается выполнение ряда мероприятий в сети 110 кВ г. Сыктывкара.

В 2012 г. предусматривается подключение участка существующей сети 110 кВ г. Сыктывкар к шинам 110 кВ ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

В 2014 г. предусматривается ввод новой ПС 110/10 кВ Краснозатонская-2 с двумя трансформаторами мощностью 16 МВ·А каждый, демонтаж существующей ПС 110 кВ Краснозатонская с трансформаторами 10 МВА и 16 МВА.

На ПС 110 кВ Краснозатонская-2 помимо двухцепной ВЛ-110 кВ со стороны ПС 110 кВ Восточная намечается подключить, ликвидировав ответвления, ВЛ 110 кВ на ПС 110/10 кВ Мордино и ВЛ 110 кВ на ПС 110/10 кВ Корткерос.

ПС 110 кВ Краснозатонская-2 предусматривается присоединить по намечаемым ВЛ 110 кВ протяженностью порядка 25 км с использованием участков существующих ВЛ к ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

Электроснабжение района Пажга - Визинга - Летка осуществляется по протяженной одноцепной ВЛ 110 кВ от ПС 220/110 кВ Сыктывкар, причем район Объячево - Летка питается со стороны Кировской энергосистемы. При этом в ремонтных и послеаварийных режимах не выдерживается уровень напряжения у потребителя.

Для обеспечения качества электроэнергии, надежного электроснабжения, возможности технологического присоединения потребителей южных районов Республики Коми в 2013 г. предусматривается строительство ВЛ 110 кВ Соколовка - Визинга на участке от ПС 110 кВ Соколовка до ПС 110 кВ Пажга протяженностью 25,3 км с реконструкцией ПС 110 кВ Соколовка, Пажга.

Для присоединения новых потребителей предусматривается:

установка третьего трансформатора 25 МВА на ПС 110 кВ Орбита в 2012 г.;

замена трансформаторов 2*25 МВА на 2*40 МВА на ПС 110 кВ Западная в 2013 г.;

установка третьего трансформатора 10 МВА с комплексом ИРМ на ПС 110 кВ Усть-Кулом в 2013 г.

4.8.4. Ухтинский энергоузел

В соответствии с Соглашением о взаимодействии Правительства Республики Коми и ОАО РАО "ЕЭС России" по развитию электроэнергетической системы Республики Коми и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей в 2015 г. для обеспечения надежного электроснабжения района Ижма - Усть-Цильма - Синегорье предусматривается сооружение второй ВЛ 110 кВ. ВЛ 110 кВ протяженностью порядка 110 км, которую предполагается присоединить с одной стороны к ПС 110 кВ Лемью, а с другой - к ПС 110 кВ Ижма с реконструкцией РУ 110 кВ последних.

Для присоединения новых потребителей предусматривается замена трансформатора мощностью 16 МВА на трансформатор 25 МВА на ПС 110 кВ Сосновка в 2014 г.

Также намечается сооружение в 2016 г. в г. Ухта новой подстанции - ПС 110/10 кВ Промышленная 2х16 МВА, которая присоединяется существующим ответвлением к ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - КС-10. Ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ "Промышленная" позволит перевести часть нагрузок с перегруженной ПС 110 кВ "Городская".

В соответствии с Генеральным планом развития г. Ухта в период до 2014 г. планируется строительство ПС 110/10 кВ Юго-Западная с трансформаторами 2х25 МВА в юго-западной части центрального района г. Ухта, присоединяемой 2-х цепным заходом ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ N 157, 158 ПС 220 кВ Ухта - ПС 110 кВ Западная. Ввод в эксплуатацию ПС 110/10 кВ Юго-Западная позволит перевести часть нагрузки с перегруженной в перспективе ПС 110/10 кВ Западная, перераспределить нагрузки по технологическим присоединениям, тем самым позволит избежать установки третьего трансформатора 25 МВА на ПС 110/10 кВ Западная и обеспечить развитие 5, 6, 7 кварталов северо-западной части, старой части города, мкр. "Нагорный" и мкр. УРМЗ в целом, п. Шудаяг в ближайшей перспективе, а в дальнейшем - развитие 8, 9, 10 кварталов и всей юго-восточной части центрального района г. Ухта.

4.8.5. Печорский энергоузел

Строительство ПС 220 кВ ЦХП 2х40 МВА.

Подстанция присоединяется двумя ВЛ 220 кВ (170 км) к ПС 220 кВ Северный Возей в 2014 г.

Основной эффект реализации: технологическое присоединение до 34 МВт нагрузки электроустановок Центрально-Хорейверского поднятия ООО "Совместная Компания "РУСВЬЕТПЕТРО" на территории Ненецкого автономного округа.

Долгосрочной инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-2014 гг. и Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 гг. предусмотрено окончание строительства 2014 год.

Реконструкция ПС 220 кВ Зеленоборск.

Для разгрузки АТ-2 требуется:

На первом этапе: перевод мощности с 2с-110 кВ на 1с-110 кВ - перевод ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Лемью (ВЛ-138) на 1с-110 кВ.

На втором этапе: увеличение трансформаторной мощности.

Перевод ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Лемью (ВЛ-138) на 1с-110 кВ позволит разгрузить АТ-2 примерно на 2,6 МВА (до 117%).

Схемой и программой развития ЕЭС России и инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" не предусмотрено.

Необходимо включение данного объекта в инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

Реконструкция ПС 220 кВ Усинская с увеличением трансформаторной мощности (с 2*40 МВА до 2*80 МВА).

