Постановление Администрации Сахалинской области от 14 сентября 2009 г. N 367-па "Об утверждении областной целевой программы "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года"

С изменениями и дополнениями от:

5 марта, 15 июня 2010 г., 16 мая, 19 октября 2011 г.

В рамках Концепции "Обеспечение устойчивой работы объектов топливно-энергетического комплекса и энергетической безопасности Сахалинской области", утвержденной распоряжением администрации Сахалинской области от 26 ноября 2007 года N 692-ра, администрация Сахалинской области постановляет:

1. Утвердить областную целевую программу "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" (прилагается).

2. Опубликовать настоящее постановление в газете "Губернские ведомости".

3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования.

4. Контроль за исполнением постановления возложить на вице-губернатора Сахалинской области С.Г. Шередекина.

Губернатор Сахалинской области

А.В. Хорошавин

Областная целевая программа
"Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года
и на перспективу до 2020 года"
(утв. постановлением Администрации Сахалинской области
от 14 сентября 2009 г. N 367-па)

С изменениями и дополнениями от:

5 марта, 15 июня 2010 г., 16 мая 2011 г.

Паспорт областной целевой программы
"Развитие электроэнергетики Сахалинской области
до 2010 года и на перспективу до 2020 года"

С изменениями и дополнениями от:

15 июня 2010 г.

Наименование Программы	Областная целевая программа "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года"
Дата принятия решения о разработке Программы, дата ее утверждения (наименование и номер соответствующего нормативного акта)	Как составная часть Концепции "Обеспечение устойчивой работы объектов топливно-энергетического комплекса и энергетической безопасности Сахалинской области", утвержденной распоряжением администрации Сахалинской области от 26.11.2007 N 692-ра
Координатор-разработчик, государственный заказчик	Правительство Сахалинской области, министерство энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Сахалинской области, агентство газификации и развития инфраструктуры Сахалинской области
Основные разработчики Программы	Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (г. Иркутск), министерство энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Сахалинской области, агентство газификации и развития инфраструктуры Сахалинской области, ОАО "Сахалинэнерго"
Цели и задачи Программы	Цели Программы: 1. Создание условий для комплексного социально-экономического развития Сахалинской области. 2. Сокращение инфраструктурных ограничений, препятствующих социально-экономическому развитию Сахалинской области. 3. Развитие электроэнергетики Сахалинской области для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей Сахалинской области. Задачи Программы: - реконструкция, техперевооружение существующих и строительство новых электростанций; - строительство новых высоковольтных линий электропередачи и подстанций с современным оборудованием; - реконструкция и техперевооружение высоковольтных электросетевых объектов, исчерпавших нормативный срок службы, состояние которых не соответствует нормативным требованиям; - приведение механических характеристик высоковольтных воздушных линий в соответствие с фактическими расчетно-климатическими условиями о. Сахалин; - повышение пропускной способности и надежности электросети южной части области
Сроки реализации Программы	Программа реализуется в период 2008-2020 годов
Перечень основных мероприятий	1. Модернизация, расширение и перевод на газ Южно-Сахалинской ТЭЦ-1. 2. Вывод из эксплуатации Сахалинской ГРЭС. 3. Реконструкция действующих электростанций. 4. Строительство новых электростанций. 5. Реконструкция и строительство высоковольтных линий электропередач и подстанций
Исполнители основных мероприятий	Правительство Сахалинской области, органы исполнительной власти, ОАО "Сахалинэнерго", ОАО "Ногликская ГЭС", ОАО "Охинская ТЭЦ" в составе ОАО "Роснефть - Сахалинморнефтегаз", потенциальные инвесторы проектов создания алюминиевого завода, нефтегазохимического комплекса
Объемы и источники финансирования	Общий объем необходимых капитальных вложений за период 2009-2020 годов оценивается в 116,14 млрд. рублей, из них на мероприятия в соответствии с федеральной целевой программой "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года" - 36 млрд. рублей. Источники финансирования: - федеральный бюджет - 18,23 млрд. рублей (15,7%); - областной бюджет - 4,5 млрд. рублей (3,9%); - местный бюджет - 0,03 млрд. рублей. Внебюджетные источники: средства ОАО "Сахалинэнерго", ОАО "РАО ЭС Востока", ОАО "Роснефть - Сахалинморнефтегаз" и других потенциальных инвесторов - 93,4 млрд. рублей (80,4%)
Ожидаемые результаты реализации Программы	Повышение надежности электроснабжения существующих и перспективных потребителей. Создание нормативного технологического резерва мощности, стабилизация энергосистемы. В случае развития ТЭК по стратегическому сценарию, определенному в Концепции "Обеспечение устойчивой работы объектов топливно-энергетического комплекса и энергетической безопасности Сахалинской области", планируется: 1. Увеличение выработки электроэнергии в 6 раз - с 2,8 млрд. кВт час в 2006 году до 16 млрд. кВт-час в 2020 году. 2. Создание 1,9 тыс. новых рабочих мест. 3. Вклад отрасли в валовой региональный продукт после реализации Программы - 21,37 млрд. рублей
Система организации контроля за исполнением Программы	Оценка эффективности реализации Программы в целом будет осуществляться на основе следующих индикаторов: - объем производства электрической и тепловой энергии; - объемы ввода в эксплуатацию нового оборудования и модернизации существующего; - структура потребления топлива; - создание рабочих мест за счет реализации про граммы; - вклад реализации Программы в валовой региональный продукт; - вклад реализации Программы в бюджетную систему

Введение

Областная целевая программа "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" (далее - Программа) является составной частью Концепции "Обеспечение устойчивой работы объектов топливно-энергетического комплекса и энергетической безопасности Сахалинской области", утвержденной распоряжением администрации Сахалинской области от 26 ноября 2007 года N 692-ра.

Цель Программы - развитие электроэнергетики Сахалинской области для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей Сахалинской области.

Задачи Программы:

- реконструкция существующих и строительство новых электростанций;

- строительство новых линий электропередачи и подстанций с современным оборудованием;

- реконструкция и техперевооружение электросетевых объектов, исчерпавших нормативный срок службы, состояние которых не соответствует нормативным требованиям;

- приведение механических характеристик воздушных линий (далее - ВЛ) в соответствие с фактическими расчетно-климатическими условиями о. Сахалин;

- повышение пропускной способности и надежности электрических сетей южной части острова.

Исполнители: зам. директора института, д.т.н. Б.Г. Санеев, зав. лаб., д.т.н. А.Д.Соколов, зам. директора института, д.т.н. В.А. Стенников, зав. отделом, д.т.н. А.М. Клер, в.н.с, к.т.н. А.В. Лагерев, в.н.с, к.э.н. В.Н. Ханаева, в.н.с, к.т.н. С.В. Подковальников, с.н.с, к.э.н. С.Ю. Музычук, с.н.с, к.э.н. И.Ю. Иванова, н.с. А.К. Ижбулдин, инж. Р.И. Музычук, вед. инженер А.Д. Шиленкова.

При разработке Программы использованы материалы ОАО "ДАЛЬЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ", министерства энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Сахалинской области, ОАО "Сахалинэнер-го", ОАО "Ногликской ГЭС", ОАО "Охинской ТЭЦ", агентства газификации и развития инфраструктуры Сахалинской области.

1. Содержание проблемы и обоснование необходимости решения ее
программными методами

1.1. Производство электроэнергии

Особенностями электроэнергетики Сахалинской области являются ее технологическая изолированность от ОАО "РАО ЭС Востока"; разделение на отдельные энергорайоны внутри области: Центральный энергорайон, обеспечивающий электроснабжение южной и центральной частей о. Сахалин, Охинский энергоузел - обеспечивающий электроснабжение Охинского района и некоторых добычных участков ОАО "Роснефть - Сахалинморнефтегаз", Новиковский энергоузел - п. Новикове Корсаковский район, а также изолированные районы Курильских островов. Это обусловливает повышенные требования к надежному обеспечению потребителей электроэнергией.

Основным энергоснабжающим предприятием Сахалинской области является дочернее акционерное общество ОАО "РАО ЭС Востока" - ОАО "Сахалинэнерго", в состав которого входит Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 и Сахалинская ГРЭС, осуществляющие централизованное электроснабжение 14 из 19 административных образований области (кроме Курильского, Южно-Курильского, Северо-Курильского, Охинского и частично Ногликского) с общей численностью населения около 440 тыс. человек (рисунок 1.1.1).

В суммарном объеме производства электрической энергии области 77% приходится на электростанции ОАО "Сахалинэнерго", доля Охинской ТЭЦ составляет около 9%, Ногликской газотурбинной электростанции - более 7%, остальная часть электроэнергии вырабатывается блок-станциями (бывшими ведомственными электростанциями предприятий целлюлозно-бумажной промышленности) и децентрализованными энергоисточниками (таблица 1.1.1).

Таблица 1.1.1. Производство электроэнергии электростанциями Сахалинской области*, млн. кВт-час/год

Электростанция	Год
	2001	2002	2003	2004	2005
Сахалинская ГРЭС	904	751	827	906	892
Южно-Сахалинская ТЭЦ-1	1116	1223	1222	1172	1212
Новиковская ДЭС	4,3	4,0	4,1	3,9	3,5
ОАО "Охинская ТЭЦ"	245	235	234	236	240
ОАО "Ногликская ГЭС"	205	234	237	192	197
Блок-станции	14	41	19	24	27
Децентрализованные энергоисточники	246	176	159	148	149
Всего	2734	2664	2702	2683	2721

Примечание* - без учета энергоисточников проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2". Источник: таблица составлена по формам Росстата: 6-ТП, Электробаланс 2001-2005 годов.

Сахалинская энергосистема функционирует в сложных климатических условиях. В год на острове фиксируется 200-240 неблагоприятных явлений, что ведет к ускоренному износу оборудования и дополнительным затратам на ремонт и восстановление оборудования; кроме того, регион является сейсмически активным.

1.2. Источники электрической энергии

Электроэнергетическими предприятиями Сахалинской области являются ОАО "Сахалинэнерго", независимые производители (ОАО "Охинская ТЭЦ" *, ОАО "Ногликская ГЭС"), блок-станции и децентрализованные энергоисточники. Отдельную категорию представляют энергоисточники нефтегазовых проектов.

В состав ОАО "Сахалинэнерго" кроме двух электростанций (ОП Южно-Сахалинская ТЭЦ-1, ОП Сахалинская ГРЭС) входят ОП "Энергосбыт", Филиал "Распределительные сети". В эксплуатации ОАО "Сахалинэнерго" находятся 73 подстанции 35-220 кВ общей установленной мощностью 1478 MBА, протяженность воздушных линий электропередачи 0,4-220 кВ - 6051 км, кабельных - 798 км.

Электрическая мощность всех энергоисточников Сахалинской области в 2005 г. составляла 859 МВт (таблица 1.2.1), в том числе ОАО "Сахалинэнерго" - 631 МВт.

Таблица 1.2.1. Установленная мощность электростанций Сахалинской области*, МВт

Электростанция	Год
	2001	2002	2003	2004	2005
Сахалинская ГРЭС	315	315	315	300	300
Южно-Сахалинская ТЭЦ-1	225	225	225	225	225
Новиковская ДЭС	4	4	4	4	4
ОАО "Охинская ТЭЦ"	83	83	102	102	102
ОАО "Ногликская ГЭС"	48	48	48	48	48
Блок-станции	37	68	68	68	55
Децентрализованные энергоисточники	187	140	121	126	125
Всего	899	883	883	873	859

Примечание - * без учета энергоисточников проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2". Источник: таблица составлена по формам Росстата: 6-ТП, Электробаланс 2001-2005 годов.

Размещение электростанций и системообразующих ЛЭП представлено на рисунке 1.2.1. Установленная мощность электростанций Центрального энергорайона - 573 МВт, в том числе Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 225 МВт, Сахалинской ГРЭС - 300 МВт*. С 1999 года в Центральном энергорайоне работает Ногликская газотурбинная электростанция мощностью 48 МВт, являющаяся самостоятельным АО, владельцем 65% акций которого является администрация Сахалинской области.

До 1998 года совместно с энергосистемой в Центральном энергорайоне работали блок-станции - ТЭЦ ЦБЗ ПО "Сахалинлеспром". После ликвидации ПО "Сахалинлеспром" ТЭЦ ЦБЗ (ТЭЦ ООО "Долинские тепловые системы", ТЭЦ ОАО "Тепло" (г. Томари) и ТЭЦ ООО "Энергоресурс") работают как автономные энергоисточники, у которых ОАО "Сахалинэнерго" ежегодно покупает до 3 млн. кВт-час. Суммарная мощность этих блок-станций составляет 55 МВт.

В изолированном Охинском энергоузле единственным источником электроснабжения является Охинская ТЭЦ, которая до декабря 2006 года была дочерним акционерным обществом ОАО "Сахалинэнерго", а в настоящее время владельцем 86% акций является ОАО "Роснефть". В 2003 году на Охинской ТЭЦ произведен на условиях аренды ввод агрегата ГТУ-19 МВт на средства ООО "РН-Сахалинморнефтегаз". Установленная мощность Охинской ТЭЦ составляет 102 МВт. Она удалена от Центрального энергорайона на 143 км и осуществляет электроснабжение промышленных предприятий нефтегазовой отрасли и жилищно-коммунального сектора Охинского района и г. Оха (количество проживающих - 32,5 тыс. человек).

Новиковский энергоузел снабжается электроэнергией от ОАО "Новиковская дизельная электрическая станция", которая является 100% дочерним акционерным обществом ОАО "Сахалинэнерго". Установленная мощность ДЭС 4 МВт. Новиковская ДЭС работает изолированно и осуществляет производство и реализацию электрической энергии в п. Новиково на Тонино-Анивском полуострове Сахалинской области.

Децентрализованные энергоисточники расположены, в основном, в Курильских районах, а также в удаленных и труднодоступных населенных пунктах о. Сахалин, их суммарная установленная мощность составляет около 125 МВт.

В таблице 1.2.2 приведены показатели работы сахалинской энергосистемы за 1990-2005 годы. Как из нее следует, максимум электрической нагрузки в Центральном энергорайоне в 2005 году по сравнению с 2000 годом остался практически без изменения - 414 МВт, хотя в 2001 году и 2002 году наблюдалось его увеличение до 432-445 МВт (на 4,3-7,5%), в основном за счет холодных зим. По сравнению с 1990 годом произошло снижение максимума нагрузки более чем на 19%. Около 51% максимума нагрузки (212 МВт) покрывалось Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, 41% (170 МВт) - Сахалинской ГРЭС и около 8% (32 МВт) - Ногликской ГЭС.

В Охинском энергоузле за период 1990-2005 годов происходило снижение максимума нагрузки на 31% - с 52 до 36 МВт. В Новиковском энергоузле в этот период максимум нагрузки снизился в 2 раза, а с 2001 года остается неизменным.

Установленная мощность электростанций в Центральном энергорайоне за рассматриваемый период снизилась на 91 МВт (14%), в основном, за счет сокращения мощности блок-станций. В Охинском энергорайоне произошло увеличение установленной мощности на 19 МВт (18,6%), в Новиковском энергоузле установленная мощность не изменялась.

-------------------------------------------------------------------- --------------------------------------------

* До 2007 г. Охинская ТЭЦ входила в состав ОАО "Сахалинэнерго" как дочернее предприятие. В настоящее время собственником Охинской ТЭЦ является ОАО "НК "Роснефть".

* В 2004 году на Сахалинской ГРЭС произведена перемаркировка турбин ст. N 4-6 с мощности 55 МВт на мощность 50 МВт каждая из-за перевода на работу при пониженных параметрах пара. Суммарная установленная мощность ГРЭС при этом снизилась с 315 до 300 МВт.

1.3. Состояние генерирующих мощностей

Демонтаж оборудования в энергосистеме не производился с 2000 года, равным образом, как и ввод новых мощностей с 2004 года. В настоящее время электроснабжение центрального энергорайона (ЦЭР) Сахалина осуществляется от двух электростанций - Сахалинской ГРЭС и Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 общей установленной мощностью 525 МВт.

Сахалинская ГРЭС - самая старая электростанция энергосистемы ОАО "Сахалинэнерго", ввод первых турбоагрегатов производился в 1965-1966 годах (установленная мощность - 300 МВт).

В связи со списанием котлоагрегата ст. N 1 располагаемая мощность Сахалинской ГРЭС соответствует 250 МВт.

Главная проблема - существенный износ основного и вспомогательного оборудования Сахалинской ГРЭС, а именно: значительный износ турбин, генераторы выработали парковый ресурс, существующие здания и сооружения, в том числе котельное оборудование, не соответствуют необходимой сейсмической устойчивости, поверхности нагрева котлов требуют замены, существенно изношены гидротехнические сооружения, циркнасосное оборудование, циркводоводы, паропроводы, золошлакопроводы, электротехническое оборудование находятся в критическом состоянии.

Основное и вспомогательное оборудование с амортизировано на 100%, физический и моральный износ данного оборудования требует его замены, (результат длительной эксплуатацией с 1965 года). Работа оборудования в режиме ежедневных пусков и остановок, (до 2003 года в среднем 1 пуск КА в день и 0,6 пусков ТА; с 2004 по 2008 годы в среднем 1,5 пусков КА в день и 0,9 пусков ТА), как результат выработка паркового ресурса основного оборудования по пускам.