Реконструкция предусмотрена Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. с окончанием строительства 2015 год.

Объект включен в проект долгосрочной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012-2016 гг. и проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 гг. с окончанием строительства в 2016 году.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей района г. Усинск, подключение новых потребителей.

4.8.6. Интинский и Воркутинский энергоузлы

Развитие и реконструкция сети 110 кВ и выше не предусматривается.

4.8.7. На объектах электроэнергетики электрической сети 110-220 кВ в части устройства противоаварийной автоматики в период времени до 2017 года планируется выполнение работ по реализации технических решений технико-экономического обоснования реконструкции противоаварийной автоматики в операционной зоне Филиала ОАО "СО ЕЭС" Коми РДУ.

На 2012 год

1.1. Реконструкция устройств противоаварийной автоматики (далее - ПА), включающих в себя устройства фиксации отключения линии, фиксации снижения мощности, контроль предшествующего режима, фиксации тяжести короткого замыкания, фиксации отключения генератора, специальной автоматики отключения нагрузки, датчика тока, автоматики выбора дозирующих воздействий, отключения генератора, длительной и краткосрочной разгрузки турбин, а также устройств передачи аварийных сигналов и команд (далее - УПАСК) на ПС 220 кВ Инта, Печора, Усинская, Ухта (1 очередь), Зеленоборск (ОАО "ФСК ЕЭС"), на Печорской ГРЭС (ОАО "ОГК-3").

Установка дополнительно двух шкафов УПАСК на ПС 220 кВ Зеленоборск (ОАО "ФСК ЕЭС").

1.2. Ввод в работу устройств ПА, УПАСК на ПС 220 кВ Синдор (ОАО "ФСК ЕЭС"), Микунь (ОАО "ФСК ЕЭС") и на Сосногорской ТЭЦ (ОАО "ТГК-9").

1.3. Создание среды передачи команд релейной защиты и ПЛ по ВЛ 110 кВ, принадлежащие ОАО "МРСК Северо-Запада", между ПС 220 кВ Ухта и Сосногорской ТЭЦ (ВОЛС и высокочастотная связь), по ВЛ 220 кВ, принадлежащие ОАО "ФСК ЕЭС", между ПС 220 кВ Микунь и ПС 220 кВ Ухта (ВОЛС).

1.4. Модернизация автоматики ликвидации асинхронного режима (далее - АЛАР) на ПС 220 кВ ОАО "ФСК ЕЭС" Микунь, Ухта, Воркута и на электростанциях Сосногорская ТЭЦ (ОАО "ФСК ЕЭС"), Печорская ГРЭС (ОАО "ОГК-3").

На 2013 год

2.1. Рабочее проектирование устройств ПА и УПАСК на ПС 220 кВ ОАО "ФСК ЕЭС" Сыктывкар, Ухта (2 очередь) и на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" (ОАО "Монди СЛПК"), ПС 220 кВ Урдома.

2.2. Рабочее проектирование среды (ВОЛС) передачи команд релейной защиты и ПА по ВЛ 220 кВ, принадлежащее ОАО "ФСК ЕЭС", между ПС 220 кВ Микунь и Сыктывкар, Печорская ГРЭС и ПС 220 кВ Инта, Печорская ГРЭС и ПС 220 кВ Ухта, по ВЛ 110 кВ, принадлежащее ОАО "МРСК Северо-Запада", между ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

На 2014 год

3.1. Монтаж, наладка и ввод в работу устройств ПА на ПС 220 кВ Сыктывкар (ОАО "ФСК ЕЭС") и ТЭЦ СЛПК (ОАО "Монди СЛПК"), ПС 220 кВ Урдома.

3.2. Модернизация ПА на ПС 220 кВ Ухта (ОАО "ФСК ЕЭС").

3.3. Модернизация АЛАР на ПС 220 кВ Инта (ОАО "ФСК ЕЭС").

3.4. Ввод в работу АЛАР на ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" (ОАО "Монди СЛПК").

3.5. Создание волоконно-оптических линий связи (далее - ВОЛС) для передачи команд релейной защиты и ПА по ВЛ 220 кВ, принадлежащее ОАО "ФСК ЕЭС", между ПС 220 кВ Микунь и ПС 220 кВ Сыктывкар, Печорской ГРЭС и ПС 220 кВ Инта, Печорская ГРЭС и ПС 220 кВ Ухта, по ВЛ 110 кВ, принадлежащим ОАО "МРСК Северо-Запада", между ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

4.9. Предложения по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест"

4.9.1. Строительство ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь (252,8 км).

Предусмотрено долгосрочной инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-2014 г.г. и Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. - окончание строительства 2012 год.

Включено в проект долгосрочной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012-2016 г.г. и проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 г.г. - окончание строительства 2012 год.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей Южного и Котласского энергоузлов, увеличение пропускной способности сети для обеспечения подключения новых потребителей, нормализация уровней напряжения.

4.9.2. Строительство ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта (294,3 км).

Предусмотрено долгосрочной инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-2014 г.г. и Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. - окончание строительства 2014 год.

Включено в проект долгосрочной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012-2016 г.г. с окончанием строительства в 2014 году, в проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 г.г. окончание строительства в 2015 году.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Республики Коми и Котласского энергоузла энергосистемы Архангельской области, дальнейшее увеличение пропускной способности сети для обеспечения подключения новых потребителей, нормализация уровней напряжения.

4.9.3. Строительство ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (87,2 км) и установка второго АТ (125 МВА) на ПС 220 кВ Сыктывкар.

Предусмотрен Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 г.г. - окончание строительства 2017 год.

Включено в проект долгосрочной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012-2016 г.г. и проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 г.г. с окончанием строительства в 2017 году.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей г. Сыктывкара, обеспечение подключения новых потребителей, нормализация уровней напряжения.

4.9.4. Реконструкция схемы выдачи мощности ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК".

В 2012 году планируется ввести в работу ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Выльгорт (ВЛ-137), которая несколько снизит загрузку ПС 220 кВ Сыктывкар, ориентировочно на 15-20 МВт.

Также необходима замена аппаратуры обеих ЛЭП (трансформаторы тока и ВЧ-Заградители) на больший рабочий ток (не менее 750 А для ВЛ-160, ВЛ-161 со стороны ТЭЦ и ПС Сыктывкар и 600 А для ВЛ-170 и ВЛ-171 со стороны ТЭЦ).

Схемой и программой развития ЕЭС России и инвестиционными программами сетевых организаций замена не предусматривается.

Необходимо включение в инвестиционные программы ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "МРСК Северо-Запада", а также принятие обязательств ОАО "Монди СЛПК" в части своего оборудования.

4.9.5. Реконструкция ПС 220 кВ Зеленоборск.

Для разгрузки АТ-2 требуется:

На первом этапе: перевод мощности с 2с-110 кВ на 1с-110 кВ - перевод ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Лемью (ВЛ-138) на 1с-110 кВ.

На втором этапе: увеличение трансформаторной мощности.

Перевод ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Лемью (ВЛ-138) на 1с-110 кВ позволит разгрузить АТ-2 примерно на 2,6 МВА (до 117%).

Схемой и программой развития ЕЭС России и инвестиционными программами сетевых организаций замена не предусматривается.

Необходимо включение в инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

4.9.6. Реконструкция ПС 220 кВ Усинская с увеличением трансформаторной мощности (с 2x40 МВА до 2x80 МВА).

Предусмотрен Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017 гг. - окончание строительства 2015 год.

Включено в проект долгосрочной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2012-2016 г.г. и проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2012-2018 г.г. - окончание строительства 2016 год.

Основной эффект реализации: повышение надежности электроснабжения потребителей района г. Усинск, подключение новых потребителей.

4.9.7. Усиление питающей сети 220 кВ Усинского района.

Загрузка ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Усинская (ВЛ-245) и ВЛ 220 кВ Печора - Усинская с отпайками на ПС 220 кВ Сыня (ВЛ-246) в час максимальной нагрузки начиная с 2013 г. превышает пропускную способность сечения ЛЭП. Требуется замена трансформаторов тока ВЛ-245 и ВЛ-246 на больший номинальный ток (750 А) на ПС 220 кВ Усинская и ПС 220 кВ Печора.

Схемой и программой развития ЕЭС России и инвестиционными программами сетевых организаций замена не предусмотрена.

Необходимо включение в инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС".

4.9.8. Установка средств управления реактивной мощностью на транзите 110 кВ Восточная - Ухта.

Установка третьего трансформатора 110/10 кВ 10 МВА и комплекса управления реактивной мощностью в составе БСК 110 кВ 10 МВАр и УШР 10 кВ 10 МВА на ПС 110 кВ Усть-Кулом.

Предусматривается долгосрочной инвестиционной программой ОАО "МРСК Северо-Запада" на 2011-2015 гг. в 2013 г.

4.10. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Сводная таблица с перечнем электросетевых объектов, намечаемых к новому строительству, реконструкции, техническому перевооружению, приведена ниже.

Наименование объекта	Проектная мощность/ протяженность сетей, МВА/км	Год начала строительства	Год окончания строительства
1	2	3	4
1. Новое строительство
ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь	294 км	2007	2012
ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта	252,8 км	2012	2014
ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар с установкой второго АТ на ПС 220 кВ Сыктывкар (вторая цепь)	87,2 км 125 МВА	2013	2016
ВЛ 220 кВ Микунь - Заовражье	250 км	2014	2016
Строительство РПБ на ПС 220 кВ Воркута	600 кв.м	2013	2015
Строительство РПБ на ПС 220 кВ Усинская	1000 кв.м	2012	2014
2. Реконструкция и техперевооружение
ПС 220 кВ Сыктывкар замена МВ 110 13 компл.	-	2012	2014
ПС 220 кВ Сыктывкар замена МВ 220 1 компл.	-	2016	2016
ПС 220 кВ Сыктывкар замена ТТ110 39 фаз	-	2012	2014
ПС 220 кВ Сыктывкар замена ТТ220 3 фаз	-	2014	2014
ПС 220 кВ Микунь замена ТН220 6 фаз	-	2011	2015
ПС 220 кВ Микунь (Замена МВ 110 кВ, замена АДР, Замена УРЗА)	-	2012	2013
ПС 220 кВ Синдор замена ОД и КЗ 220 2 компл.	-	2011	2011
ПС 220 кВ Синдор замена МВ 220 3 компл.	-	2011	2012
ПС 220 кВ Синдор замена ТН220 3 фаз	-	2011	2014
ПС 220 кВ Синдор замена ТТ220 3 фаз	-	2012	2012
ПС 220 кВ Ухта замена ТН110 7 фаз	-	2011	2012
ПС 220 кВ Ухта (Замена МВ 110 кВ)		2012	2013
ПС 220 кВ Ухта замена ТН220 6 фаз		2013	2013
ПС 220 кВ Ухта (Замена МВ 110 кВ 14 шт.)		2015	2017
ПС 220 кВ Зеленоборск замена ОД и КЗ 220 2 компл.		2014	2014
ПС 220 кВ Зеленоборск замена МВ 110 2 компл.		2014	2014
ПС 220 кВ Печора замена МВ 110 9 компл.		2015	2016
ПС 220 кВ Печора замена МВ 220 8 компл.		2016	2017
ПС 220 кВ Сыня (замена МВ 220 кВ 3 шт.)		2015	2017
ПС 220 кВ Газлифт замена МВ 220 4 компл.		2011	2012
ПС 220 кВ Северный Возей замена ТТ220 9 фаз		2012	2012
ПС 220 кВ Северный Возей замена МВ 220 8 компл.		2012	2013
ПС 220 кВ Инта замена МВ 220 2 компл.		2011	2011
ПС 220 кВ Инта замена ТТ220 6 фаз		2011	2011
ПС 220 кВ Инта (замена ТН 220 кВ)		2015	2017
ПС 220 кВ Воркута замена ТТ110 42 фаз		2011	2011
ПС 220 кВ Воркута замена МВ 110 16 компл.		2011	2014
ПС 220 кВ Воркута замена ТТ220 6 фаз		2015	2017
ПС 220 кВ Воркута (замена ТН 220 кВ)		2015	2017