Котлоагрегаты:

Станина N	Тип котлов	Год пуска	Ресурс, часов	Наработка, часов	Производительность
					Т/ч	Гкал
2.	БКЗ-220-100Ф	1966	300000	87797	220	134,4
3.	БКЗ-220-100Ф	1967	300000	191405	220	134,4
4.	БКЗ-220-100Ф	1969	300000	164241	220	134,4
5.	БКЗ-220-100Ф	1971	300000	183494	220	134,4
6.	БКЗ-220-100Ф	1973	300000	181191	220	134,4

20 ноября 2006 года проектной организацией ОАО "Дальэнергосетьпроект" разработана "Схема развития Сахалинской энергосистемы до 2020 года". Данным документом проведен анализ технического состояния оборудования электростанций, а также особенности и перспективы энергопотребления региона. При этом определены следующие "узкие места" Сахалинской ГРЭС и основные выводы:

Наиболее аварийные и "узкие места"
Наработка паротурбинных агрегатов по "пускам-остановам" превышает норматив более чем в два раза	Необходимо обследование агрегатов по поводу продления ресурса до 2017-2018 года
Высокая степень износа зданий и сооружений, не соответствие современным требованиям сейсмоустойчивости	Требуется обследование фундаментов и капитальный ремонт зданий и сооружений

Эксплуатация электростанции после 2013-2014 года сопряжена с высокими рисками, а после 2017-2018 года не представляется возможной по техническому состоянию основного и вспомогательного оборудования, состоянию зданий и сооружений.

Не позднее 2015 года необходимо ввести в работу новую электростанцию мощностью 330 МВт для замещения Сахалинской ГРЭС.

Крайне важно приступить к проектированию новой электростанции (Сахалинской ГРЭС-2) в 2009-2010 годах, так как сроки реализации проекта (2011-2013 годы), обозначенные в ФЦП, существенно занижены и являются нереальными. Ориентировочный срок на проектирования и строительства Объекта фактически составит 7-8 лет, то есть новая станция, при условии начала проектирования в 2010 году, сможет быть введена в эксплуатацию не ранее 2017-2018 года, что является предельным и критичным сроком для Сахалинской энергосистемы.

Строительство объекта осуществляется в три очереди, при этом основные капиталоемкие затраты, связанные со строительством главного корпуса, объектов топливоподачи, объектов ХВО, АБК, монтаж котлотурбинного оборудования, строительство дымовой трубы и прочих объектов включены в первую очередь. В связи с ( этим основные затраты планируются на 2011-2014 годы до ввода первой очереди. Учитывая, что в планируемом графике основная поставка основного оборудования предусмотрена в 2011 - 2014 годах, ввод второй и третьей очереди запланирован на 2015, 2016 годы соответственно.

Затраты на реконструкцию оборудования Сахалинской ГРЭС соизмеримы со стоимостью строительства новой электростанции.

Наработка турбин Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 составляет 93,3% паркового ресурса, своевременная диагностика и замена базовых узлов турбин позволят продлить их парковый ресурс (таблица 1.3.1). Износ 3-х газотурбинных установок Ногликской ГТС из 4-х установленных составляет 50-70%. Парковый ресурс одного из турбогенераторов будет отработан в 2010 году. Для продления паркового ресурса требуется капитальный ремонт с заменой основных узлов. К 2015 году потребуется реконструкция станции, так как аналогичная ситуация возникнет на остальных 3-х турбогенераторах.

Режимы работы электростанций Центрального энергорайона на протяжении многих лет остаются напряженными из-за отсутствия пиковой мощности. Покрытие пиковой части графика электрических нагрузок приходится в основном на Сахалинскую ГРЭС, что ведет к многократным пускам-остановам оборудования ГРЭС. Ногликская ГТС несет полупиковую и пиковую нагрузку, Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 -в основном участвует в покрытии базисной нагрузки. Коэффициент использования установленной мощности Сахалинской ГРЭС в 2005 году составил 33,9%, Южно-Сахалинской ТЭЦ - 61,5% (таблица 1.3.2).

Таблица 1.3.1. Техническое состояние и качество эксплуатации основного оборудования электростанций

Показатель	Сахалинская ГРЭС	Южно-Сахалинская ТЭЦ-1
Год ввода	1965-1972	1976-1984
Завод изготовитель	ЛМЗ	ТМЗ
Количество турбин	6	3
Парковый ресурс, тыс. часов (норма)	270000	220000
Наработка с начала эксплуатации на конец 2002 года, тыс. часов	178610	205922
Парковый ресурс по количеству пусков (норма)	900	600
Количество пусков с начала эксплуатации (факт)	1865	186
Год достижения паркового ресурса по количеству пусков	1995-1998	-

Источник: Развитие сахалинской энергосистемы на период до 2010 года и на перспективу до 2020 года/ОАО "Дальэнергосетьпроект". - Владивосток, 2007 - 132 с.

Таблица 1.2.2. Электрические нагрузки энергорайонов острова Сахалин в 1990-2008 годах.

Показатель	Год											Среднегодовые изменения, %
	1990	1995	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	1995 2000	2001 2000	2002 2001	2003 2002	2004 2003	2005 2004	2006 2005	2007 2006	2008 2007
Центральный энергорайон
Дата максимума нагрузки	23	12	13	15	30	21	31	26	12	18	17
	янв.	янв.	дек.	янв.	дек.	янв.	янв.	янв.	янв.	янв.	янв.
Максимум нагрузки, МВт	514	440	413	445	432	420	415	414	421	419	433	-2,95	7,75	-2,92	-2,78	-1,19	-0,24	1,69	-0,48	3,34
Число часов использования максимума	5348	4997	5290	5003	5113	5445	5473	5561	5604	5674	5440
Установленная мощность электростанций, МВт	664	669	588	588	588	588	573	573	573	573	573
в том числе:
СГРЭС	315	315	315	315	315	315	300	300	300	300	300
ЮС ТЭЦ-1	225	225	225	225	225	225	225	225	225	225	225
ОАО "НГЭС"			48	48	48	48	48	48	48	48	48
блок-станции	124	129
Охинский энергоузел
Максимум нагрузки, МВт	52	44	39	37	36	36,5	37	36	37,5	37,5	39	-2,5	-5,0	-2,7	1,4	1,4	-2,7
Число часов использования максимума	5900	6070	6360	6620	6530	6410	6380	6750	6500	6600	6500
Установленная мощность электростанций, МВт	86	75	83	83	83	83	102	102	101	99	99
Новиковский энергоузел
Максимум нагрузки, МВт	2	2	1	1	1	1	1	1	1	1	1	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использования максимума	3685	3043	4652	4322	3996	4141	3930	3546	2842	2534	2364
Установленная мощность электростанций, МВт	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4

Источник: Данные предприятий энергетики.

Таблица 1.3.2. Показатели работы электростанций ОАО "Сахалинэнерго" (состояние 2005 года) и ОАО "Охинская ТЭЦ"

Показатель	ОАО "Сахалинэнерго"	В том числе:		ОАО "Охинская ТЭЦ"
		Сахалинская ГРЭС	Южно-Сахалинская ТЭЦ-1
Коэффициент использования установленной мощности, %	46,2	30,3	67,3	26,8
Выработка электроэнергии, млн. кВт час	2124	797	1327	240
Расход электроэнергии на собственные нужды, млн. кВт час/% от выработки электроэнергии	319/15,0	115,4/14,5	203,8/15,4	37,0/15,4
Удельный расход условного топлива
- на отпуск электроэнергии, г у. т./кВт-час	447,9	574,9	370,8	460,0
- на отпуск тепла, кг у. т./Гкал	152,3	211,5	151	156,0

Удельный расход топлива на производство электроэнергии и тепла электростанциями ОАО "Сахалинэнерго" превышает средние показатели по стране и по ОЭС Востока. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций ОАО "Сахалинэнерго" в 2005 году составил 15% от общей выработки, что соответствует нормативным показателям.

На час прохождения годового максимума энергосистемы за 2006 год (12.01.2006) (рис. 1.3.1) фактический резерв мощности составил 16% от максимума нагрузки. В период прохождения максимума нагрузок ограничения потребителей не вводились.

На час прохождения годового максимума энергосистемы за 2007 год (18.01.2007) (рисунок 1.3.2) фактический резерв мощности составил 21% от максимума нагрузки. В период прохождения максимума нагрузок ограничения потребителей не вводились.

На час прохождения годового максимума энергосистемы за 2008 год (17.01.2008) (рисунок 1.3.3) фактический резерв мощности составил 20% от максимума нагрузки. В период прохождения максимума нагрузок ограничения потребителей не вводились.

Число часов использования располагаемой мощности электростанций Центрального энергорайона в 2005 году составило:

- Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 5380 часов;

- Сахалинской ГРЭС - 3570 часов;

- Ногликская ГЭС - 4090 часов;

- Новиковская ДЭС - 887 часов.

В Охинском энергоузле баланс мощности складывался при более значительной, чем в Центральном энергорайоне, величине фактического резерва мощности - 175% от максимума нагрузки. Число часов использования располагаемой мощности Охинской ТЭЦ в 2005 году составило 2350 часов.

1.4. Топливоснабжение электростанций

На тепловых электростанциях Сахалинской энергосистемы используется уголь, газ и жидкое топливо. В 2008 году на электростанциях ОАО "Сахалинэнерго" было израсходовано около 1,07 млн. т у. т. органического топлива, в том числе: 1,06 млн. т у. т. угля и 13,3 тыс. т у. т. жидкого топлива (таблица 1.4.1).

Уголь сжигается на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и Сахалинской ГРЭС. Если раньше на Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 значительную часть угля поставляли с материка (ургальский, нерюнгринский, кузнецкий, черемховский), то с 2005 года на ТЭЦ начали использовать только угли сахалинских месторождений. Поставки угля на станции осуществляет ООО УК "Сахалинуголь", а так же альтернативные поставщики.

Таблица 1.4.1. Потребление топлива на электростанциях Сахалинской области, тыс. т у. т. (состояние 2008 года)

Электростанция	Всего	в том числе:
		уголь	газ	мазут	дизтопливо
Сахалинская ГРЭС	400	390		9,5
Южно-Сахалинская ТЭЦ-1	670	667		2,8
Новиковская ДЭС	1,0				1,0
ОАО "Охинская ТЭЦ"	166		166
ОАО "Ногликская ГЭС"	93		93
Всего по Сахалинской области	1330	1057	259	12,3	1,0

Источник: данные предприятий энергетики.

На Охинской ТЭЦ и Ногликской ГЭС основным и резервным топливом является природный газ северных месторождений суши, аварийным - сырая нефть, поставки которых производит ООО "РН-Сахалинморнефтегаз". В 2005 году на Охинской ТЭЦ было израсходовано 144 млн. куб. м газа, на Ногликской ГТЭС - 81 млн. куб. м.

На районной (пиковой) котельной г. Южно-Сахалинска используется анивский газ (поставщик ОГУП "Сахалинская нефтяная компания"), на ДЭС Новиковского энергоузла - дизельное топливо. В 2005 году расход анивского газа составил 9 млн. куб. м, дизельного топлива - 1 тыс. т.

Высокий уровень цен на топливо, особенно на уголь, и содержание протяженных линий электропередачи обуславливают высокую себестоимость электроэнергии: себестоимость производства, передачи и распределения электроэнергии по энергосистеме в целом за 2005 год составила 2,14 руб./кВт-час, в 2006 году она возросла до 2,36 руб./кВт-час. Составляющие себестоимости производства 1 кВт-час электроэнергии субъектов потребительского рынка Сахалинской энергосистемы приведены в таблице 1.4.2.

Таблица 1.4.2. Себестоимость производства электроэнергии на электростанциях ОАО "Сахалинэнерго", руб./кВт-час (состояние 2008 года)

Статья калькуляции	Всего	Сахалинская ГРЭС	Южно-Сахалинская ТЭЦ-1
1. Топливо	0,88	1,00	0,81
2. Условно-постоянные расходы	0,58	0,77	0,36
- амортизация основного оборудования	0,03	0,04	0,02
- заработная плата	0,08	0,12	0,06
- прочие расходы	0,46	0,61	0,27
Всего	1,45	1,76	1,16

Источник: ОАО "Сахалинэнерго.

* себестоимость производства приведена без учета общесистемных расходов

Анализ составляющих себестоимости производства электроэнергии в Сахалинской энергосистеме за 2008 год показывает, что основная часть затрат на Сахалинской ГРЭС и Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, как и в предыдущие годы, приходится на топливную составляющую - 56 и 69% соответственно. По энергосистеме в целом доля затрат на топливо составила 60%, доля прочих затрат - около 40%.

1.5. Электрические сети

В Сахалинской энергосистеме действует шкала напряжений - 220/110/35/10-6 кВ. В Центральном энергорайоне получили развитие электрические сети всех классов напряжения. В изолированных энергоузлах действуют электрические сети только низкого напряжения: в Охинском энергоузле - 35 кВ и ниже, в Новиковском - 6/0,4 кВ. Физическое состояние электрических сетей в Охинском энергоузле удовлетворительное, но схема сетей не отвечает требованиям надёжности, поскольку представлена одноцепными, радиальными линиями электропередачи.

Сети 220 кВ Центрального энергорайона представлены линиями электропередачи, которые протянулись с севера (ПС Ноглики) на юг (Южно-Сахалинской ТЭЦ-1) острова на расстояние более 500 км. Схема ВЛ 220 кВ выполнена в виде двух колец, в северной и южной точках которых расположены электростанции - Сахалинская ГРЭС и Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 соответственно.

Сети 110 кВ получили развитие в основном в южной части острова, в том числе в г. Южно-Сахалинск. В центральной части острова функционируют три радиальные ВЛ 110 кВ. В Центральном энергорайоне функционируют ВЛ, выполненные в габаритах 110 кВ.

Суммарная протяжённость воздушных линий электропередачи 220-110-35 кВ в Центральном энергорайоне составляет 2112 км, мощность 86 трансформаторных подстанций 220-110-35 кВ - 1709,6 MBА (таблица 1.5.1).

Таблица 1.5.1. Протяженность линий электропередачи и мощность трансформаторов подстанций 35-220 кВ в Центральном энергорайоне (состояние на 01.01.2009)

Показатель	Напряжение
	35 кВ	110 кВ	220 кВ
1. Протяжённость линий электропередачи в одноцепном исчислении (по цепям), км	849	257	1006
2. Количество и трансформаторная мощность ПС:
- штук;	60	14	12
- МВА	303,6	486	920

За последние 5 лет протяжённость ВЛ 220 и 110 кВ не изменилась (из-за отсутствия вводов), трансформаторная мощность подстанций увеличилась на 67,6 МВА. В связи со сложной финансово-экономической ситуацией в ОАО "Сахалинэнерго" в период 2001-2005 годов развитие схемы сетей 220-110 кВ энергорайона носило ограниченный характер.

На сегодня не завершена реконструкция (с приведением в соответствие с тяжелыми расчётно-климатическими условиями) следующих ВЛ 220 кВ:

ВЛ 220 кВ	Выполненный объём реконструкции, %
Сахалинская ГРЭС - Краснопольская	20
Макаровская - Ильинская	68,3
Красногорская - Ильинская	32,4

Требуется реконструкция пяти ВЛ-220 кВ (Д1, 4, 5, 7, 9). Построены в соответствии с действующими РКУ четыре ВЛ-220 кВ (Д11, 13, 15, 17).

Не завершено строительство ВЛ 220 кВ Ноглики - Даги - Оха, которая была предназначена для присоединения Охинского энергоузла к Центральному энергорайону (построено 40 км из 223 км). Строительство было прекращено в начале перестройки из-за дефицита денежных средств и отсутствия заинтересованных инвесторов, ввиду убыточности проекта из-за прогнозируемого высокого ровня технологических потерь, связанных с большой протяженностью линии.

Действующая схема сетей 110-220 кВ Центрального энергорайона не позволяет обеспечить электроснабжение потребителей с требуемой степенью надёжности вследствие следующих причин:

- технологическое состояние более 50% ВЛ 220-110 кВ не соответствует расчётно-климатическим условиям (РКУ) о. Сахалин, требуется реконструкция этих ВЛ с заменой провода и установкой дополнительных опор (таблица 1.5.2);

- достигли нормативного срока службы 49% ВЛ 220 кВ (Южно-Сахалинская -Углезаводская, Ильинская - Углезаводская, Сахалинская ГРЭС - Макаровская) и 12% ВЛ 110 кВ (Сахалинская ГРЭС - Поронайская, Южно-Сахалинская - Корсаковская), превысил 25 лет срок службы оборудование 100% на ПС 220 кВ и 86% на ПС 110 кВ. Более 40 лет (нормативный срок службы) эксплуатируются 61% ВЛ 110 кВ и 49% ВЛ 220 кВ;

- на семи подстанциях 110-220 кВ загрузка трансформаторов с учетом выданных техусловий превышает нормируемую (таблица 1.5.3);

- на семи ПС 220 кВ установлены отделители и короткозамыкатели вместо масляных выключателей, требуемых нормами при размещении ПС в четвёртом и особом районах по гололёду;

- на семи ПС 220 кВ установлено по одному трансформатору (вместо двух по проекту ПС);

- значительная часть потребителей запитана от тупиковых ВЛ;

- отсутствуют современные, надёжные устройства плавки гололеда (УПГ) и датчики для обнаружения гололёда на ВЛ: устарели имеющиеся установки плавки гололёда постоянным током на Сахалинской ГРЭС и ПС Ильинская, которые не обеспечены запчастями;

- не реализованы проекты реконструкции с разработкой схем плавки гололёда для ВЛ 220 кВ Сахалинская ГРЭС - Краснопольская и ВЛ 110 кВ Южно-Сахалинская - Южная, Холмская - Холмск - Южная - Невельская - Горнозаводская.