Перечень ПС 110 кВ, намечаемых к реконструкции и техническому перевооружению

Наименование подстанции	Перечень основных работ по переустройству ПС (установка и/или замена)	Срок выполнения работ	Приоритет
1	2	3	4
ПС 110/10 "Западная" (г. Сыктывкар)	силовых трансформаторов	2012-2014	1
ПС 110 кВ Вуктыл-2	ОРУ 35 кВ	2014	1
ПС 110/10 кВ Усть-Кулом	силового трансформатора, комплекса ИРМ (Р)-110/10/10	2011-2013	1
ПС 110/10 кВ Орбита	дополнительной ячейки с силовым трансформатором	2011-2013	2
ПС 110/10 кВ Сосновка	силового трансформатора	2014	3
ПС 110 кВ Лемью	РУ110, 10 кВ	2015-2016	4
ПС 110 кВ Ижма	РУ110, 10 кВ	2015-2016	4
ПС 110/20/10 кВ Усть-Цильма	силового трансформатора	Срок исп. согласно договору ТП	5
ПС 110/10 кВ Западная (г. Ухта)	силового трансформатора	2015	5
ПС 110/10/6 кВ "Жешарт".	систем охлаждения силовых трансформаторов	2014-2015	5
ПС 110/35/6 кВ "Ярега" (для технологического присоединения развития Ярегского нефтетитанового месторождения ОАО "Лукойл Коми")	силового трансформатора	Срок исп. согласно договору ТП	1
ПС 110/10 кВ "Серегово" (для присоединения санаторного комплекса Серегово)	силового трансформатора	2013	2
ПС 110/10 кВ "Соколовка", ПС 110/10 кВ "Пажга" (в связи со строительством ВЛ 110 кВ Соколовка - Пажга)	силового трансформатора	2014	1
ПС 110 кВ "Вожская"	силового трансформатора, расширение ОРУ110, замена ОД и КЗ 110 на выключатель	2012-2014	1

Перечень ПС 110 кВ, намечаемых к новому строительству

Наименование подстанций	Количество и мощность тр-ов
	2013 г.		в период до (после) 2017 г.
	Кол-во, шт.	S, МВ А	Кол-во, шт.	S, МВ А
ПС 110/10 кВ Краснозатонская-2	2	16
ПС 110/10 кВ Промышленная	2	16
ПС 110/10 кВ "Юго-Западная"			2	25
ПС 110/10 кВ Чит			2	16
ПС 110/10 кВ Комсомольская			2	2,5
ПС 110/10 кВ Якша			2	2,5
ПС 110/10 кВ Том			1	2,5
ПС 110/10 кВ Заречье			1	6,3 (ПИР в 2017 году)
ПС 110/10 кВ Ч.Ворык			2	6,3
ПС 110/10 кВ Седью			1	6,3

Перечень линий электропередачи 110 кВ, намечаемых к реконструкции

Наименование линии	Перечень работ	Срок выполнения работ	Приоритет
1	2	3	4
ВЛ 110 кВ N 170 "Микунь - Сыктывкар" (ЮЭС)	Расширение просеки	2011-2012	1
ВЛ 110 кВ N 122 (ПЭС)	Расширение просеки	2011-2012	1
ВЛ 110 кВ N 142 (ЦЭС)	Расширение просеки	2011-2012	1
ВЛ 110 кВ N 141 "Ижма - Щельяюр" (ЦЭС)	Расширение просеки	2011-2012	1
ВЛ 110 кВ N 176 "Микунь - Едва" (ЮЭС)	Расширение просеки	2011-2012	1
ВЛ 110 кВ N 177 "Микунь - Едва" (ЮЭС)	Расширение просеки	2011-2012	1
ВЛ 110 кВ N 180 "Восточная - Сторожевск" (ЮЭС)	Расширение просеки	2011-2012	1
ВЛ 110 кВ N 182 "Сторожевск - Богородск" (ЮЭС)	Расширение просеки	2011-2012	1
ВЛ 110 - 220 кВ	Расширение просек	2013-2016	1
ВЛ 110 кВ N 163/2 "ПС Крутая - ПС В.Омра" на участке опор N 98-101 (пересечение с рекой Нибель)	Реконструкция	2012-2013	2
Отпайка от ВЛ 110 кВ N 142 Ижма - Щельяюр - Усть-Цильма - Синегорье в сторону ПС 110/10 кВ "Замежная"	Реконструкция с установкой секционирующего пункта 110 кВ	2016-2017	2
ВЛ 110 кВ N 163, 164 через реку Сысола	Реконструкция	2015	4

Перечень линий электропередачи 110 кВ, намечаемых к новому строительству

Линии электропередачи	Марка и сечение провода	Протяженность по трассе, км	Количество цепей	Сроки строительства	Приоритет
1	2	3	4	5	6
ВЛ 110 кВ ПС 110 кВ Соколовка - ПС 110 кВ Пажга с расширением ПС 110/10 кВ "Соколовка", ПС 110/10 кВ "Пажга"	АС 185	25,3	1	2011-2012, 2014	1
ВЛ 110 кВ Сыктывкар - Краснозатонская	АС 185	27,27	2	2008-2013	1
ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Ижма на участке от ПС 110/10 кВ Лемью до ПС 110/10 кВ Ижма	АС 120	110	1	2011-2015	3
ВЛ 110 кВ "Объячево - Койгородок" с расширением ПС 110/10 кВ "Объячево", ПС 110/10 кВ "Койгородок" (ЮЭС)	АС 120	102	1	2016-2018	4
ВЛ 110 кВ ПС 110 кВ Ижма - ПС 110 кВ Щельяюр - ПС 110 кВ Синегорье	АС 120	128	1	после 2017	5
ВЛ 110 кВ "Таежная - Лемью" (для технологического присоединения КС Малоперанская СМГ Бованенково - Ухта)	АС 120	25	1	2012-2014	1
ВЛ 110 кВ отпайка на ПС "Юго-Западная" г. Ухта	АС 240	3	2	2012-2014	1

4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ с выделением сводных данных для сети до 110 кВ

Линии электропередачи

Год	Напряжение	Новое строительство и реконструкция, км
2012	110 кВ	25,3
2013	110 кВ	27,268
2014	110 кВ	3
2015	110 кВ	0
2016	110 кВ	0
2017	110 кВ	0

Трансформаторные подстанции

Год	Напряжение	Новое строительство, шт.	Реконструкция, расширение, шт.
2012-2017	110 кВ	3	13

В сетях напряжением 110 кВ и ниже необходима реализация следующих мероприятий в период 2011-2015 гг.:

Техническое перевооружение ПС 110/10 Западная в г. Сыктывкар с заменой трансформаторов. Загрузка подстанции составляет 143% допустимой. Основными потребителями являются центр г. Сыктывкар с управленческими структурами города и республики, Завод "Орбита", Центральная водогрейная котельная, Ликероводочный завод, Хлебокомбинат, коммунально-бытовой сектор.

Техническое перевооружение ПС 110/35/6 кВ "Северный Савинобор": устройство маслоприемной чаши". Мероприятия направлены на приведение в соответствие требованиям ВППБ 01-02-95* п. 16.5.

Реконструкция ПС 35/6 кВ Заполярная: замена трансформатора 10 МВА на 16 МВА для обеспечения электроснабжения шахты "Заполярная" ОАО "Воркутауголь".

Реконструкция ПС 35/10 кВ "Сельхозкомплекс": замена трансформаторов 2х4 МВА на 2х10 МВА. Перегруженность подстанции достигает 44%.

Реконструкция ПС 35/6 кВ Воркутинская с изменением главной схемы и заменой трансформаторов 4х5,6 МВА на 2х16 МВА. Перегруженность подстанции достигает 40%. Потребитель - ОАО "Воркутауголь".

Реконструкция ПС 35/10/6 кВ "Озерная" для обеспечения развития г. Ухта.

Техническое перевооружение ПС 220/35/6 кВ "КС УГПЗ" для разгрузки ПС 220/35/10 кВ "Усинская".

Строительство ВЛ 110 кВ "Таежная - Лемью" для технологического присоединения КС Малоперанская СМГ Бованенково - Ухта и увеличения надежности электроснабжения потребителей Усть-Цилемского, Ижемского районов.

В период после 2015 года в сетях напряжением ниже 110 кВ и ниже необходима реализация следующих мероприятий:

Реконструкция ВЛ 110 кВ N 163, 164 через реку Сысола. Необходимость связана с неустойчивостью русла реки Сысола и размыванием берега. В случае отказа от реализации существует возможность выхода перехода через реку Сысола из строя с длительным обесточиванием потребителей восточной части г. Сыктывкара и трех районов Республики Коми.

Модернизация ПС 110/10/6 кВ "Жешарт". Цель - обеспечение увеличения пропускной способности и технологического присоединения. Загрузка подстанции с учетом технологического присоединения - 112%. Потребители: ЗАО "Жешартский фанерный комбинат", филиал КОО "Уайтси Лимитед".

Реконструкция ПС 35/10 кВ Западная г. Усинск с установкой третьего трансформатора. Загрузка подстанции составляет 133% допустимой. Реализация мероприятий позволит исключить перегрузку трансформаторов и обеспечит возможность технологического присоединения потребителей. Основными потребителями являются промышленные предприятия (ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ОАО "СМН", ЗАО "БЭТ" и т.д.) и социально-бытовой сектор г. Усинск.

Реконструкция ПС 35/10 кВ "Кослан". Перегруженность подстанции достигает 34%.

Строительство заходов ВЛ 35 кВ N 39 на ПС 35/6 кВ Парма и ПС 220/35/6 кВ КС УГПЗ для перевода нагрузок с ПС 220/35/10 кВ Усинская.