Таблица 1.5.2. Оценка состояния и загрузки ВЛ 110-220 кВ в Центральном энергорайоне (состояние на 01.01.2009)

Характеристика ВЛ	Линии электропередачи напряжением:
	110	кВ	220 кВ		Всего
	км	%	км	%	км	%
1. Протяженность ВЛ	257	100	1006	100	1263	100
2. ВЛ, загрузка которых превышает экономическую	63,24	25	-	-	63,24	5
3. ВЛ, достигшие нормативного срока службы (более 40 лет)	155,8	61	489	49	645	51
4. ВЛ, требующие реконструкции	257	100	289	29	546	54

Таблица 1.5.3. Оценка состояния и загрузки ПС 220-110 кВ в Центральном энергорайоне (состояние на 01.01.2006)

Характеристика ПС	Подстанции напряжением:
	110 кВ		220	кВ	Всего
	шт.	%	шт.	%	шт.	%
1. Количество ПС, всего	14	100	12	100	26	100
2. Количество ПС, на которых загрузка трансформаторов, с учётом выданных техусловий, превышает нормируемую	7	50	1	8,3	6	23
3. Количество ПС, на которых срок службы трансформаторов превышает 25 лет	12	86	12	100	24	92

Техническое состояние электрических сетей напряжением 35 кВ так же требует их частичной реконструкции и замены, деревянные опоры имеют высокую степень загнивания (на 210 опор подъём запрещён из-за высокой степени загнивания).

Основными причинами аварийного состояния части ВЛ 35 кВ, выполненных на деревянных опорах являются:

- полный амортизационный износ большинства ВЛ;

- высокая степень загнивания опор;

- отсутствие специальной линейной техники, транспорта, запчастей, а также финансовых средств на полное восстановление ВЛ.

На ВЛ 35 кВ необходимо заменить до 30% опор от общего количества. Схема электрических сетей 35 кВ не отвечает современным требованиям надёжности по следующим причинам:

- достигли нормативного срока службы (40 лет и более) 155,6 км ВЛ 35 кВ (18% от общей протяжённости ВЛ 35 кВ);

- более 26 лет эксплуатируются 545,8 км (62% от общей протяженности ВЛ 35 кВ), то есть к концу рассматриваемого периода их ресурс будет полностью исчерпан;

- отработали более 25 лет трансформаторы и другое оборудование на 44 на 44 ПС 35 кВ из 60, находящихся в эксплуатации;

- 30 штук ПС 35 кВ (47% от общего количества) присоединены к сетям энергосистемы одноцепными, радиальными ВЛ 35 кВ, аварийное (или ремонтное) отключение которых влечёт за собой ограничение нагрузки питающихся от ПС потребителей;

- в энергосистеме 17 однотрансформаторных ПС 35 кВ, отключение которых также приводит к ограничению нагрузок потребителей.

Учитывая ограниченную пропускную способность существующей сети 35-110 кВ г. Южно-Сахалинска и ожидаемый рост нагрузки в районе действующих ПС 35 кВ Хомутово и Троицкая, усиление электрических сетей этого района предусматривается за счёт сооружения в районе ПС 35 кВ Хомутово и Троицкая новых центров питания сети 110 кВ, а также ПС-110 кВ Центр-2 и Юго-Западную.

1.6. Проблемы функционирования Сахалинской электроэнергетики

Наиболее острыми проблемами Сахалинской энергосистемы являются:

1. Технологическая изолированность и отсутствие связи с объединенной энергосистемой.

2. Нормативный и фактический дефицит мощности (73 МВт) и высокие технологические риски, связанные с высоким уровнем износа и дефицитом генерирующих мощностей в условиях изолированности (из-за отсутствия резерва мощности в 2008 году 31 раз вводились ограничения потребителей).

3. Отсутствие маневренных мощностей, способных обеспечить эффективное регулирование мощности в условиях высокой неравномерности суточного графика потребления электроэнергии.

4. Критическая экологическая ситуация в областном центре, связанная с высоким уровнем загрязнённости атмосферного воздуха.

Изолированность Сахалинской энергосистемы, сложные природно-климатические условия и ограниченное количество источников генерации определяют остроту и необходимость оперативного решения изложенных проблем.

В силу сложившихся обстоятельств ОАО "Сахалинэнерго" является крупнейшей компанией, обеспечивающей энергоснабжение области.

Также серьезными проблемами в работе Сахалинской энергосистемы являются высокий износ основных производственных фондов, отсутствие резерва мощности, наличие технологических ограничений в подключении новых потребителей и существенный дефицит средств для поддержания, модернизации и обновления основных производственных фондов энергосистемы.

Основной проблемой ОАО "Сахалинэнерго" является дефицит финансовых средств. Финансирование техперевооружения и реконструкции энергообъектов, которое производится за счет собственных средств ОАО "Сахалинэнерго", явно недостаточно и не обеспечивает даже половины фактической потребности капиталовложений (таблица 1.6.1). Основной причиной недостаточного финансирования мероприятий по реконструкции в течение 2000-2004 годов является высокий уровень коммерческих потерь (хищений) в энергосистеме.

Таблица 1.6.1. Показатели освоения капитальных вложений в программах техперевооружения и реконструкции ОАО "Сахалинэнерго"

Показатель	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Запланировано освоить по программе, млн. руб.	30,4	63	102,4	99,8	167,8	138,4
Фактическое освоение капиталовложений, млн. руб.	7,5	5,9	37,5	52,8	78,3	139,6
Освоено от запланированных, %	25	9,3	36,6	52,9	46,7	100,9

Привлечение ОАО "Сахалинэнерго" дополнительных заёмных средств для этих целей либо привлечение средств сторонних инвесторов представляется невозможным либо маловероятным, по причине того, что "Сахалинэнерго" уже достигло своих лимитов по кредитным позициям и существующий объём задолженности является критически высоким. Российские внешние крупные инвесторы отказались участвовать в проектах Сахалинской энергосистемы в силу их низкой либо нулевой коммерческой эффективности и социальной направленности, иностранные же инвесторы всегда требуют гарантий возврата вложенных средств, притом, что источники возврата определить пока не удаётся.

Учитывая изложенное, необходимыми задачами для ОАО "Сахалинэнерго" и Правительства Сахалинской области на ближайшую перспективу являются активизация работы и принятие решений о способах и источниках финансирования инвестиционных проектов Сахалинской энергосистемы, без реализации которых энергетика не сможет обеспечивать заданные темпы социально-экономического развития области. Кроме того, возрастут риски возникновения чрезвычайных ситуаций и техногенных катастроф.

В генерации централизованной энергосистемы о. Сахалин имеется много проблем, решение по которым откладывается из года в год по этой же причине - недостатка финансирования. Перечень "узких мест" в генерации и предложения по их устранению приведены в таблице 1.6.2.

Проблемной остается техническое состояние Сахалинской ГРЭС, которое не позволяет нести нагрузку свыше 190 МВт в связи с отсутствием 22 ступени лопаточного аппарата турбин и неудовлетворительного состояния циркуляционной системы (низкий вакуум), нуждающейся в реконструкции.

Сахалинская ГРЭС - самая старая электростанция энергосистемы ОАО "Сахалинэнерго", ввод первых турбоагрегатов производился в 1965-1966 годах (установленная мощность - 300 МВт).

В связи со списанием котлоагрегата ст. N 1 располагаемая мощность Сахалинской ГРЭС соответствует 250 МВт.

Главная проблема - существенный износ основного и вспомогательного оборудования Сахалинской ГРЭС, а именно: значительный износ турбин, генераторы выработали парковый ресурс, существующие здания и сооружения, в том числе котельное оборудование, не соответствуют необходимой сейсмической устойчивости, поверхности нагрева котлов требуют замены, существенно изношены гидротехнические сооружения, циркнасосное оборудование, циркводоводы, паропроводы, золошлакопроводы, электротехническое оборудование находятся в критическом состоянии.

Основное и вспомогательное оборудование с амортизировано на 100%, физический и моральный износ данного оборудования требует его замены, (результат длительной эксплуатацией с 1965 года). Работа оборудования в режиме ежедневных пусков и остановов, (до 2003 года в среднем 1 пуск КА в день и 0,6 пусков ТА; с 2004 по 2008 годы в среднем 1,5 пусков КА в день и 0,9 пусков ТА), как результат выработка паркового ресурса основного оборудования по пускам.

Котлоагрегаты:

Станина N	Тип котлов	Год пуска	Ресурс, часов	Наработка, часов	Производительность
					Т/ч	Гкал
2.	БКЗ-220-100Ф	1966	300000	87797	220	134,4
3.	БКЗ-220-100Ф	1967	300000	191405	220	134,4
4.	БКЗ-220-100Ф	1969	300000	164241	220	134,4
5.	БКЗ-220-100Ф	1971	300000	183494	220	134,4
6.	БКЗ-220-100Ф	1973	300000	181191	220	134,4

20 ноября 2006 года проектной организацией ОАО "Дальэнергосетьпроект" разработана "Схема развития Сахалинской энергосистемы до 2020 года". Данным документом проведен анализ технического состояния оборудования электростанций, а также особенности и перспективы энергопотребления региона. При этом определены следующие "узкие места" Сахалинской ГРЭС и основные выводы:

Наиболее аварийные и "узкие места"
Наработка паротурбинных агрегатов по "пускам-остановам" превышает норматив более чем в 2 раза
Высокая степень износа зданий и сооружений, не соответствие современным требованиям сейсмоустойчивости

Эксплуатация электростанции после 2013-2014 годов сопряжена с высокими рисками, а после 2017-2018 годов не представляется возможной по техническому состоянию основного и вспомогательного оборудования, состоянию зданий и сооружений.

Не позднее 2013-2014 годов необходимо ввести в работу новую электростанцию, мощностью 330 МВт для замещения Сахалинской ГРЭС.

Состояние всех котлоагрегатов, турбинного оборудования оценивается как неудовлетворительное. Схема электрической сети не отвечает современным требованиям надёжности, так как механические характеристики значительной части ВЛ не соответствуют фактическим гололёдно-ветровым нагрузкам острова. Амортизация вспомогательного оборудования составляет 100%. Для повышения надёжности и эффективности функционирования схемы сети требуется:

- реконструировать 600 км ВЛ 220 кВ, около 170 км ВЛ 110 кВ, 550 км ВЛ 35 кВ с приведением их механических характеристик в соответствие с фактическими гололёдно-ветровыми нагрузками о. Сахалин;

- реконструировать 8 ПС 220 кВ с установкой элегазовых выключателей вместо отделителей и короткозамыкателей;

- установить вторые трансформаторы на однотрансформаторных пяти ПС 220 кВ и девятнадцати ПС 35 кВ;

- полностью заменить газоочистные установки;

- решить вопрос надёжной защиты ВЛ от гололёда с внедрением современных УПГ (с плавным регулированием тока плавки) и средств контроля за гололёдными нагрузками с передачей информации на диспетчерский пункт энергосистемы с использованием спутниковой связи.

Ситуация по присоединению к сетям электроснабжения новых потребителей.

В результате дефицита и износа существующих электросетевых мощностей и одновременно в результате строительства на юге Сахалина жилых и производственных объектов, появились существенные ограничения по подключению объектов жилищного и производственного назначения в южной части острова.

Фактически, сформировалась очередь из владельцев вновь построенных объектов жилого и производственного назначения, которые не имеют возможности подключиться к энергоснабжению. Количество таких граждан и предприятий растёт. Резервы энергосистемы по подключению новых потребителей исчерпаны и сетевое хозяйство юга Сахалина, в частности южной части г. Южно-Сахалинска, в настоящее время несёт предельную нагрузку, что определяет повышенные риски надёжности энергоснабжения потребителей.

Данная ситуация становится значительным препятствием для развития и сохранения жилищного строительства на юге области, а так же для возведения новых объектов производственного характера.

Очевидно, что без строительства дополнительных линий электропередачи, строительства и расширения подстанций данная ситуация будет только усугубляться.

Таблица 1.6.2. Перечень "узких мест" объектов генерации о. Сахалин

Наиболее аварийные и "узкие места"	Предложения по устранению
Южно-Сахалинская ТЭЦ-1
1. Отсутствие резервного источника для пуска Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 "с нуля" при отсутствии связи с Сахалинской ГРЭС из-за ремонта или аварийного отключения двух ВЛ	1. Установка на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 ГТУ или ДЭС суммарной мощностью не менее 9 МВт
2. Наличие разрыва между установленной и располагаемой мощностью в летний период 98-120 МВт из-за недостатка охлаждающих устройств технического водоснабжения	2. Увеличение теплофикационной выработки в летний период
3. Сжигание на станции непроектного бурого угля (до 87%)	3. Перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на природный газ
4. Ежегодная подготовка резервной емкости на золоотвале путем вывозки золошлаковой смеси	4. Необходимость мероприятия отпадает при переводе оборудования на сжигание природного газа
5. Значительная наработка числа часов использования турбины ст. N 1 (достижение паркового ресурса в 2008 году)	5. Принято решение по продлению ресурса
6. Заполнение золоотвала	6. Строительство новой карты золоотвала в случае не решения вопроса перевода Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на природный газ в период до 2001 года
Сахалинская ГРЭС
1. Неудовлетворительная работа конденсаторов турбогенераторов	1. Введение в работу системы КСПО для чистки трубных пучков конденсаторов
2. Частый выход из строя электродвигателей вспомогательных механизмов из-за длительного срока эксплуатации	2. Приобретение роторов для электродвигателей ДАЗО (ШБМ, БН, ДС) - 750 оборотов/мин.
3. Неудовлетворительная работа водозаборного ковша	3. Восстановление южной дамбы. Выполнение программы повышения надежности работы
4. Наработка паротурбинных агрегатов по "пускам-остановам" превышает норматив в два раза	4. Требуется строительство Сахалинской ГРЭС-2
5. Высокая степень износа зданий и сооружений, не соответствие современным требованиям сейсмоустойчивости	5. Требуется строительство Сахалинской ГРЭС-2
Новиковская ДЭС
1. Работа оборудования ДЭС неэкономична из-за снижения электрической нагрузки энергоузла (менее 1 МВт), морально и физически устаревшего установленного оборудования	1. Для снижения затрат необходима замена оборудования ДЭС на оборудование соответствующей мощности и технических параметров
Охинская ТЭЦ
1. Наработка двойного паркового ресурса паротурбинных агрегатов ст. N 4-6	1. ВТИ дополнительно продлит парковый ресурс до 2008 - 2010 годов
2. Проблема сейсмостойкости главного корпуса I и II очереди ТЭЦ	2. Разгрузка путем замены железобетонных плит покрытий и стеновых панелей на легкие металлические конструкции
3. Неустойчивая и неэкономичная работа агрегата ГТУ-19	3. Наладка работы силами специалистов из Швеции и подготовка эксплуатационного персонала на ТЭЦ

Острой проблемой для ОАО "Сахалинэнерго" являются высокие потери электроэнергии, что связано, с одной стороны, с большой протяженностью линий электропередачи и неудовлетворительным их состоянием, а с другой - с хищениями электроэнергии. С 2004 по 2008 год потери электроэнергии в сетях снижены с 36% до 23,6% (рисунок 1.6.1).

Таблица 1.6.3. Динамика собственных нужд электростанций и потерь электроэнергии в сетях ОАО "Сахалинэнерго", млн. кВт-час/год

Показатель	2001 год	2002 год	2003 год	2004 год	2005 год	2006 год	2007 год	2008 год
Электропотребление	2 213.592	2 148.152	2 197.064	2 172.184	2 194.983	2 230.110	2 233.333	2 218.887
Производство электроэнергии (выработка собственных станций ОАО)	2 023.748	1 977.756	2 053.176	2 082.307	2 106.789	2 149.227	2 151.228	2 124.165
Собственные нужды электростанций ОАО	327.143	310.907	320.829	313.340	317.960	327.522	318.733	319.213
Покупка электроэнергии	189.844	170.396	143.888	89.877	88.194	80.883	82.105	94.722
Отпуск электроэнергии в сеть	1 886.449	1 837.245	1 876.235	1 846.269	1 863.534	1 888.290	1 900.541	1 886.548
Потери электроэнергии в сетях, всего	488.278	539.121	600.798	664.699	622.267	581.825	529.153	444.646
в том числе:
- технологические	271.801	266.701	271.088	257.083	255.362	256.572	260.261	269.127
- коммерческие	216.477	272.420	329.710	407.616	366.905	325.253	268.892	175.519
Доля потерь в сетях в % от отпуска в сеть	25.88%	29.34%	32.02%	36.00%	33.39%	30.81%	27.84%	23.57%
Расход эл/эн на производственные и хозяйственные нужды	16.597	15.209	29.831	30.035	32.475	12.999	13.402	11.847
Полезный отпуск электроэнергии	1 381.574	1 282.915	1 245.606	1 151.535	1 208.792	1 293.466	1 357.986	1 430.055

Источник: ОАО "Сахалинэнерго"

В период 2008-2010 годов ОАО "Сахалинэнерго" завершит внедрение системы АСКУЭ у бытовых и мелкомоторных потребителей. Это позволит осуществлять точный учет отпущенной электроэнергии и существенно снизить коммерческие потери. Стоимость работ по проекту в 2008-2010 годах составит 180 млн. рублей.

В целом даже при 100% выполнении мероприятий федеральной целевой программы "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года" дефицит средств на обеспечение стабильной работы энергосистемы с учетом развития региона составит около 45 млрд. рублей (таблица 1.6.4).

Таблица 1.6.4. Потребность Сахалинской энергосистемы на первоочередные мероприятия в период до 2015 года для обеспечения ее удовлетворительного функционирования, млн. рублей:

	2009	2010	2011	2012	2013
Газификация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (перевод существующих котлов на газ)		400	250	207	200
Дефицит внебюджетного финансирования по федеральной целевой программе "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года"	1170	2330	12180
Средства на разработку проектно-сметную документацию на строительство Сахалинской ГРЭС- 2	500	1000
Недостаток финансирования мероприятий ФЦП (от запланированных программой объемов): 1. ГРЭС-2	15000
2. Передающие электрические сети	7440
3. Строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (в ценах соответствующих лет)	3500
Средства на поддержание Сахалинской ГРЭС (до вывода из эксплуатации)		619,3	767,7	672,4	433,1
Недостаток оборотных средств для выполнения инвестиционных и ремонтных программ Сахалинской энергосистемы		220,3	254,2	245,3	283,5
Итого	47673

1.7. Потенциальные возможности и направления развития электроэнергетики

Направления развития Сахалинской электроэнергетики определяются социально-экономическим развитием области, масштабами освоения ресурсов нефти и газа Сахалинского шельфа, развитием нефте- и газотранспортной сети, вовлечением в эксплуатацию новых угольных месторождений.

Основными стратегическими задачами являются:

- повышение эффективности использования электрической энергии;

- обеспечение стабильной, бесперебойной работы предприятий энергосистемы и надежности электро- и теплоснабжения потребителей;

- реконструкция действующих электростанций;

- замещение выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС с использованием высокоэкономичного, эффективного, маневренного оборудования;

- обеспечение надёжного и устойчивого функционирования схемы электрических сетей с учётом рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими;

- сокращение потерь электроэнергии в сетях общего пользования;

- улучшение экологической ситуации в области.

В связи с тяжелым положением на Сахалинской ГРЭС (ОАО "Сахалинэнерго") после 2015 года требуется демонтаж оборудования и вывод Сахалинской ГРЭС из эксплуатации.

Для замещения мощностей выбывающей Сахалинской ГРЭС выбран вариант строительства нового энергоисточника, мощность и размещение которого зависят от масштабов развития экономики области. Проанализирована также возможность и целесообразность передачи электроэнергии Сахалинской области в ОЭС Востока и на экспорт. Наиболее оптимальным топливом для нового энергоисточника считается бурый уголь Солнцевского месторождения, расположенного в Углегорском районе.

По современным экономическим оценкам удельные капитальные вложения в строительство газовой станции в 1,6 раза ниже, чем в строительство угольной. При этом проекты строительства угольной и газовой станции будут иметь равные приведенные затраты за весь период эксплуатации при цене газа около 125 долл./1000 куб. м и цене угля на Солнцевском месторождении 590 руб./т. Полученное значение цены газа соответствует уровню мировых цен за вычетом затрат на транспорт до потребителей. В связи с этим, решение о виде топлива для новой электростанции должно приниматься с учетом:

- ситуации в угольной промышленности Сахалинской области;

- конъюнктуры цен мирового рынка природного газа (или СПГ);

- результатов сравнения экономической эффективности строительства объектов. Результаты выполненных исследований по эффективности передачи электроэнергии с Сахалинской области в ОЭС Востока показывают, что при прогнозируемых ценах на сахалинский газ 60-70 долл./1000 куб. м затраты на производство транспорт электроэнергии от Сахалинской КЭС на газе будут сопоставимы со стоимостью электроэнергии, производимой на новых угольных КЭС в ОЭС Восток; Однако, повышение цен на газ до уровня равновесных с мировыми (115-14 долл./1000 куб. м) делает неэкономичной передачу Сахалинской электроэнергии (с КЭС на газе) в ОЭС Востока.

Имеющиеся оценки о целесообразности экспорта электроэнергии Сахалинской области в Японию показывают, что реализация проекта дает положительный энергоэкономический и финансовый эффекты. Эффективность проекта возрастает в случае, если наряду с экспортом реализуется эффект объединения электроэнергетических систем России и Японии (так называемый эффект "разносезонности" годовых максимумов нагрузки) с сооружением линии электропередачи, связывающей о. Сахалин с материком.

Несмотря на потенциальную эффективность проекта энергомоста, представители энергетических компаний Японии отказались от его возможной реализации в связи с тем, что покрытие электрических нагрузок до 2020 года, по их оценкам, будет полностью обеспечено собственными генерирующими мощностями на действующих и задельных энергетических объектах. Поэтому до 2020 года проект энергомоста "Сахалин-Япония" реализован не будет.

Учитывая вышесказанное, для строительства новой станции взамен выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС выбран вариант строительства новой ГРЭС-2 на базе Солнцевского буроугольного месторождения.

В ближайшее время потребуется реконструкция и расширение Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, обусловленные не только старением существующего оборудования, но и ростом в перспективе тепловой и электрической нагрузок южной части о. Сахалин и, прежде всего, г. Южно-Сахалинска.

Развитие газодобычи в Сахалинской области обуславливает возможность использования газа на электростанции с применением новых современных, эффективных технологий производства электроэнергии.

Поэтому принято решение о переводе Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на природный газ путем строительства 4-го энергоблока и поэтапным переводом существующего оборудования электростанции (по одному котлу в год, начиная с 2011 года).

Фактически речь идет о техническом перевооружении Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, целью которого является превращение ее в современную эффективную газовую ТЭЦ. Только в этом случае возможно получение максимального эффекта от использования природного газа для выработки электроэнергии и тепла в областном центре.

Модернизация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, с переводом ее на газ, как основного источника энергоснабжения, является главным социальным проектом, так как только ввод 4-го блока позволит увеличить тепловую и электрическую мощность станции, создать нормативный технологический резерв в энергосистеме, обеспечить выравнивание пиков электрических нагрузок в работе энергосистемы, обеспечить возможность безболезненного выведения отработавших срок эксплуатации мощностей Сахалинской ГРЭС в период строительства новой станции.

Перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на газ позволит решить следующие проблемы, связанные с функционированием существующей электростанции:

- заполнение золоотвалов Южно-Сахалинской ТЭЦ-1;

- удорожание топлива вследствие сложной схемы его доставки на Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1;

- экологические проблемы в городе Южно-Сахалинске;

- увеличить маневренность энергетического оборудования;

- создать нормативный технологический резерв мощностей в изолированной энергосистеме;

- увеличить уровень энергобезопасности;

- снизить эксплуатационные затраты, вызванные сжиганием непроектного угля.

В настоящее время выработка основного генерирующего оборудования станции составляет более 73% паркового ресурса, при этом эксплуатация ее осложнена серьезными проблемами - отсутствием площадей для золоотвалов, удорожанием топлива вследствие сложной схемы его доставки, низкой маневренностью энергетического оборудования, неудовлетворительной экологической ситуацией из-за расположения ТЭЦ в границах города.

Существующий объект имеет установленную электрическую мощность 225 МВт, которой недостаточно для обеспечения существующего и перспективного объема энергопотребления области и ликвидации дефицита в тепло- и электроэнергии потребителей южной части Сахалина.

С вводом 4-го блока увеличится установленная электрическая мощность станции до 365 МВт и тепловая до 630 Гкал/час.

Если цены на сахалинский газ будут формироваться по ценам самофинансирования, то перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на природный газ даст значительный экономический эффект. В связи с большой неопределенностью условий поставки российской доли газа, добываемого в рамках проекта "Сахалин-2", и цен на него, невозможно дать однозначный ответ об эффективности перевода Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на сжигание природного газа. С технической точки зрения, ощутимым эффектом от перевода на газ будет экологический.

В ранее выполненных ОАО "Дальэнергосетьпроект" работах по развитию электроэнергетики острова предусматривалось расширение Ногликской ГЭС с 48 до 120 МВт. В настоящее время половина электроэнергии, вырабатываемой Ногликской ГЭС, используется в районе её размещения, а половина передается в южную часть Центрального энергорайона. Вариант расширения электростанции может рассматриваться как альтернативный в случае роста нагрузок в Центральном энергорайоне, обусловленного социально-экономическим развитием Сахалинской области. Однако, безусловно, эффективной будет реконструкция станции с учетом возможной теплофикации, что намного повысит КПД станции и себестоимость продукции.

Согласно ТЭО реконструкции и техперевооружения Охинской ТЭЦ, выполненному в начале 2006 года ОАО "СевЗапНТЦ" (филиал СевЗапВНИПИэнергопром), необходимо провести полноценную реконструкцию ТЭЦ: заменить 2 ПТ-25 (из трех существующих) на новые аналогичные, демонтировать турбину "Ланг" - 3 МВт и один из турбогенераторов ПТ-25, повысить сейсмоустойчивость фундаментов турбин, установить два новых ОРУ. В настоящее время продолжаются работы по разработке рабочей документации на замену турбогенератора ст. N 6. Выполнена поставка основного оборудования. С 2009 года начались работы по замене 2-х турбогенераторов. Стоимость проекта Техническое перевооружение, реконструкция ОАО "Охинская ТЭЦ" оценивается в 1812000 тыс. рублей.

В выполненных ранее схемах развития Сахалинской энергосистемы предлагалось строительство воздушной линии ВЛ 220 кВ "Ноглики - Даги - Оха", предназначенной для присоединения изолированного Охинского энергоузла к Центральному энергорайону и повышения надежности и безопасности энергоснабжения северных районов области. Протяжённость данной ВЛ - 223 км, сечение провода - АС-240, расчетная стоимость объекта (в ценах 2006 года) - 2,6 млрд. рублей.

Строительство линии энергопередачи "Ноглики - Даги - Оха" ВЛ 220 кВ было начато в 90-е годы прошлого века за счёт средств Минэнерго России при долевом участии Министерства нефтяной и газовой промышленности. На участке Ноглики - Даги из 80 км построено 40 км. Строительство было прекращено из-за отсутствия денежных средств и нерентабельности строительства.

Ввод воздушной линии соединяющей Охинскую ТЭЦ с центральной энергосистемой позволил бы повысить надежность электроснабжения Охинского энергоузла в случае, если линия была бы источником электроснабжения в районе северного шельфа новых крупных потребителей, которые могут появиться при разработке шельфовых проектов "Сахалин-3,4,5". Однако, при отсутствии крупных промышленных потребителей, высокая себестоимость строительства и потери, возникающие при передаче электроэнергии, делают строительство данной линии нерентабельным.

Объединение возможно также при сооружении в рассматриваемый период железной дороги между материком и о. Сахалин: Селихино - Мыс Лазарева - Погиби - Ноглики (Ныш). Для электроснабжения железной дороги можно рассмотреть вариант сооружения ВЛ 220 кВ, по которой может быть осуществлена связь Сахалинской энергосистемы с ОЭС Востока, позволяющая передавать мощность с о. Сахалин в ОЭС и обратно. Энергоисточниками о. Сахалин, от которых может быть передана мощность в ОЭС Востока, являются Ногликская ГТЭС и Охинская ТЭЦ (при условии их расширения), расположенные в непосредственной близости с планируемым мостовым переходом. Объединение ОЭС Востока и сахалинской энергосистемы позволит повысить надёжность функционирования энергосистем и реализовать системный эффект в размере порядка 70 МВт. Однако, в настоящее время, сетевых объектов, способным принимать транспортируемую на материк электроэнергию, расположенных в непосредственной близости к материковой кромке нет, а их строительство является мероприятием дорогостоящим, и делает проект нерентабельным. К тому же увеличивается расстояние передающих сетей, в силу чего потери при передаче электроэнергии будут очень велики, что также говорит об убыточности проекта.

Интерес к строительству этой линии электропередачи ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" проявляло в связи с заинтересованностью в реализации электроэнергии, выработанной энергоблоком (ГТУ-19) на Охинской ТЭЦ, инвестором по строительству которой являлась компания.

Однако, в настоящее время, ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" инвестирует проект реконструкции электростанции со снижением рабочей мощности к 2013 году со 102 МВт до 99 МВт (в соответствии с выполненным в 2006 году проектом реконструкции). Данной энергомощности будет достаточно для покрытия собственной потребности энергорайона. Это объясняется и снижением объема потребления тепло и электроэнергии ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" для обеспечения работы производственных мощностей комплекса в местах добычи. Из-за ежегодного удаления добычных участков от Охинского энергоузла компания вынуждена частично yxoдить на автономное энергоснабжение.

В ранее выполненных ОАО "Дальэнергосетьпроект" работах планировалось присоединение Новиковского энергоузла к сетям Центрального энергорайона до 2010 года. Для этого требовалось строительство 51 км ВЛ 35 кВ ПС Озерская - Новикове. Однако, единственный крупный потребитель Новиковской ДЭС - угольный разрез "Новиково-2" ликвидирован: в настоящее время все горные работы, связанные с добычей и реализацией угля, прекращены, в связи с отсутствием средств на развитие угольного разреза и переработку германий содержащих углей.

В связи с этим максимум электрической нагрузки энергоузла снижается до 0,4-0,5 МВт и в перспективе, из-за оттока населения вызванного закрытием разреза, может еще уменьшиться. В настоящее время ОАО "Сахалинэнерго" прорабатывает вопрос о проведении технического аудита ОАО "Новиковская ДЭС" и возможности вывода в холодный резерв части оборудования для снижения ежегодных издержек. В перспективе необходима замена существующего оборудования ДЭС на более современное с низким удельным расходом топлива, что позволит уменьшить затраты на ее обслуживание или перевод населенного пункта на другой источник электроснабжения, например с использованием сжиженного природного газа.

1.8. Обоснование необходимости решения задач развития электроэнергетики
программными методами

Программно-целевые методы планирования и управления предполагают увязку целей плана с ресурсами с помощью программ. Они представляют собой применение системного подхода и основаны на формулировании целей развития, их разделении на подцели дробного характера и выявлении ресурсов, необходимых для их согласованной реализации. Проблема развития электроэнергетики Сахалинской области представляет собой комплекс сложных задач, накопившихся в отрасли за последние десятилетия, и тесно связана с развитием других отраслей топливно-энергетического комплекса области. Комплексный подход к решению проблем, достижению требуемых результатов возможно обеспечить за счет реализации областной программы развития электроэнергетики, скоординированной с программами развития других отраслей ТЭК области.

В настоящее время энергосистема области находится в критическом состоянии и требует экстренной реконструкции и создания достаточного генерирующего резерва мощности. В силу своего географического положения энергосистема Сахалина является изолированной и не имеет технологических связей с единой энергосистемой России. Ее эксплуатация происходит в специфических климатических условиях, что ведет к ускоренному износу оборудования и дополнительным затратам на его ремонт и восстановление. Коммунально-бытовая направленность энергосистемы из-за высокого уровня потребителей социальных групп и населения в структуре потребления приводит к значительным сезонным и суточным колебаниям нагрузок, что, в свою очередь, ведет к большому количеству пусков-остановов, и крайне негативно отражается на состоянии устаревшего энергетического оборудования. Подавляющее большинство энергомощностей острова, введенных в эксплуатацию более 40 лет назад морально и физически устарели и отработали парковый ресурс. Низкий уровень амортизационных отчислений не позволяет своевременно производить реновацию энергооборудования, а социальная направленность проектов привлечь инвесторов для модернизации энергосистемы.

Необходимость срочной модернизации энергосистемы путем ввода новых энергоисточников, реконструкции и строительства линий электропередач, вызвана потребностью ввода дополнительных энергомощностей в связи с невозможностью обеспечить стабильное энергопотребление потребителей области и отсутствием нормативного технологического резерва в изолированной энергосистеме острова. Кроме того, это позволит снизить риски возникновения техногенных катастроф, нарушения работы систем жизнеобеспечения и возникновения чрезвычайных ситуаций, вызванных аварийными остановами существующих энергоисточников.

В соответствии со статьей 26 "Принципы финансового обеспечения осуществления органами государственной власти субъекта Российской Федерации и по предметам совместного ведения Российской Федерации и субъектов Российской Федерации" Федерального закона N 184-ФЗ "Об общих принципах организации законодательных (представительных) и исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации" к полномочиям органов государственной власти отнесены следующие функции, послужившие основанием для разработки программы и формирования программных мероприятий:

- предупреждение чрезвычайных ситуаций межмуниципального и регионального характера, стихийных бедствий, эпидемий и ликвидации их последствий;

- предупреждения ситуаций, которые могут привести к нарушению функционирования систем жизнеобеспечения населения, и ликвидации их последствий;

- организации и осуществления межмуниципальных инвестиционных проектов, а также инвестиционных проектов, направленных на развитие социальной и инженерной инфраструктуры муниципальных образований.

2. Цели и задачи, ожидаемые результаты, сроки и этапы реализации программы

2.1. Цели и задачи реализации Программы

Основные цели реализации Программы:

1. Создание условий для комплексного социально-экономического развития Сахалинской области и превращения региона в устойчиво развивающийся форпост России на Дальнем Востоке.

2. Сокращение инфраструктурных ограничений, препятствующих социально-экономическому развитию Сахалинской области.

3. Развитие электроэнергетики Сахалинской области для обеспечения надёжного, стабильного и качественного электроснабжения потребителей Сахалинской области.

Задачи:

Для обеспечения бесперебойного функционирования сахалинской энергосистемы и надёжного электроснабжения необходимы:

- реконструкция существующих и строительство новых электростанций;

- строительство новых линий электропередачи и подстанций с современным оборудованием;

- реконструкция и техперевооружение электросетевых объектов, исчерпавших нормативный срок службы, состояние которых не соответствует нормативным требованиям;

- приведение механических характеристик ВЛ в соответствие с фактическими расчётно-климатическими условиями о. Сахалин (замена провода и установка дополнительных опор);

- повышение пропускной способности и надёжности схемы сети южной части энергорайона;

- увеличение трансформаторной мощности подстанций;

- создания новых линий электропередачи и подстанций с современным оборудованием;

- разработка схемы выдачи мощности расширяемой Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и нового энергоисточника, замещающего выбывающую генерирующую мощность Сахалинской ГРЭС;

- использование средств техприсоединения для обеспечения надёжного электроснабжения новых потребителей;

- создание современной, надёжной схемы плавки гололёда и другое. Существенное воздействие на темпы развития электроэнергетики в условиях ее обособленности от энергетической системы России и соседних дальневосточных регионов может оказать создание в области крупных промышленных производств, например по переработке углеводородного сырья, производству алюминия, строительных материалов, предприятий лесопереработки, обусловленное предпосылками инвестиционной деятельности и материально сырьевой базой региона.