Строительство захода ВЛ 35 кВ N 31, 32 на ПС 35/6 кВ "16У". Реализация мероприятий необходима для обеспечения надежности электроснабжения потребителей и возможности выдачи дополнительной мощности для осуществления технологических присоединения потребителей ВЛ 35 кВ N 37, 38, перевод нагрузки с ВЛ 35 кВ N 37, 38 на ВЛ 35 кВ N 31, 32.

Строительство ВЛ 35 кВ ПС Троицко-Печорск - ПС Илыч. Данные мероприятия позволят повысить надежность электроснабжения потребителей Троицко-Печорского района Республики Коми, снизить недоотпуск электроэнергии.

Мероприятия, направленные на замену морально и физически устаревшего оборудования трансформаторных подстанций:

Мероприятие выполнения	Срок
Техническое перевооружение ПС 110/10 кВ Южная	после 2015
Реконструкция оборудования ПС 35/6 кВ 2СВ	после 2015
Реконструкция ПС 35/6 кВ Советская	после 2015
Реконструкция ПС 35/6 кВ Усинская: замена МВ 35 кВ на ВВ	2011-2015
Реконструкция ПС 35/6 кВ УКПГ - 8	после 2015
Реконструкция ПС 35/6 кВ 7У	после 2015
Реконструкция ПС 35/6 кВ 2У	после 2015
Реконструкция ПС 35/6 кВ ГОС	после 2015
Реконструкция ПС 35/6 кВ Дутово	после 2015

4.12. Потребность электростанций и отдельных генерирующих компаний в топливе

Расчет потребности топлива ТЭС на период до 2017 года

N п/п	Показатели	Единица измерения	Период регулирования
			2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Выработка электроэнергии,	млн.кВтч.	9 337	9 597	9 605	9 715	9 826	9 940
	в т.ч.
	Воркутинская ТЭЦ-1	млн.кВтч.	126	121	121	121	121	121
	Воркутинская ТЭЦ-2	млн.кВтч.	1 102	1 112	1 112	1 112	1 112	1 112
	Интинская ТЭЦ	млн.кВтч.	79	79	79	79	79	79
	Сосногорская ТЭЦ	млн.кВтч.	1 648	1 637	1 637	1 637	1 637	1 637
	Печорская ГРЭС	млн.кВтч.	3 256	3 390	3 391	3 493	3 597	3 703
	Другие поставщики, в т.ч.	млн.кВтч.	3 126	3 258	3 265	3 273	3 280	3 288
	ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	млн.кВтч.	3 105	3 237	3 244	3 252	3 259	3 267
	ООО "РГК"	млн.кВтч.	16	16	16	16	16	16
	ОАО "РЖД"	млн.кВтч.	4	4	4	4	4	4
2.	Нормативный удельный расход на производство электроэнергии
	Воркутинская ТЭЦ-1	г/кВтч	543,6	543,6	543,6	543,6	543,6	543,6
	Воркутинская ТЭЦ-2	г/кВтч	427,0	427,0	427,0	427,0	427,0	427,0
	Интинская ТЭЦ	г/кВтч	409,4	409,4	409,4	409,4	409,4	409,4
	Сосногорская ТЭЦ	г/кВтч	386,4	386,4	386,4	386,4	386,4	386,4
	Печорская ГРЭС	г/кВтч	334,0	334,0	334,0	334,0	334,0	334,0
	Другие поставщики, в т.ч.	г/кВтч
	ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	г/кВтч	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0
	ООО "РГК"	г/кВтч	529,2	529,2	529,2	529,2	529,2	529,2
	ОАО "РЖД"	г/кВтч	345,0	345,0	345,0	345,0	345,0	345,0
3.	Расход топлива на выработку электрической энергии	тыс.т.у.т.	3 437,5	3 527,7	3 530,6	3 567,6	3 604,9	3 643,2
	Воркутинская ТЭЦ-1	тыс.т.у.т.	68,5	65,8	65,8	65,8	65,8	65,8
	Воркутинская ТЭЦ-2	тыс.т.у.т.	470,5	474,8	474,8	474,8	474,8	474,8
	Интинская ТЭЦ	тыс.т.у.т.	32,3	32,3	32,3	32,3	32,3	32,3
	Сосногорская ТЭЦ	тыс.т.у.т.	636,8	632,6	632,6	632,6	632,6	632,6
	Печорская ГРЭС	тыс.т.у.т.	1087,5	1132,3	1132,6	1166,7	1201,4	1236,8
	Другие поставщики, в т.ч.	тыс.т.у.т.	1141,8	1190,0	1192,6	1195,5	1198,1	1201,0
	ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	тыс.т.у.т.	1133,3	1181,5	1184,1	1187,0	1189,5	1192,5
	ООО "РГК"	тыс.т.у.т.	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5
	ОАО "РЖД"	тыс.т.у.т.	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
4.	Выработка тепловой энергии, в т.ч.	тыс.Гкал	7 664,5	7 236,9	7 237,9	7 238,9	7 239,9	7 240,9
	Воркутинская ТЭЦ-1	тыс.Гкал	1 276,0	1 314,0	1 314,0	1 314,0	1 314,0	1 314,0
	Воркутинская ТЭЦ-2	тыс.Гкал	723,3	567,2	567,2	567,2	567,2	567,2
	Интинская ТЭЦ	тыс.Гкал	441,5	390,5	390,5	390,5	390,5	390,5
	Сосногорская ТЭЦ	тыс.Гкал	441,5	408,5	408,5	408,5	408,5	408,5
	Печорская ГРЭС	тыс.Гкал	296,0	279,7	279,7	279,7	279,7	279,7
	Другие поставщики, в т.ч.	тыс.Гкал	4 486,1	4 277,0	4 278,0	4 279,0	4 280,0	4 281,0
	ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	тыс.Гкал	4 486,1	4 277,0	4 278,0	4 279,0	4 280,0	4 281,0
5.	Нормативный удельный расход на производство тепловой энергии
	Воркутинская ТЭЦ-1	кг.у.т./Гкал	156,5	156,5	156,5	156,5	156,5	156,5
	Воркутинская ТЭЦ-2	кг.у.т./Гкал	168,3	168,3	168,3	168,3	168,3	168,3
	Интинская ТЭЦ	кг.у.т./Гкал	164,2	164,2	164,2	164,2	164,2	164,2
	Сосногорская ТЭЦ	кг.у.т./Гкал	144,9	144,9	144,9	144,9	144,9	144,9
	Печорская ГРЭС	кг.у.т./Гкал	166,7	166,7	166,7	166,7	166,7	166,7
	Другие поставщики, в т.ч.	кг.у.т./Гкал
	ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	кг.у.т./Гкал	180,0	180,0	180,0	180,0	180,0	180,0
6.	Расход топлива на выработку тепловой энергии	тыс.т.у.т.	1 314,7	1 240,9	1 241,1	1 241,3	1 241,4	1 241,6
	Воркутинская ТЭЦ-1	тыс.т.у.т.	199,7	205,6	205,6	205,6	205,6	205,6
	Воркутинская ТЭЦ-2	тыс.т.у.т.	121,8	95,5	95,5	95,5	95,5	95,5
	Интинская ТЭЦ	тыс.т.у.т.	72,5	64,1	64,1	64,1	64,1	64,1
	Сосногорская ТЭЦ	тыс.т.у.т.	64,0	59,2	59,2	59,2	59,2	59,2
	Печорская ГРЭС	тыс.т.у.т.	49,3	46,6	46,6	46,6	46,6	46,6
	Другие поставщики, в т.ч.	тыс.т.у.т.	807,5	769,9	770,0	770,2	770,4	770,6
	ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	тыс.т.у.т.	807,5	769,9	770,0	770,2	770,4	770,6
7.	Общий расход топлива	тыс.т.у.т.	4 753,8	4 770,1	4 773,2	4 810,4	4 847,8	4 886,4
	Воркутинская ТЭЦ-1	тыс.т.у.т.	268,2	271,4	271,4	271,4	271,4	271,4
	Воркутинская ТЭЦ-2	тыс.т.у.т.	592,3	570,3	570,3	570,3	570,3	570,3
	Интинская ТЭЦ	тыс.т.у.т.	104,8	96,5	96,5	96,5	96,5	96,5
	Сосногорская ТЭЦ	тыс.т.у.т.	700,8	691,7	691,7	691,7	691,7	691,7
	Печорская ГРЭС	тыс.т.у.т.	1136,8	1178,9	1179,2	1213,3	1248,0	1283,4
	Другие поставщики, в т.ч.	тыс.т.у.т.	1 950,9	1 961,4	1 964,1	1 967,2	1 970,0	1 973,1
	ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"	тыс.т.у.т.	1940,8	1951,4	1954,1	1957,2	1959,9	1963,0
	ООО "РГК"	тыс.т.у.т.	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5
	ОАО "РЖД"	тыс.т.у.т.	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5