В Сахалинской области целесообразно создание энергоемких производств: газохимического комплекса, нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), и алюминиевого завода. Потребляемая мощность нефтегазохимического комплекса (в составе которого может быть НПЗ) составляет 900-1226 МВт. Оптимальным вариантом решения по размещению газохимического комплекса и НПЗ можно считать с. Ильинское Томаринского района. Предполагаемая потребляемая мощность металлургического завода по производству алюминия порядка 900 МВт, месторасположение Углегорский район. При строительстве данных промышленных комплексов центральная энергосистема перестанет быть коммунально-направленной, так как объем потребления электроэнергии промышленными потребителями позволит оптимизировать баланс энергопотребления.

Для электроснабжения этих крупных промышленных потребителей необходимо строительство двух электростанций. На Солнцевском месторождении бурого угля (Углегорский район) целесообразно разместить конденсационную электростанцию мощностью 1320 МВт, с применением технологий суперсверхкритических параметров пара (ССКП). На площадке нефтеперерабатывающего завода и газохимического комплекса (с. Ильинское) целесообразно размещение теплофикационной парогазовой электростанции мощностью 900-1226 МВт. Эти станции могут обеспечивать новые производственные мощности электроэнергией и теплом, а также замещать мощность выбывающей Сахалинской ГРЭС.

После ввода в эксплуатацию месторождений нефти и природного газа, разрабатываемых в рамках проектов "Сахалин-3, 4, 5" потребность в электрической мощности береговых комплексов подготовки (БКП) составит 120 МВт (без учета резервов), из них 80 МВт - в Охинском районе, 40 МВт - в Ногликском районе.

Для обеспечения потребности в электроэнергии БКП, расположенных в Охинском районе, потребуется строительство новых энергоисточников. Годовая потребность в электроэнергии БКП в Центральном энергорайоне в 2020 году составит 300 млн. кВт час, в Охинском энергоузле - 600 млн. кВт час.

Основными перспективными проектами, планируемыми к реализации в электроэнергетике в ближайшее время, являются:

1. Модернизация и расширение Южно-Сахалинской ТЭЦ-1.

2. Техническое перевооружение и реконструкция Охинской ТЭЦ.

3. Строительство ГРЭС-2 на угле Солнцевского разреза для замещения выбывающей из эксплуатации Сахалинской ГРЭС. В долгосрочной перспективе могут быть реализованы:

- расширение Сахалинской ГРЭС-2 для обеспечения потребности в электроэнергии алюминиевого завода.

- строительство ТЭЦ для обеспечения энергоснабжения нефтегазохимического комплекса на юге о. Сахалин.

4. Реконструкция и строительство передающих сетей.

Сроки реализации: Программа реализуется в период 2008-2020 годов.

Достижение ожидаемых технико-экономических результатов при выполнении Программы представлены в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1. Результаты реализации Программы

Индикатор	2005	2010	2015	2020
Ввод генерирующих мощностей, МВт за период			140	2546*
Производство электроэнергии, млрд. кВт час, всего	2,57	2,62	3,03	16,05
в том числе:
- Сахалинская ГРЭС	0,89	0,86	0,37
- Южно-Сахалинская ТЭЦ	1,21	1,24	1,81	1,81
- Ногликская ГЭС	0,20	0,20	0,20	0,20
- Сахалинская ГРЭС-2				6,45
- ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса				6,63
- Охинская ТЭЦ	0,24	0,25	0,24	0,24
- блок-станции (и газовые мини-ТЭЦ)	0,03	0,07	0,10	0,10
- новые источники в ОЭР (компаний операторов шельфовых проектов)			0,31	0,62
Полезное потребление, млрд. кВт час, всего	1,5	1,7	2,4	13,4
Технико-экономические показатели:
- прирост численности занятых, тыс. чел.			79	1909
- удельный расход топлива, г у. т./кВт час	456	449	288	267
- увеличение налогов в региональный бюджет, млн. руб.		20	316,2	2266,2

* с учетом расширения Сахалинской ГРЭС-2 - 1320 МВт, ТЭЦ нефтегазохимического комплекса 1226 МВт

2.2. Развитие действующих электростанций

Независимо от создания новых электроемких производств необходимо проведение реконструкции на действующих электростанциях:

(1) Сахалинская ГРЭС

До 2015 года включительно установленная и располагаемая мощность Сахалинской ГРЭС остается без изменения: установленная мощность 300 МВт, располагаемая - 250 МВт. С 2016 года электростанция постепенно выводится из эксплуатации.

Необходимый объем финансирования для поддержания работоспособности существующих мощностей Сахалинской ГРЭС составит:

Год	Млн. руб.
2009	89,8
2010	779,6
2011	820,5
2012	699,3
2013	496,1
Итого	2885,3

(2) Южно-Сахалинская ТЭЦ-1

В Программе принят вариант реконструкции Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, предусматривающий ввод в эксплуатацию дополнительной мощности на основе современного газового оборудования и перевод существующих котлов на природный газ.

К 2013 году предлагается ввести в эксплуатацию первый газовый блок, установленной мощностью 139,8 МВт и 90 Гкал/ч. По мере вывода из эксплуатации действующего оборудования, после отработки паркового ресурса и окончания сроков эксплуатации, потребуется постепенное замещение его на аналогичное. Установленная мощность будет определяться в зависимости от состава оборудования и объема потребления. В рамках реализации проекта планируется разработка и внедрение программно-технического комплекса. Данное мероприятие позволит осуществить выбор оптимального режима обеспечения потребных нагрузок путем различных сочетаний работы оборудования ТЭЦ-1 и газового энергоблока для обеспечения минимальной стоимости продукции, системной надежности и экономичности системы.

Использование газового оборудования позволит существенно повысить тепловую экономичность станции, отказаться от сложных схем доставки топлива, существенно улучшить экологическую ситуацию в городе, снять проблемы размещения золоотвалов и обеспечить нормативный технологический резерв мощностей. Ориентировочно расчетные капитальные вложения в модернизацию Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 до 2020 года составят около 10 млрд. руб.

Выбор данного варианта модернизации обусловлен несколькими причинами. Парковый ресурс турбины ПТ-60 выработан в 2008 году, Т-55 - в 2009 году, Т-110 - в 2015 году. То есть к 2015 году все оборудование станции выработает нормативный ресурс. Предполагается провести реконструкцию и расширение ТЭС с использованием оборудования, аналогичного эксплуатируемому в настоящее время. При этом затраты в реконструкцию и расширение составят около 7 млрд. руб. Однако эксплуатационные характеристики станции (КПД, удельные расходы топлива) практически не улучшатся.

Газовые установки имеют меньшие в 2,0-2,5 раза единовременные капиталовложения по сравнению с угольными электростанциями, поэтому эффективнее выполнять перевооружение в варианте газоиспользующего оборудования.

Продолжительность ввода (строительства) газовых электростанций в 1,4-1,5 раз меньше по сравнению с продолжительностью ввода угольных паротурбинных электростанций, что также говорит об эффективности перевода энергоисточников на газ.

Рабочий ресурс стационарного газового оборудования составляет не менее 20-25 лет. По этому показателю они не уступают традиционным паротурбинным станциям. Угольные блоки, как правило, подвержены существенно большему износу по сравнению с газовыми установками. Примерно через 25000 часов работы для газотурбинных установок предусматривается проведение капитального ремонта. Однако основной элемент, который при этом может потребовать замены - это горячая часть газовой турбины. Ее стоимость относительно невелика и не превышает 10% стоимости газовой турбины, что существенно не влияет на общую величину инвестиций, более того они дисконтированы во времени. Это также важно с точки зрения сокращения разовых единовременных затрат.

Эффективность применения газотурбинных установок при газификации Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 обусловлена, прежде всего, снижением тарифа на электроэнергию и тепло в результате сокращения расходов топлива (более эффективного его использования) и снижения постоянных затрат (в частности, амортизационной, инвестиционной составляющих) в связи с меньшими по сравнению с другими источниками капиталовложениями, и, кроме того, снижением антропогенной нагрузки на окружающую среду, сокращением отчуждения земельных территорий под золошлакоотвалы.

Таким образом, газификация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 состоит из 2-х направлений:

- Перевод на газ существующих котлов ТЭЦ-1. Полная годовая потребность газа 570 млн. куб. м. Стоимость реконструкции 1,16 млрд. рублей. Резервное топливо уголь. Срок реализации: 2009-2014 годы. Начало потребления газа с 2011 года (1 котёл). Данное направление решает проблему экологии, топливной безопасности. Но не решает вопрос повышения манёвренности станции и не решает проблему дефицита резерва мощности.

- Строительством 4-го энергоблока на газе. Годовая потребность газа 130 млн. куб. м. Данное направление вместе с переводом существующего оборудования ТЭЦ-1 на газ решает проблему экологии и обеспечивает резерв мощности, позволяет решить вопрос покрытия неравномерности энергопотребления, также создаёт предпосылки для дальнейшего роста электропотребления Сахалинской области.

В силу жизненной необходимости строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 принято решение об опережающем финансировании и окончании строительства в 2012 году.

В этом случае, необходимый объем финансирования мероприятий по строительству составит:

Год	Млн. руб.
2009	2950
2010	2520
2011	2594
2012	1565
Итого (с учетом дефляторов)	9629*

* Данный расчет выполнен на основе сводной сметы проекта, в соответствии с которым стоимость строительства оценивается в 7,949 млрд. рублей в ценах 2009 года.

Общий необходимый объем газа для Южно-Сахалинской ТЭЦ-1- 700,3 млн. куб. м. в год. Согласованный ОАО "Газпром", администрацией Сахалинской области и ОАО "Сахалинэнерго" в октябре 2008 года график газификации ТЭЦ-1:

- 2010 год - перевод первого котла на газ (начало потребления газа с 2011 года);

- 2011 год - перевод второго котла на газ и ввод в работу 4-го энергоблока на газе (начало потребления газа с 2012 года);

- 2012 год - перевод третьего котла на газ (начало потребления газа с 2013 года);

- 2013 год - перевод четвертого и пятого котлов на газ (начало потребления газа с 2014 года).

С 2014 года Станция полностью работает на газе, в том числе 4-ый энергоблок.

ОАО "Газпром" подтвердил, что обладает ресурсами газа в Сахалинской области для обеспечения газоснабжения Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 начиная с 31.12.2010. В настоящее время силами ОАО "Газпром" ведётся проектирование газопровода-отвода от основного магистрального газопровода проекта "Сахалин-2" до Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, строительство которого будет так же профинансировано ОАО "Газпром" и завершено до 31.12.2010.

30.01.2009 подписано предварительное Соглашение между ОАО "Сахалинэнерго" и ООО "Новосибирскрегионгаз" (ДЗО ОАО "Газпром") с определением сроков и объемов поставок газа для Сахалинской энергосистемы.

03.03.2009 ОАО "Сахалинэнерго" получено разрешение на использование газа в качестве топлива для Южно-Сахалинской ТЭЦ-1.

11 мая 2009 года принято распоряжение Правительства Российской Федерации N 645-р о получении с 2011 года доходов Российской Федерацией от СРП по проектам "Сахалин-1" и "Сахалин-2" в счёт роялти и доли прибыльной продукции, в натуральной форме (газ) в целях организации поставок газа потребителям ДВФО через уполномоченную организацию. Предполагается, что данной организацией будет определено ОАО "Газпром". Минфину России совместно с Минэнерго России поручено в 3-месячный срок разработать порядок расчётов с бюджетной системой Российской Федерации при осуществлении данных мероприятий. Фактически - определить механизм ценообразования на газ, в том числе для Сахалинской энергосистемы. Таким образом, цена (формула цены) должна быть определена Минфином России и Минэнерго России до сентября 2009 года.

В 2009 году ОАО "Сахалинэнерго" ведёт согласование условий долгосрочного контракта на поставку газа с ООО "Новосибирскмежрегионгаз" (структура ОАО "Газпром"). Предварительное согласование условий Контракта позволит оперативно заключить контракт на поставку газа сразу после установления Правительством РФ (формулы) цены на газ.

С апреля 2009 года ведётся проектирование перевода на газ котлоагрегатов ТЭЦ-1.

Проектирование должно быть завершено в конце 2009 года. Прогнозная стоимость перевода на газ котлоагрегатов ТЭЦ-1 составит - 1,1 млрд. рублей. Срок реализации проекта - 2009-2014 годы.

(3) Ногликская ГЭС

В период до 2020 года увеличение мощности Ногликской ГЭС не предусматривается. Однако к 2015 году возникает необходимость реконструкцию станции в связи с отработкой паркового ресурса 3-х турбин из 4-х, установленных на станции, целесообразнее провести реконструкцию с установкой котлов- утилизаторов для теплоснабжения потребителей пгт. Ноглики. Это намного увеличит КПД электростанции и позволит оптимизировать схему теплоснабжения пгт. Ноглики, путем вывода из эксплуатации 11 отопительных котельных, что позволит существенно снизить тарифы на тепло-электроэнергию.

(4) Охинская ТЭЦ

На Охинской ТЭЦ предусмотрен демонтаж отработавшего срок эксплуатации оборудования: в 2007 году турбины "Ланг" - 3 МВт, в 2008 году - ПТ-25 и в 2012 году двух газовых турбин единичной мощностью 2,5 МВт. С 2013 года по 2020 год установленная мощность Охинской ТЭЦ составит 74 МВт, ее будет достаточно для обеспечения прогнозируемой электрической нагрузки района - 34-48 МВт.

(5) Блок-станции

С 2010 года выводится из эксплуатации блок-станция в Долинском районе - ТЭЦ ООО "Долинские тепловые системы", вырабатывающая электроэнергию для собственных нужд и частично обеспечивающая потребности рабочего поселка.

2.3. Строительство новых электростанций

(1) Сахалинская ГРЭС-2

Наиболее предпочтительным, с точки зрения достаточности запасов топлива на весь срок эксплуатации и затрат на реализацию проекта, является вариант строительства угольной электростанции в Углегорском районе.

Основными целями реализации инвестиционного проекта по строительству Сахалинской ГРЭС-2 мощностью 330 МВт являются:

1. Замещение выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС, а также увеличение общей мощности энергосистемы острова с учетом обеспечения потребностей перспективного развития экономики.

2. Создание запаса мощности и надежности энергетической инфраструктуры для роста промышленности региона, развития производственного сектора.

Необходимость строительства Сахалинской ГРЭС-2 неоднократно подтверждалась протоколами совещаний при губернаторе Сахалинской области, ОАО "РАО ЭС Востока", решениями Правления и совета директоров РАО "ЕЭС России", заключениями профильных департаментов РАО, работами проектных институтов.

Прогнозная потребность в генерирующей мощности на запланированный максимум нагрузок 2010-2020 годы (приложение N 1) демонстрирует дефицит электрической мощности (не обеспечение нормативного для изолированных энергосистем резерва мощности) в Центральном энергорайоне Сахалина без строительства Сахалинской ГРЭС-2. Дополнительно представлены фактические показатели баланса мощности на максимум нагрузок 1990-2009 годов (приложение N 2) и ожидаемые ограничения мощности ОАО "Сахалинэнерго" на 2010 год (приложение N 3).

Техническая реализуемость проекта строительства Сахалинской ГРЭС-2:

1. Топливообеспечение.

Разведанных угольных запасов Солнцевского месторождения хватит для снабжения топливом Сахалинской ГРЭС-2.

Предлагается вариант строительства электростанции на борту Солнцевского угольного месторождения, расположенного на западном побережье центральной части о. Сахалин, в Углегорском районе Сахалинской области, в 18 км к югу от районного центра г. Углегорска.

В данном случае доставка топлива будет осуществляется со склада на угольном разрезе Солнцевского месторождения с использованием транспортера (2 нитки).

2. Водоснабжение.

Источником технического водоснабжения является р. Углегорка с подачей воды до площадки СГРЭС-2 с помощью насосных станций I и II подъема. Применяется оборотная система водоснабжения пресной водой с башенными градирнями.

3. Схема выдачи мощности.

Для подключения ГРЭС-2 к энергосистеме Сахалинской области необходимо:

- строительство ВЛ 220 кВ ГРЭС2 - ПС Углегорская;

- перевод ВЛ 110 кВ ПС Углегорская - ПС Краснопольская на напряжение 220 кВ;

- расширение ПС Углегорская, ПС Краснопольская.

Мощность электростанции необходимая для обеспечения нужд района состав ляет 330 МВт. Возможно расширение до 1320 МВт, для обеспечения нужд металлургического производства. В этом случае ввод мощности первой очереди - 330 МВт в 2017 г. С учетом доставки оборудования и коэффициентов удорожания строительно-монтажных работ для условий Сахалинской области удельные капитальные вложения составят 112 тыс. руб./кВт. Суммарные капиталовложения первой очереди - 37 млрд. рублей. Федеральной целевой программой "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года" предусмотрено строительство электростанции на основе использования месторождения Солнцевское. Целью проекта является замещение выпадающих мощностей Сахалинской ГРЭС (вывод из эксплуатации к 2017 году), а также увеличение общей мощности энергосистемы острова с учетом обеспечения потребностей перспективного развития экономики.

Ввод в эксплуатацию этого объекта позволит создать промышленные площадки для размещения предприятий по переработке как добываемых на территории Сахалинской области, так и импортируемых на территорию Российской Федерации полезных ископаемых (глинозем). Для реализации проекта возможно привлечение средств Инвестиционного фонда Российской Федерации.