4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Коми (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных)

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" перспективные схемы развития систем теплоснабжения поселений должны быть разработаны и являться основой для подобных схем муниципальных образований и региона в целом.

В отношении рассмотрения перспектив теплоснабжения в Республике Коми необходимо отметить, что во исполнение статьи 23 Федерального закона "О теплоснабжении" развитие системы теплоснабжения поселения или городского округа будет осуществляться на основании схемы теплоснабжения, соответствующей документам территориального планирования поселения или городского округа, в том числе схеме планируемого размещения объектов теплоснабжения в границах поселения или городского округа. Таким образом, работа по формированию раздела перспективного теплоснабжения в программе будет проводиться в соответствии со схемами перспективного ресурсоснабжения поселений, которые предусматривают реализацию мероприятий следующих программ:

1. Долгосрочная республиканская целевая программа "Чистая вода в Республике Коми (2011-2017 годы)", утвержденная постановлением Правительства Республики Коми от 15 июня 2011 г. N 267. Объем предусмотренных средств из республиканского бюджета Республики Коми на реализацию шестилетней программы составляет 730 млн. рублей, в том числе в 2012 году - 180 млн. рублей.

2. Подпрограмма "Содействие в осуществлении реконструкции и строительства объектов коммунальной инфраструктуры" долгосрочной республиканской целевой программы "Стимулирование развития жилищного строительства в Республике Коми (2011-2015 годы)", утвержденной постановлением Правительства Республики Коми от 22 июля 2011 г. N 321. Объем предусмотренных средств из республиканского бюджета Республики Коми на реализацию пятилетней программы составляет 976,0 млн. рублей, в том числе подпрограммы - 60 млн. рублей.

3. Долгосрочная республиканская целевая программа "Газификация населенных пунктов Республики Коми (2011 - 2013 годы)", утвержденная постановлением Правительства Республики Коми от 14 сентября 2010 г. N 304.

4. Долгосрочные муниципальные программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры, которые разработаны и приняты в установленном порядке во всех муниципальных районах.

В настоящее время в муниципальных образованиях ведется работа по разработке перспективных схем развития систем теплоснабжения поселений, которые в течение 2012 года должны быть разработаны и приняты в установленном порядке во всех муниципальных районах.