В рамках соглашения "О содействии в реализации инвестиционного проекта" рассматривается возможность строительства энерго-металлургического объединения (ЭМО) с использованием ресурсной базы Солнцевского месторождения. В рамках реализации проекта предполагается строительство алюминиевого завода мощностью около 380 тыс. т, угольной ТЭС мощностью около 1320 МВт для обеспечения потребности в электроэнергии алюминиевого завода и Сахалинской области в части замещения выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС; угольного предприятия мощностью около 3,5 млн. т в год и морского порта. Также предусматривается строительство целого комплекса объектов транспортной и социальной инфраструктуры: электрических сетей, железной дороги, объектов социального обеспечения.

РУСАЛом выполнено Концептуальное технико-экономическое обоснование строительства данного промышленного комплекса. На текущий момент ЗАО "РУСАЛ Глобал Менеджмент" подтверждает интерес к реализации проекта, в связи с его актуальностью и готов вернуться к вопросу реализации проекта, как только появятся первые признаки экономического роста компании. По заявлению компании современная технология и выгодное географическое расположение энергометаллургического объединения позволят конкурировать с самыми эффективными алюминиевыми производствами мира.

Крайне важно приступить к проектированию новой электростанции (Сахалинской ГРЭС-2) в 2009-2010 годам, так как сроки реализации проекта (2011-2013 годы), обозначенные в ФЦП, существенно занижены и являются нереальными. Ориентировочный срок на проектирования и строительства Объекта фактически составит 7-8 лет, то есть новая станция, при условии начала проектирования в 2010 г., сможет быть введена в эксплуатацию не ранее 2017-2018 годов, что является предельным и критичным сроком для Сахалинской энергосистемы.

Строительство объекта может осуществляться в три очереди, при этом основные капиталоемкие затраты, связанные со строительством главного корпуса, объектов топливоподачи, объектов ХВО, АБК, монтаж котлотурбинного оборудования, строительство дымовой трубы и прочих объектов включены в первую очередь. В этой связи, основные затраты планируются на 2011-2014 годы до ввода первой очереди. Учитывая, что в планируемом графике поставка основного оборудования предусмотрена в 2011-2014 годах, ввод второй и третьей очереди запланирован на 2015, 2016 годы соответственно.

Затраты на реконструкцию оборудования Сахалинской ГРЭС соизмеримы со стоимостью строительства новой электростанции.

Для начала реализации необходимо:

1. Срочно начать проведение проектно-изыскательских работ.

2. Определить источник внебюджетных инвестиций по проекту. До настоящего времени не определен внебюджетный источник финансирования данного проекта. Отсутствует стратегический инвестор, заинтересованный в его реализации.

В ФЦП "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года" предусмотрены средства на строительство Сахалинской ГРЭС-2 в объеме 21,85 млрд. рублей, в том числе из федерального бюджета - 13 млрд. рублей, из внебюджетных источников - 8,74 млрд. рублей. Срок строительства по ФЦП с 2009 по 2013 год.

Потребителями СГРЭС-2 останутся население и предприятия Сахалинской области, получающие в настоящее время электрическую энергию от СГРЭС. Рост электропотребления по Сахалинской энергосистеме составит примерно от 0,5% до 2% в год (по консервативному и оптимистичному сценарию соответственно).

(2) ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса

Мощность электростанции 900-1226 МВт. Ввод мощности возможен после 2016 года. Удельные капитальные вложения в ПГУ оцениваются в 17 тыс. руб./кВт. С учетом доставки оборудования и коэффициентов удорожания строительно-монтажных работ для условий Сахалинской области удельные капитальные вложения в ПТУ составят 26 тыс. руб./кВт. Суммарные капиталовложения - 32 млрд. руб.

(3) Автономные энергоисточники в Охинском районе

Для электроснабжения береговых комплексов подготовки в Охинском районе предусмотрено сооружение ГТУ суммарной мощностью 120 МВт. Ввод мощности: в 2015 году - 60 МВт, в 2017 году - 60 МВт. С учетом региональных коэффициентов удельные капитальные вложения в ГТУ оцениваются в 25 тыс. руб./кВт. Суммарные капиталовложения - 3 млрд. руб.

(4) Новые блок-станции

В 2010 году предусмотрен ввод в эксплуатацию газовых мини-ТЭЦ для обеспечения потребности агропромышленных кластеров в объеме 150 МВт в Тымовском, Долинском, Корсаковском и Анивском районах.

2.4. Развитие электрических сетей

Развитие электрических сетей в 2008-2013 годах связано с повышением надёжности и безопасности электроснабжения потребителей и увеличением мощности электросетевого хозяйства для обеспечения роста электропотребления.

Существующая схема электрической сети не отвечает современным требованиям надёжности, так как механические характеристики значительной части ВЛ не соответствуют фактическим гололёдно-ветровым нагрузкам острова. Для повышения надёжности и эффективности функционирования схемы сети требуется реализация мероприятий, предусмотренных в ФЦП "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года". В программе предусмотрены средства на реконструкцию и строительство передающих сетей в Сахалинской области объеме 8,81 млрд. рублей, в том числе из федерального бюджета - 2,5 млрд. рублей, из областного бюджета - 1,55 млрд. рублей и из внебюджетных источников - 4,76 млрд. рублей.

С учётом удорожания общий объём затрат на реализацию электросетевых проектов по Программе составит порядка 16 млрд. рублей.

Обязательным условием получения федерального финансирования по ФЦП является наличие проектной документации с положительной государственной экспертизой. Необходимо предварительно готовить и, соответственно, заранее финансировать проектные работы по электросетевым объектам. Таким образом, в апреле-мае 2010 года должна быть подготовлена проектная документация, прошедшая гос. экспертизу на ряд электросетевых объектов, финансирование которых предусмотрено из федерального бюджета с 2011 года, в том числе:

Три линии, проектирование которых сейчас выполняется силами администрации Сахалинской области, а именно:

- строительство ВЛ 220 кВ от станции Тихая (ВЛ 220 кВ ДЗ "Макаров-Ильинск") до подстанции ПС "Ильинская" (разделение двухцепного участка "Заходы на ПС "Ильинская" ДЗ, Д5");

- строительство ВЛ-110 кВ ПС "Южная" - ПС "Хомутово-2" - ПС "Корсаковская";

- строительство ВЛ-110 кВ ПС "Промузел" - ПС "Юго-Западная" - ПС "Хомутово-2" и ПС "Хомутово-2".

В конце 2009 года будет завершено проектирование и пройдена государственная экспертиза на проекты по данным линиям.

С 2010 года в соответствии с ФЦП предполагается проектирование ещё 3-х линий, а именно:

- строительство ВЛ-110 кВ ПС "Петропавловская" - ПС "Невельская";

- строительство ВЛ-110 кВ ПС "Луговая" - ПС "Петропавловская";

- строительство ВЛ-110 кВ ПС "Шахтерская" - ПС "Бошняково".

В процессе реконструкции воздушных линий планируется частичная замена опор, замена провода, установка датчиков гололеда. В процессе реконструкции подстанций планируется замена изношенных трансформаторов и распределительных устройств, монтаж современной системы измерений и установок плавки гололеда.

Реконструкция линий электропередач 220 кВ: Д6, Д5, Д9, Д10, Д12, Д8.

Реконструкция линий электропередач 110 кВ: С22 "Холмск-Южная - Невельск", С23 "Невельск - Горнозаводск", С13, С14 "Южно-Сахалинская - Промузел", С12 "Южно-Сахалинская - Южная".

Реконструкции подстанций 110 кВ и 220 кВ: "Южно-Сахалинская", "Ильинская", "Холмская", "Углезаводская", "Краснопольская", "Южная", "Корсаковская", "Поронайская", "Промузел", "Луговая", "Углегорская", "Шахтерская", "Невельская", "Александровская".

В период 2009-2013 годов одновременно с реконструкцией необходимо развитие электрических сетей 110 кВ в г. Южно-Сахалинске и южной части острова, пропускная способность которых практически исчерпана, а возможность подключения новых потребителей к действующим подстанциям 110 и 35 кВ центральной части города ограничена.

Учитывая это, необходимо строительство следующих электросетевых объектов:

- ВЛ 110 кВ "ВЛ 110 кВ "ПС "Южная" - ПС "Хомутово-2" - ПС "Корсаковская" (42,1 км) для повышения надёжности электроснабжения потребителей южной части энергосистемы (с использованием незавершенного строительства ВЛ на участке "Корсаковская - Мицулёвка");

- ВЛ 110 кВ "Южно-Сахалинская - Южная" (5,5 км), предназначенной для увеличения пропускной способности сети в направлении ПС "Южная" и повышения надёжности электроснабжения потребителей южной части города;

- строительство подстанции "Центр-2" в г. Южно-Сахалинске повысит надежность работы энергосистемы, даст возможность подключения новых потребителей. В связи с критическим состоянием Южного энергоузла строительство данной подстанции необходимо завершить в 2009-2010 годах. В комплексе со строительством ВЛ 110 кВ ПС "Промузел" - ПС "Юго-Западная" - ПС "Хомутово-2" будет решена проблема дефицита мощностей в областном центре. Поэтому строительство данной линии электропередач необходимо завершить в кратчайшие сроки;

- строительство ВЛ-110 кВ ПС "Промузел" - ПС "Юго-Западная" - ПС "Хомутово-2" и ПС "Хомутово-2" обеспечит второе питание по 110 кВ подстанций "Хомутово-110" и "Юго-Западная-110". С созданием данного "кольца" линий электропередач 110 кВ будут обеспечены надежность, стабильность и качество электроснабжения Областного центра;

- строительство ВЛ 220 кВ от станции Тихая (ВЛ 220 кВ ДЗ "Макаров-Ильинск") до подстанции ПС "Ильинская" необходимо для повышения надежности работы энергосистемы;

- учитывая ограниченную пропускную способность действующей сети 35-110 кВ и ожидаемый рост нагрузки в юго-западной части г. Южно-Сахалинска необходимо сооружение нового центра питания сети 110 кВ - ПС 110/35/6 кВ "Юго-Западная" (2x16 MBА);

- для повышения надежности электроснабжения потребителей г. Южно-Сахалинска в 2009 - 2012 годах планируется строительство кабельных сетей в г. Южно-Сахалинске. Это обусловлено 100% износом большинства (80%) кабельных ЛЭП, осуществляющих питание микрорайонов г. Южно-Сахалинска от узловых подстанций 110/35/6 кВ и 35/6 кВ;

- строительство ВЛ 110 кВ ПС "Луговая" - ПС "Петропавловская" - ПС "Невельская" повысит надежность электроснабжения Невельского района путем резервирования ПС "Невельская", обеспечит надежное и качественное электроснабжение потребителей первой и второй категории, располагающихся в Невельском районе;

- необходимость строительства ЛЭП от ПС "Шахтерская" до ПС "Бошняково" обусловлена неудовлетворительным состоянием и частыми аварийными отключениями ЛЭП 35 кВ "Шахтерск-Тельновск-Лесогорск-Бошняково", по которой осуществляется электроснабжение пос. Бошняково, Тельновскии, Лесогорск. Ввод линии снизит уровень аварийных отключений вследствие погодных явлений; более доступная к эксплуатации трасса прохождения ЛЭП приведет к уменьшению затрат на ее эксплуатацию, сокращению времени на обнаружение места повреждения, локализации аварии и устранения последствий аварийных повреждений; возможность наращивания дополнительной мощности создаст возможность для развития угольной промышленности;

- строительство новой подстанции "Бошняково" обусловлено физическим и моральным износом существующей подстанции, необходимостью ее демонтажа в связи с неудовлетворительным состоянием. Строительство новой подстанции повысит надежность электроснабжения западного района, даст возможность развития Бошняковского угольного месторождения.

Решение вышеназванных проблем, в случае выполнения мероприятий по строительству Сахалинской ГРЭС-2 в запланированные сроки, возможно следующим путем: строительство ВЛ-220 кВ "ГРЭС-2 (ПС "Шахтерская") - ПС "Бошня-ковская" - ПС "Смирныховская". Необходимость строительства данной линии обусловлена следующими причинами:

- ВЛ 220 кВ (Д-2) "ПС "Краснопольская" - Сахалинская ГРЭС" имеет высокую степень износа, эксплуатация ее из-за труднодоступности требует больших затрат. При ее повреждении надежное и эффективное резервирование генерирующих мощностей Ногликской ГЭС будет затруднено из-за большой протяженности электропередачи по схеме 220 кВ "ГРЭС-2" - ПС "Ильинская" - ПС "Макаровская" - РУ "Сахалинская ГРЭС" - ПС "Смирных" - ПС "Тымовская" - ПС "Ногликская" (даже с учетом строительства ВЛ 220 кВ "ПС "Ильинская" - ст. Тихая"). По протяженности данная схема равноценна резервированию Ногликской ГЭС за счет генерации ТЭЦ-1. При этом предусмотренная программой реконструкция ВЛ 220 кВ (Д-2) "ПС "Краснопольская" - Сахалинская ГРЭС", в составе мероприятий по реконструкции электросетей в сумме 9240 млн. рублей, не потребуется;

- кроме того, ввод в работу ВЛ-220 "ГРЭС-2" - ПС "Бошняковская" - ПС "Смирныховская" позволит резервировать центр питания ПС "Смирных", что обеспечит повышение надежности электроснабжения Тымовского, Александровск-Сахалинского, Ногликского, Смирныховского, Поронайского энергоузлов. Будет обеспечено резервирование линий 220 кВ (Д-2) "ПС "Краснопольская" - Сахалинская ГРЭС" и (ДЗ+Д1) "ПС "Ильинская" - Сахалинская ГРЭС" при их отключении. Прохождение вдоль транспортной магистрали "Шахтерск-Бошняково-Смирных", предусмотренной схемой, обеспечит удобную эксплуатацию данной ЛЭП;

- при этом необходимо будет учесть возможное развитие Смирныховской промзоны (планируемое строительство цементного завода с электрической нагрузкой до 30 МВт) и возможность развития производственных мощностей в районе Бошняковской промзоны, в первую очередь угледобычи. При принятии решения о строительстве ВЛ-220 кВ "ГРЭС-2 (ПС "Шахтерская") - ПС "Бошняковская" - ПС "Смирныховская" будет необходимо внесение соответствующих корректировок в программу;

- строительство ВЛ 110 кВ от ПС "Тымовская" до ПС "Александровская" необходимо для приведения воздушной ЛЭП в соответствие с требованиями районных климатических условий, изменившихся с момента проектирования существующей линии, а также повышения надежного электроснабжения Александровского района. Строительство запланировано на 2014-2020 годы, так же рассматриваются варианты обеспечения автономного энергоснабжения Александровск-Сахалинского района с установкой современной дизельной электростанции (типа "Катерпиллер") или ГТУ на природном газе.

Кроме того, для подключения Сахалинской ГРЭС-2 к энергосистеме Сахалинской области необходимо:

- строительство ВЛ 220 кВ "Солнцевская ГРЭС - ПС Углегорская";

- перевод ВЛ 110 кВ ПС "Углегорская" - ПС "Краснопольская" на напряжение 220 кВ;

- расширение ПС "Углегорская", ПС "Краснопольская".

Капитальные вложения в реконструкцию сетей в период 2009-2020 годов оцениваются в 9240 млн. руб., в новое строительство - в 7010 млн. руб.

Развитие электрических сетей в 2016-2020 годах будет связано с обеспечением бесперебойного функционирования энергосистемы и надёжного электроснабжения, оптимизации существующих электросетей для создания мобильной инфраструктуры способной обеспечивать электроснабжение региона и условия для преодоления посткризисного синдрома.

В перспективе возможен ввод новых центров питания сети 110 кВ, в качестве которых предварительно приняты ПС 110 кВ "Анива-2" и "Родник". Место размещения и сроки ввода новых центров питания сети 110 кВ требуют уточнения.

Помимо развития электрических сетей требуется реконструкция главной схемы электрических соединений Сахалинской ГРЭС в связи с выводом ее из эксплуатации.

Присоединение автономных энергоисточников нефтегазовых проектов к электрическим сетям ОАО "Сахалинэнерго" затруднено из-за технического регламента работы сверхкатегорийных объектов, к которым они относятся в соответствии с требованиями ПУЭ. В связи со значительной удаленностью этих объектов от электрических сетей энергосистемы, их подключение также экономически нецелесообразно. Единственный объект, присоединение которого к сетям энергосистемы экономически обосновано - завод СПГ в п. Пригородное. Стоимость работ по присоединению оценивается в 213 млн. руб., выдаваемая мощность - 50 МВт (4,3 тыс. руб./кВт, что в 6 раза меньше удельных капиталовложений в строительство новых газовых мощностей). Присоединение электростанции завода СПГ к энергосистеме позволит снизить напряженность во время проведения намечаемых реконструкций электростанций, а также дополнительно резервировать мощность самого завода. Однако, как отмечалось выше, трудности в технической эксплуатации и диспетчерском управлении ТЭЦ завода СПГ при работе его в общую сеть, ставят под сомнение целесообразность реализации данного проекта.

2.5. Баланс мощности и электроэнергии, потребность в топливе электростанций

В среднесрочной перспективе требуется не менее 668 МВт установленной мощности для обеспечения максимума нагрузок ЦЭР - 543 МВт (с учетом нормативного резерва мощности для изолированных энергосистем 23% согласно Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем).

В случае реализации стратегического сценария развития ТЭК доля угольных электростанций составит 40%, доля газовых - 60%. Производство электроэнергии в 2020 году по сравнению с 2005 годом возрастет в 6,2 раза.

Перспективные балансы мощности и электроэнергии Центрального энергорайона и Охинского энергоузла Сахалинской энергосистемы с учетом развития приведены в таблицах 2.5.1-2.5.4.

Таблица 2.5.1. Баланс электроэнергии Центрального энергорайона, млн. кВт час/год (при умеренном варианте развития)

Статья баланса	Год
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2015	2020
Потребление, всего	2328	2393	2401	2374	2348	2380	2481	15203
Собственные нужды электростанций	318	366	358	353	348	352	240	930
Потери в электросетях	704	632	603	570	540	530	400	1680
Полезное потребление	1306	1395	1440	1451	1460	1498	1841	12593
Производство, всего в том числе:	2328	2393	2401	2374	2348	2380	2481	15203
- Сахалинская ГРЭС*	892	950	878	797	784	864	371
- Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (существующее оборудование)*	1212	1199	1273	1327	1314	1246	1153	1153
- 4-й энергоблок на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1							657	657
- Ногликская ГЭС**	197	200	200	200	200	200	200	200
- Сахалинская ГРЭС-2 (* с учетом расширения)								428/6456*
- ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса								6637
- Блок-станции и газовые мини-ТЭЦ	27	44	50	50	50	70	100	100

Источник ОАО "Сахалинэнерго"

** источник Ногликская ГЭС

Таблица 2.5.2. Баланс электроэнергии Охинского энергоузла, млн. кВт-час/год

Статья баланса	Год
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2015	2020
Потребление, всего	240	243	250	255	249	248	550	858
Собственные нужды электростанций	37	36	38	38	38	38	53	70
Потери в электросетях	24	24	25	26	25	26	33	52
Полезное потребление	179	183	187	191	186	184	464	736
Производство, всего	240	243	250	255	249	248	550	858
- Охинская ТЭЦ	240	243	250	255	249	248	241	241
- Новые энергоисточники							309	617

Таблица 2.5.3. Баланс мощности Центрального энергорайона Сахалинской области, без учета ТЭЦ, газоперерабатывающего комплекса и блок-станций

Статья баланса	Год
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2015	2020
ПОТРЕБНОСТЬ	2328	2393	2401	2374	2348	2380	2481	2458
Производство электроэнергии, млн. кВт-час
Максимум нагрузки, МВт	414	421	419	433	406	408	418	428
Число часов использования максимума нагрузки, часов	5557	5600	5669	5434	5711	5710	5743	5742
Резерв мощности, МВт	104	105	105	108	102	102	105	107
То же в % к максимуму	25	25	25	25	25	25	25	25
Итого потребность, МВт	518	526	524	541	508	510	523	535
ОБЕСПЕЧЕНИЕ
Установленная мощность, МВт, всего	573	573	573	573	573	573	712	742
- Сахалинская ГРЭС	300	300	300	300	300	300	300
- Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (уголь)	225	225	225	225	225	225
- Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (газ)							364	364
- Ногликская ГЭС	48	48	48	48	48	48	48	48
- Сахалинская ГРЭС-2								330*
Используемая в балансе мощность, МВт	511	483	500	517	516	516	532	547
Дефицит (-), избыток (+), МВт	-7	-43	-24	-24	9	6	10	12
Фактический резерв мощности, МВт	97	62	81	84	110	108	114	119
То же в % к максимуму	23	15	19	19	27	26	27	28

* без учета возможного расширения

Источник ОАО "Сахалинэнерго"

Таблица 2.5.4. Баланс мощности Охинского энергоузла Сахалинской области, без учета новых энергоисточников

Статья баланса	Год
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2015	2020
ПОТРЕБНОСТЬ
Производство электроэнергии, млн. кВт час	240	243	250	255	249	248	241	241
Максимум нагрузки, МВт	35,5	37,5	37,5	39	39	39	37	37
Число часов использования максимума нагрузки,
часов	6752	6475	6608	6528	6385	6359	6514	6514
Резерв мощности, МВт	25	25	25	25	23	23	23	23
То же в % к максимуму	70,4	66,7	66,7	64,1	59	59	62,2	62,2
Итого потребность, МВт	61	62,5	62,5	64	62	62	60	60
ОБЕСПЕЧЕНИЕ
Установленная мощность, МВт, всего	102	100,5	99	99	99	99	99	74
в том числе:
- Охинская ТЭЦ	102	100,5	99	99	99	99	99	74
Используемая в балансе мощность, МВт	102	100,5	99	99	74	74	74	74
Дефицит (-), избыток (+), МВт	41,5	38	36,5	35	12	12	14	14
Фактический резерв мощности, МВт	67	63	61,5	60	35	35	37	37
То же в % к максимуму	187,3	168	164	153,85	89,74	89,74	100	100

Потребность в топливе электростанций Сахалинской области до 2010 года практически не изменится, а к 2015 году возрастет и составит 1,4 млн. т у. т., в 2020 году - 4,9 млн. т у. т. в случае реализации стратегического сценария развития ТЭК (таблица 2.5.5). Доля угля в топливном балансе электростанций Сахалинской области снизится с 80% в настоящее время до 40% к 2020 году, доля газа возрастет с 20% до 60% (таблицы 2.5.6, 2.5.7).

Таблица 2.5.5. Потребность в топливе действующих и перспективных электростанций Сахалинской области, тыс. т у. т./год

Электростанция	Год
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2015	2020
Сахалинская ГРЭС	447	479	440	400	399	438	196
Южно-Сахалинская ТЭЦ-1	624	621	651	670	665	642	876,4	876,4
Ногликская ГТС	93	98	95	95	95	95	95	95
Сахалинская ГРЭС-2								184/1823*
ТЭЦ нефтегазоперерабаты-вающего комплекса								1800
Охинская ТЭЦ	166	162	165	162	158	157	157	160
Новые энергоисточники в Охинском энергоузле							82	164
Всего	1330	1360	1351	1327	1317	1332	1406,4	3279,4\4916,4

* с учетом расширения

Таблица 2.5.6. Потребность в угле действующих и перспективных электростанций Сахалинской области, тыс. т/год

Электростанция	Год
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2015	2020
Сахалинская ГРЭС	289	902	845	775	760	834	373
Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 Сахалинская ГРЭС-2	994	1010	1045	1069	1090	1052		293/2956*
Всего	1283	1912	1890	1844	1850	1886	373	293/2956

* с учетом расширения

Таблица 2.5.7. Потребность в природном газе действующих и перспективных электростанций Сахалинской области, млн. куб. м/год

Электростанция	Годы
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2015	2020
Южно-Сахалинская ТЭЦ-1							700,3	700,3
Ногликская ГЭС	83	87	84	84	84	84	84	84
ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса								1697
Охинская ТЭЦ	147	143	146	144	140	139	142	149
Новые энергоисточники в Охинском энергоузле							73	145
Всего	229	230	230	227	223	223	999,3	2775,3

3. Система программных мероприятий

3.1. Хозяйственно-технические мероприятия

1. Разработка Программы повышения эффективности использования топлива (энергии) в электроэнергетике (2010 год).

2. Модернизация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2008-2020 годы).

3. Техническое перевооружение и реконструкция Охинской ТЭЦ (2007-2011 годы).

4. Приведение механических характеристик ВЛ в соответствие с фактическими расчётно-климатическими условиями (замена провода и установка дополнительных опор) (ежегодно).

5. Увеличение трансформаторной мощности существующих подстанций (установка вторых трансформаторов, элегазовых выключателей вместо отделителей и короткозамыкателей, замена трансформаторов, отслуживших нормативный срок службы) (ежегодно).

6. Создание современной, надёжной схемы плавки гололёда и средств контроля за гололёдными нагрузками с передачей информации на диспетчерский пункт энергосистемы с использованием спутниковой связи (2009-2015 годы).

7. Внедрение АСКУЭ БП с целью снижения коммерческих потерь электроэнергии (2007-2010 годы).

8. Продление паркового ресурса турбин ПТ-60 и Т-55 Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2010-2011 годы).

9. Расширение золоотвалов Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2010 год). Полный перечень мероприятий приведен в приложении N 1.

3.2. Научно-проектные мероприятия

1. Проектно-изыскательские работы по строительству 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2008-2009 годы).

2. Разработка мероприятий по выводу из эксплуатации Сахалинской ГРЭС (2010-2011 годы).

3. Разработка проектной документации на строительство Сахалинской ГРЭС-2 (2010-2011 годы).

4. Разработка ходатайства о намерениях по строительству газоперерабатывающего комплекса (2011 год).

5. Окончание разработки рабочей документации техперевооружения и реконструкции Охинской ТЭЦ (2009 год).

6. Разработка схемы выдачи мощности расширяемой Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса и Сахалинской ГРЭС-2 (2009-2012 годы).

7. Разработка проектной документации по реконструкции линий электропередачи и трансформаторных подстанций (ежегодно).

8. Разработка проектной документации по строительству новых линий электропередачи и трансформаторных подстанций (ежегодно).

3.3. Финансово-экономические мероприятия

1. Обязательное обеспечение обязательств по финансированию мероприятий федеральной целевой программы "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года".

2. Оценка требуемых объемов финансирования с учетом индексов-дефляторов, то есть в ценах соответствующих лет.

3. Ежегодное рассмотрение при планировании бюджета предложений по финансированию инвестиционных проектов программы сверх запланированных объемов по внепрограммной части в соответствии с фактической потребностью в средствах, для ликвидации дефицита финансирования.

4. Обеспечение финансирования мероприятий за счет внебюджетных источников.

5. Работа с зарубежными и российскими инвестиционными компаниями по участию в инвестиционных проектах.

6. Снижение сверхнормативных потерь до уровня нормативных.

7. Снижение непроизводительных расходов и издержек предприятия.

8. Принятие сбалансированных тарифных решений с учетом необходимости увеличения инвестиционной программы регулируемых организаций на финансирование объектов реконструкции в энергетике (включая проектирование), в рамках действующего законодательства, за счет тарифной составляющей.

9. Обязательное выполнение инвестиционной программы энергокомпаниями.

10. Проведение торгов по выбору исполнителей проекта в соответствии с 94-ФЗ.

11. Активизировать и систематизировать работу по увеличению присоединения мощности новых потребителей.

12. Работа с Правительством Российской Федерации по вопросам ликвидации дефицита финансирования по федеральной целевой программе "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года", увеличения объемов финансирования по программе, продления сроков выполнения мероприятий, снижения объемов внебюджетных источников и увеличения объемов финансировании из федерального бюджета.

13. Проработка вопросов в Правительстве Российской Федерации по получению финансовой поддержки (целевых дотаций, субсидий) из федерального бюджета на поддержание энергосистемы и выравнивания тарифа.

14. Разработка и реализация энеросберегающих мероприятий.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Сахалинской области от 16 мая 2011 г. N 177 в раздел 4 настоящей Программы внесены изменения

См. текст раздела в предыдущей редакции

4. Ресурсное обеспечение программы

Потребность в топливе электростанций рассмотрена в разделе 2.5 настоящей Программы.

Основой для оценки потребности в средствах на реализацию мероприятий программы на период до 2013 года явилась федеральная целевая программа "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года" (далее - ФЦП). Однако, в связи с отраженной в ФЦП потребностью в средствах в ценах 2006 года (то есть периода формирования программы) и оценочной стоимостью без наличия проектов, запланированные объемы финансирования не соответствуют фактической стоимости объектов, и будут пересчитываться в цены соответствующих лет при планировании бюджета и инвестиционной программы энергокомпаний на каждый предстоящий год. Оценка стоимости мероприятий по имеющимся проектным и предпроектным проработкам принята в соответствии со сводно-сметными расчетами и данными проекта: реконструкция Охинской ТЭЦ, строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, строительство подстанции "Центр-2" в г. Южно-Сахалинске, линии электропередач 110 кВ "Южно-Сахалинская-Южная", строительство кабельных сетей в г. Южно-Сахалинске (2009 год). Стоимость объектов, не имеющих проектной оценки в связи с отсутствием готовых проектов, определена по аналогам, включает в себя стоимость проектирования и будет уточняться в дальнейшем при ежегодном планировании. При этом базовая стоимость реализации проектов по аналогам определена проектным институтом ОАО "Дальэнергосетьпроект" (г. Владивосток).

Краткосрочный период программы до 2010 года определен финансированием из бюджетных источников в заданных параметрах выполненных и выполняемых проектов и в соответствии с решениями постановлений Сахалинской областной Думы от 02.07.2009 N 2/12/376-5 и администрации Сахалинской области от 07.07.2009 N 469-ра о создании ОАО "Сахалинская энергетическая компания", а также инвестиционными программами ОАО "Сахалинэнерго", ОАО "Охинская ТЭЦ".

В период после окончания действия срока ФЦП определена только потребность в финансировании мероприятий по модернизации объектов энергосистемы, которую предполагается обеспечивать за счет внебюджетных источников.

В связи невозможностью передачи средств ОАО "Сахалинэнерго" путем проведения дополнительной эмиссии из-за блокирования ее миноритарными акционерами, объекты реконструкции (включая проектирование), необходимо выполнять в рамках инвестиционной программы компании, в том числе за счет тарифной составляющей.

В связи со сложностью привлечения внешних инвесторов для реализации мероприятий программы внебюджетные источники, предусмотренные в программе, предполагают средства ОАО "Сахалинэнерго", ОАО "НК-Роснефть", ОАО "РАО ЭС Востока". Для возможности своевременного обеспечения внебюджетного источника со стороны ОАО "Сахалинэнерго" в запланированном объеме, необходимо ежегодно рассматривать дополнительные меры по их обеспечению при формировании тарифа и/или тарифных надбавок.

В связи с высокой социальной значимостью отдельных мероприятий программы, опережающим финансированием из бюджета Сахалинской области в 2009 году выделены средства на "Строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1". В соответствии с постановлением Сахалинской областной Думы от 02.07.2009 N 2/12/376-5 и распоряжением администрации Сахалинской области от 07.07.2009 N 469-ра о создании ОАО "Сахалинская энергетическая компания", в дальнейшем до конца 2009 года необходимо увеличить объем финансирования строительства из областного бюджета для размещения заказа на оборудование долговременного срока изготовления и начала подготовительного цикла строительства:

В ОАИП на 2009 год уже предусмотрено 1 112 672 000 руб., из них 262 672 000 руб. на окончание проектных работ, и 850 000 000 руб. взнос в уставной капитал ОАО "Сахалинская энергетическая компания", что превышает сумму финансирования из областного бюджета, указанную в ФЦП. Вышеуказанными нормативными актами принято решение о создании компании ОАО "Сахалинская энергетическая компания" для получения бюджетных инвестиций из областного и федерального бюджета на строительство объекта и выполнения функций дирекции (заказчика-застройщика) по объекту. В связи с принятыми в ФЦП условиями о финансировании объектов в виде акционерной собственности в рамках действующего законодательства возможна передача бюджетных инвестиций акционерным обществам в виде вкладов в уставный капитал. Поэтому до конца 2013 года финансирование из областного бюджета будет осуществляться на взнос в уставный капитал ОАО "Сахалинская энергетическая компания".

В соответствии с вышеуказанным постановлением Сахалинской областной Думы и распоряжением администрации Сахалинской области Сахалинская область планирует внесение в уставной капитал компании 2 650 000 000 руб. из областного бюджета.

Внебюджетный источник по реализации объекта "Строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1" - ОАО "РАО ЭС Востока. Согласно решению Совета Директоров компании в уставной капитал ОАО "Сахалинская энергетическая компания" будет внесено 1 000 000 000 руб., из них: в 2009 году - 300 000 000 руб., в 2010 году - 300 000 000 руб., в 2011 году - 400 000 000 руб. В соответствии с проектом стоимость строительства 4-го энергоблока составляет 7,949 млрд. рублей в ценах 2009 года. Недостаток внебюджетного финансирования по объекту в дальнейшем планируется обеспечивать из средств областного бюджета за счет выделения средств сверх предусмотренных ФЦП объемов в соответствии с фактической потребностью.

В связи неудовлетворительным состоянием основных фондов энергетики программа носит социальный характер и является мерой по предупреждению возникновения чрезвычайных ситуаций. Однако после выполнения мероприятий программы становиться возможным содержание энергооборудования за счет средств амортизационных отчислений. Прогнозируемые количественные показатели реализации программы приведены в приложении N 1 к настоящей Программе.

Потребность в капитальных вложениях в развитие электроэнергетики до 2020 года оценивается в 116,14 млрд. руб. (в текущих ценах).

Источниками финансирования Программы являются:

- средства областного бюджета, которые предусматриваются законами Сахалинской области об областном бюджете Сахалинской области на соответствующий финансовый год;

- средства федеральных и местных бюджетов;

- средства из внебюджетных источников (личные средства граждан, собственные и привлеченные средства предприятий, частные инвестиции, кредитные ресурсы).

Ежегодное финансирование мероприятий Программы за счет областного бюджета осуществляется в пределах средств, предусматриваемых законом Сахалинской области об областном бюджете Сахалинской области на соответствующий финансовый год, и может корректироваться.

Объемы указанных средств по всем источникам подлежат ежегодному уточнению.

Основные источники финансирования и объемы затрат на реализацию Программы представлены в приложении N 1 к настоящей Программе.