4.14. Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Республики Коми с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных (с указанием при необходимости мероприятий по реконструкции газовых сетей)

I. Программой, реализуемой ОАО "Коми тепловая компания" (в состав которой входит 280 коммунальных котельных), по модернизации котельных в период с 2012 года по 2017 год предусмотрены следующие мероприятия:

1. Техническое перевооружение 12 сельских котельных, в том числе:

Перевод с угольного топлива на природный газ 8 котельных в двух муниципальных районах. Реконструкция газопроводов при этом не потребуется.

Перевод с жидкого топлива (мазут) на уголь 4 котельных в трех муниципальных районах.

2. Модернизация устаревшего основного оборудования 20 сельских котельных в девяти муниципальных районах с полной заменой низкоэффективных котлоагрегатов, установкой частотных преобразователей на сетевых насосных группах и тягодутьевых агрегатах.

3. Ликвидация 5 нерентабельных котельных в четырех муниципальных районах с переводом объемов отпуска тепловой энергии на другие котельные.

4. Ликвидация 46 нерентабельных котельных в 14 муниципальных районах с переводом потребителей на автономное отопление.

II. Мероприятия, направленные на развитие теплоэнергетики по филиалу "ТГК-9" "Коми" (реализация мероприятий на период до 2020 года).

1. Оптимизация системы теплоснабжения г. Воркута, в том числе:

Строительство тепломагистрали Воркутинская ТЭЦ 2 - г. Воркута, объединение тепловых районов г. Воркута. Минимальная реконструкция ТЭЦ 2, обеспечивающая подачу тепловой энергии в город.

Закрытие ВТЭЦ-1. Реконструкция Воркутинской ТЭЦ 2, увеличение выработки по теплофикационному циклу (+200 Гкал/ч).

2. Развитие инфраструктуры, источников и поддержание надежности системы теплообеспечения г. Сыктывкара, в том числе:

Реконструкция изношенных и аварийных тепловых сетей (238 км.)

Развитие инфраструктуры тепловых сетей для новой застройки (+105 Гкал/ч прирост нагрузки).

Реконструкция и развитие тепловых источников (ЦВК, кот. Орбита +30 Гкал/ч, кот. РММТ +40 Гкал/ч).

3. Развитие инфраструктуры и источников теплоснабжения г. Ухта, в том числе:

Объединение локальных систем теплоснабжения поселков Ветлосян, УРМЗ и Озерный в единую, на базе котельной пос. Ветлосян (5 км.; 200-350 мм).

Увеличение тепловой мощности кот. Поселка Ярега с целью отказа от покупки т/э от неэффективной котельной ОАО "ЛУКОЙЛ-Коми".

4. Повышение эффективности теплоснабжения г. Инта.

Ликвидация паропровода "Восток".

Мероприятия по подключению тепловых нагрузок мкр. Южный и мкр. Спортивный к ИТЭЦ.

Замещение изношенных мощностей Интинской ТЭЦ (установка паровой турбины ПР 12-3,4/1,0-0,12).

III. Оптимизация системы теплоснабжения г. Печора

Инвестиционной программой филиала ОАО "ОГК-3" Печорская ГРЭС на 2011-2015 годы предусмотрено строительство 2-ой нитки магистральной тепловой сети от Печорской ГРЭС до тепловой камеры ТК-43 в однотрубном исполнении. Строительство обусловлено необходимостью резервирования головного участка магистрали от Печорской ГРЭС до ТК-8, отработавшего 32 года, и направлено на повышение надежности теплоснабжения потребителей железнодорожной части города Печора. Общая стоимость работ составляет 140 млн. рублей, срок реализации проекта - до 2017 года. Финансирование проекта предусмотрено за счет амортизационных средств филиала ОАО "ОГК-3" Печорская ГРЭС.

IV. Развитие когенерации в Республике Коми.

В стадии реализации проекты по строительству объектов когенерации, работающих на отходах лесопереработки:

строительство ТЭС ООО "Лузалес" на отходах деревообработки с тепловой мощностью 24 МВт и электрической мощностью 5 МВт (данные о примерных сроках реализации проекта отсутствуют);

строительство ТЭС ООО "Севлеспил" на отходах деревообработки с электрической мощностью 2,4 МВт (данные о примерных сроках реализации проекта отсутствуют);

строительство газопоршневой теплоэлектростанции (ГПТЭС) для утилизации шахтного метана структурного подразделения шахта "Северная" ОАО "Воркутауголь" для собственных нужд, электрической мощностью 12 и 6 МВт в контейнерном исполнении.

Кроме этого в стадии разработки проект долгосрочной республиканской целевой Программы "Использование низкосортной древесины и отходов лесопереработки в качестве топлива для производства горячей воды, тепловой и электрической энергии (2013-2014 годы)". Региональная программа будет разработана во второй половине 2012 г.

4.15. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования

Строительство газопоршневых теплоэлектростанций (ГПТЭС N 1 и ГПТЭС N 2) для утилизации шахтного метана структурного подразделения шахта "Северная" ОАО "Воркутауголь" для собственных нужд, электрической мощностью 12 и 6 МВт соответственно, в контейнерном исполнении. Примерные сроки ввода указаны в п. 4.5.

4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Республики Коми на 5-летний период

Развитие теплосетевого хозяйства муниципальных образований предусмотрено в рамках комплексных муниципальных программ по модернизации систем коммунальной инфраструктуры, принятых во всех муниципальных образованиях Республики Коми.

Прогноз развития теплосетевого хозяйства Республики Коми по муниципальным образованиям приведен в приложении 10.