Таблица 4.1.1. Перечень инвестиционных проектов в электроэнергетике Сахалинской области

Энергетический объект	Капитальные вложения, млн. руб.	Срок реализации	Ввод мощности, объем работ
1. Реконструкция и техническое перевооружение ОАО "Охинская ТЭЦ"	1812	2007-2011
2. Перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на сжигание природного газа	8859	2008-2014	365 МВт, 499 Гкал/ч
В том числе Строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1	7966	2008-2014	139,1 МВт, 133,5 Гкал/ч
3. Строительство Сахалинской ГРЭС-2 мощностью 330 МВт с возможностью расширения до 1320 МВт	57960	2009-2017	1320-МВт
В том числе Строительство Сахалинской ГРЭС-2 мощностью 330 МВт	21850	2009-2013	330- МВт
4. Строительство ТЭЦ нефтегазоперерабаты-вающего комплекса мощностью 900-1226 МВт	31670	2016-2020	900-1226 МВт, 165 Гкал/ч
5. Реконструкция НГЭС	45	2016-2018
6. Реконструкция и строительство передающих электросетей Сахалинской области	16061	2008-2020
6.1. Реконструкция ВЛ и ПС	8707,25	2009-2013
6.2. Новое строительство ВЛ	6562,41 5893,01 669,4	2008-2013 2014-2020
6.3. Строительство кабельных сетей г. Южно-Сахалинска	426,9	2009-2012	82,9 км
6.4. Новое строительство ПС	364,145	2008-2012
7. Внедрение системы АСКУЭ	180	2008-2010

Таблица 4.1.2. Потребность в капитальных вложениях в развитие электроэнергетики Сахалинской области, млн. руб.

Энергетический объект	Год, период
	2009	2010	2009-2010	2011-2013	2014-2020	2007-2020
1. Реконструкция и техническое перевооружение ОАО "Охинская ТЭЦ" (в том числе 2007 год-139,1)	621,166	405	1026,166	400,774		1426,94
2. Перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на сжигание природного газа, в том числе "Строительство 4-го энергоблока"	1440,89	2912,15	4353,04	3277	1229,2	8859,24
3. Строительство Сахалинской ГРЭС-2 мощностью 330 МВт с возможностью расширения до 1320 МВт	80	1000	1080	20770	36110	57960
4. Строительство ТЭЦ нефтегазоперерабатывающего комплекса мощностью 900 МВт					31670	31670
5. Реконструкция НГЭС					45	45
6. Реконструкция и строительство передающих электросетей Сахалинской области, в том числе:	378,87	740,062	1118,932	8006,99	6934,8	16060,722
6.1. Реконструкция ВЛ и ПС	108	86,66	194,66	2247,191	6265,4	8707,251
6.2. Новое строительство ВЛ	192,42	373,691	566,111	5326,899	669,4	6562,41
6.3. Строительство кабельных сетей г. Южно-Сахалинска	67,45	53,966	121,416	305,5		426,916
6.4. Новое строительство ПС	11	225,745	236,745	127,4		364,145
7. Внедрение системы АСКУЭ	60	60	120			120
Всего	2580,926	4342,212	6923,138	33229,764	75989	116141,9

Большая часть капитальных вложений (80,4%) должна финансироваться за счет средств частных инвесторов. Доля федерального бюджета составит 15,7%, областного и местных бюджетов - 3,9% (таблица 4.1.3).

Необходимо принять решение о включении в тариф ОАО "Сахалинэнерго" средств на проектирование и реализацию проектов по реконструкции сетей и подстанций, так как проекты по реконструкции собственных сетевых объектов ОАО "Сахалинэнерго" не могут выполняться ОАО "Сахалинская энергетическая компания", либо иным ОАО. В силу отсутствия возможности проведения эмиссии дополнительных акций ОАО "Сахалинэнерго", единственным источником по реконструкции сетей остается тариф.

Таблица 4.1.3. Потребность в инвестициях на реализацию программы, млн. руб.

Источник	Период			Всего 2008-2020
	2009-2010	2011-2013	2014-2020
Всего	7850,438	31888,174	76037,8	116567
Источники финансирования в соответствии с ФЦП
Федеральный бюджет	900	17330	0	18230
Региональный и местный бюджет	500	1320		1820
Внебюджетные инвестиции	3500	12180	0	15680
Всего, в соответствии с ФЦП				35730
Дополнительно профинансировано:
региональный и местный бюджеты 2009 года;	1098			1098
внебюджетные инвестиции 2009 года	709			709
Дефицит средств на мероприятия программы				79030

К 2020 году при прогнозируемом увеличении выработки электроэнергии с 2,8 млрд. кВт час в 2006 году до 16 млрд. кВт час прирост штата промышленно-производственного персонала в электроэнергетике составит 1909 человек.

Потребность в средствах для обеспечения работы Сахалинской энергосистемы
в границах ответственности ОАО "Сахалинэнерго"

Таблица 4.2.1. Потребность в средствах филиала Распределительные сети ОАО "Сахалинэнерго" на период 2010-2013 годов

		Всего	2010	2011	2012	2013
	1	2	3	6	9	12
	Филиал "Распределительные электрические сети", всего	597,7	98,6	162,2	157,1	179,8
Подстанции 35-220 кВ
1.	ПС "Ильинская": реконструкция ОРУ-220 кВ, замена разъединителей	ИД	ИЛ
2.	ПС "Холмская" реконструкция ОРУ-220, замена металлических порталов	7,0	7,0
3.	ПС "Костромская" (замена прогнивших КРУН-10)	9,1	9,1
4.	Замена КРУН-10 на ПС "Ново-Александровская" (акт N 12 от 28.02.2008)	33,5	13,5	20,0
5.	Замена ВМ T1, T2-35 на элегазовые ПС "Ново-Александровская" (акт N 160 от 28.12.2006)	1,3	1,3
6.	Реконструкция ПС "Поронайская", ПС "Долинская" с заменой аккумуляторных батарей на ВУ	2,0	2,0
7.	Дополнительные мероприятия для поддержания работоспособного состояния кабельных линий (монтаж устройств компенсации емкостных токов на ПС "Центр" (1 шт.), ПС "Южная" (4 шт.), монтаж реакторов ПС "Южная", ПС "Центр")	17,0	17,0
8.	Замена опорно-стержневой изоляции (ПС "Томаринская", ПС "Ильинская", ПС "Ма-каровская", ПС "Холмская", ПС "Южно-Сахалинская", ПС "Краснопольская"	16,2	5,1	1,1	1,1	9,0
9.	Установка источников реактивной мощности (ПС "Поронайская" 2,5 МВАр, ПС "Промузел" 3 МВАр, ПС "Холмская" 2 МВАр, ПС "Невельская" 2,5 МВАр, ПС "Хомутово" 2 МВАр)	18,6		5,3	5,3	8,0
10.	Замена аккумуляторной батареи на ПС "Холмская (Аккумуляторная батарея Vb VARTA)	4,7	4,5	0,2
11.	Обеспечения ремонтного режима с выделением Т2-10-110 на ПС "Холмск-Южная" в режим 35-110 при выводе в ремонт ВЛ-С21. Приказ N 15-ДСП п. 4	1,7		1,7
12.	ПС "Макаровская": реконструкция ОРУ-220, замена разъединителей	15,0		15,0
13.	Замена конденсаторов связи на ПС 110-220 кВ	19,0			19,0
14.	Телемеханизация ПС-35кв Холмского района (ПС-35кВ - 4 шт.)	3,0			3,0
15.	Монтаж ОПН -10 кВ в ячейке ТН-10 ПС 220 кВ "Макаровская" в количестве 3 шт. (акт ТН N 6 от 25.04.2007) (ВБСР)	5,0			5,0
16.	ПС "Холмск-Южная": реконструкция ОРУ-110, замена металлических порталов	20,5				20,5
19.	ПС "Горнозаводская" ЗРУ-10кВ: замена масляных выключателей типа ВМП-10 П на вакуумные	0,7			0,7
20.	ПИР установки дуговой защиты ПС "Поронайская"	2,5				2,5
	Воздушные линии 35-220 кВ
21.	Мероприятия по грозозащите (замена грозотросса на Д1-ГРЭС, поставка ОПН-220 кВ (6 комплектов), поставка ОПН-110 кВ (8 комплектов), поставка ОПН-35 кВ (32комплектов))	12,8		4,3	4,3	4,3
22.	Реконструкция Д6 "Красногорск-Ильинск" с заменой опор	165,5	14,0	50,5	50,5	50,5
23.	Реконструкция ВЛ-35 кВ Т459, Т461 "Тельновск-Шахтерск-Бошняково" с заменой опор	27,0		9,0	9,0	9,0
24.	Реконструкция ВЛ-220 кВ Д1 "СГРЭС-Макаров" (замена опор N 34, 35)	9,0			9,0
25.	Реконструкция ВЛ 220 кВ ДЗ (Ильинская - Макаров) укрепление опор N 257, 258	3,5			3,5
26.	ВЛ 220 кВ Д2 "ГРЭС - Краснополье" замена подножников оп. 16, оп. 109	6,0				6,0
27.	Реконструкция Т-120 35 кВ от ПС "Анивская" (1,4 км). Замена деревянных опор на металлические	15,0				15,0
28.	Реконструкция ВЛ-35 кВ Т-308 "Восток-Новое" (монтаж опоры)	4,1				4,1
29.	Реконструкция ВЛ-Т134 с заменой провода, изоляции, частично опор	3,8				3,8
	ТП, КТП 0,4-10 кВ
30.	Монтаж КТП 160 кВа и отпайки ВЛ-10 ул. Ушакова - пер. Северный	2,1			2,1
31.	Приобретение трансформатора ТМ-160/10 Приказ N 15-ДСП п. 1.1.17	0,3		0,3
32.	Реконструкция КТП-2017	0,4		0,4
33.	Реконструкция КТП-2348 п. Троицкое (ТМ-160 кВА на ТМ-250 кВА)	0,3		0,3
34.	TCP: (КТП 424, КТП 425, КТП1014 - замена корпуса)	0,4		0,4
35.	Замена силовых трансформаторов на меньшую мощность (9 шт.)	2,0			2,0
	ВЛ 0,4 -10 кВ
36.	Реконструкция ВЛ-10 кВ 10Л-Пр-10	12,8		12,8
	Реконструкция ВЛ-10 кВ 23-Зз-10	10,0	10,0
37.	Реконструкция ВЛ: замена провода АС на СИП (КСР, ЮССР, ДСР, ЮЗБСР, ЦБСР)	123,0		41,0	41,0	41,0
38.	Строительство ВЛ-10 кВ п. Рыбацкое и КТП-160 кВА	1,5			1,5
39.	Восстановление Кабельных ЛЭП подрядом	10,1	4,0			6,1
40.	Реконструкция производственного здания АСР	0,2			0,2
41.	Реконструкция ТП с заменой трансформаторов, монтажом и заменой коммутационной аппаратуры ОПН		2,7
42.	Реконструкция ВЛ 0,4-10 кВ с заменой и монтажом провода и опор		16,3
43.	Строительство КЛ и ВЛ 0,4-10 кВ		8,4
44.	Строительство отпаечных ЛЭП и монтаж ТП		54,8
45.	Реконструкция подстанций		148,0
46.	Строительство ПС "Юго-Западная"		56,0
47.	Строительство ПС "Петрова"		53,5
48.	Проектно-изыскательские работы		76,6
49.	Строительство ЛЭП 0,4-10 кВ для создания технологической возможности при подключении новых потребителей			46,0	46,0
50.	Строительство ТП 0,4-10 кВ для создания технологической возможности при подключении новых потребителей			25,0	25,0
51.	Замена коммутационных аппаратов 6-10 кВ для создания технологической возможности при подключении новых потребителей			29,0	29,0
	Всего		416,4	100,0	100,0

Таблица 4.2.2. Потребность в средствах ОП "Южно-Сахалинская ТЭЦ-1" ОАО "Сахалинэнерго" на период 2010-2013 годов

2010 год
	Мероприятия	Потребность в средствах
1.	Модернизация т/г ст. N 2 Т-50/60-130	40,0
2.	Реконструкция кровли главного корпуса ТЭЦ-1 (замена на негорючие материалы)	12,0
3.	Оборудование, не требующее монтажа	5,0
4.	Реконструкция кабельных линий насосной осветленной воды	5,5
5.	Реконструкция водозабора "Красносельский" с заменой подающего трубопровода	33,4
6.	Реконструкция трубопроводов осветленной воды и баков осветленной воды	19,5
7.	Реконструкция кабельных линий насосной II подъема	3,5
8.	Реконструкция кабельных линий БН насосной р. Сусуя	2,0
9.	Реконструкция к/а ст. N 3:
	замена ВЭК II ст.	15,0
10.	Реконструкция к/а ст. N 2:
	замена экранных труб в районе горелок N 1-4	1,8
	замена пароперегревателя IV ст. (композитные стыки)	2,2
11.	Реконструкция системы телемеханики насосных станций (осветленной	5,0
	воды, БН р. Сусуя, II подъема)
12.	Реконструкция общестанционной АТС и диспетчерской связи	12,0
	ИТОГО	156
2011 год
	Мероприятия	Потребность в средствах
1.	Реконструкция линии сброса технических вод ХЦ	5,0
2.	Реконструкция галереи 3 АБ	8,4
3.	Реконструкция стойки вибрации системы "Вибробит-300" ТГ N 1,2	10,6
4.	Реконструкция золопроводов от старого до нового золоотвала (1-я нитка)	16,0
5.	Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР	5,0
6.	Реконструкция зданий и сооружений	11,9
7.	Реконструкция водозабора "Красносельский" с заменой подающего тр-да	32,0
8.	Реконструкция трубопроводов осветленной воды и баков осветленной воды	9,5
9.	Реконструкция градирни N 1	30,4
10.	Реконструкция к/а ст. N 1:
	замена ВЭК II ст.	27,1
	замена пароперегревателя IV ступени (композитные стыки)	1,2
11.	Реконструкция к/а ст. N 4:
	замена ВЗП II ст.	8,5
12.	Реконструкция к/а ст. N 5:
	замена ВЭК I ст.	10,70
	ИТОГО	176,3
2012 год
	Мероприятия	Потребность в средствах
1.	Реконструкция дымовой трубы N 2	8,0
2.	Реконструкция компрессорной установки	3,5
3.	Реконструкция автомобильных весов	3,5
4.	Реконструкция градирни N 3	35,0
5.	Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР	5,0
6.	Реконструкция зданий и сооружений	13,0
7.	Оборудование, не требующее монтажа	2,0
8.	Реконструкция подающего трубопровода на р. Сусуя до водозабора II подъема	25,0
9.	Реконструкция водозабора "Красносельский" с заменой подающего тр-да	32,0
10.	Реконструкция баков отмывки кислых и щелочных вод	4,0
11.	Внедрение АИИС КУЭ	11,3
12.	Реконструкция к/а ст. N 1:
	замена пароперегревателя IV ступени;	1,5
	замена ВЗП I ст.	10,5
13.	Реконструкция к/а ст. N 2:
	замена композитные стыки	1,5
	замена ВЗП I ст.	8,5
	ИТОГО	164,3
2013 год
	Мероприятия	Потребность в средствах
1.	Реконструкция скважин 2-го подъема	10,0
2.	Реконструкция автомобильных дорог на территории ТЭЦ-1	4,6
3.	Реконструкция системы защиты теплофикационных отборов ТГ N 3 (ЭСЗО)	6,5
4.	Реконструкция спирального барьера безопасности с видеонаблюдением	6,0
5.	Монтаж пожарной сигнализации СБК	4,3
6.	Реконструкция аккумулирующей емкости	4,6
7.	Реконструкц. подающего трубопровода на р. Сусуя до водозабора II подъема	14,0
8.	Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР	5,0
9.	Реконструкция зданий и сооружений	12,5
10.	Реконструкция градирни N 2	28,0
11.	Перешивка ж/д путей	60,0
12.	Реконструкция к/а ст. N 3:
	замена ширмового п/перегревателя	4,9
13.	Реконструкция к/а ст. N 4:
	замена экранов;	16,7
	замена ширмового пароперегревателя	4,9
	ИТОГО	182
	ВСЕГО (2010-2013 годы)	679,5

Таблица 4.2.3. Потребность в средствах ОП "Сахалинская ГРЭС" ОАО "Сахалинэнерго" на период 2010-2013 годов

Наименование подразделения	План освоения на 2009 год	На 2010 год	На 2011 год	На 2012 год	На 2013 год
ОП "Сахалинская ГРЭС"	89,8	779,6	820,5	699,3	496,1
Модернизация циркнасоса N 2	10,0
Модернизация к/а N 5, замена холодной воронки	20,3
Модернизация к/а N 6	9,8
Модернизация багерных насосов	5,2
Установка кондиционеров	1,6
Модернизация ПСУ 2"А", "Б" (к/а N 2)	7,7
Модернизация MB 2 "Б"(к/а N 2)	2,2
Модернизация ШБМ 4 "Б" (к/а N 4)	6,0
Модернизация MB 4 "Б" (к/а N 4)	0,5
Модернизация ШБМ 5 "Б" (к/а N 5)	0,9
Модернизация ПСУ 6 "А" (к/а N 6)	3,4
Модернизация ШБМ 6 "А" (к/а N 6)	0,9
Реконструкция т/а N 6 с заменой бандажных колец ротора генератора, и реконструкцией системы тех. водоснабжения	1.8
Реконструкция сетей освещения котельного отделения	3,8
Реконструкция ленточного конвейера N 4А, N 4Б, N 1	2,6
Реконструкция ливнестоков котельного отделения	7,5
Реконструкция пролетных строений и опор эстакад топливоподачи	2,7
Реконструкция к/а N 2, замена ВЭК 1 ступени		*
Реконструкция к/а N 4, замена установки собственного конденсата		*
Модернизация ТГ N 3, замена бандажных колец ротора генератора		*
Модернизация арматуры высокого давления		*
Модернизация устройств регистрирующих параметры (осциллографов) с использованием ПТК "Нева"		*
Модернизация электродвигателей 6кВ		*
Реконструкция оборудования РЗА		*
Модернизация багерного насоса N 8		*
Модернизация бульдозера		*
Замена циркнасоса		*	*	*
Реконструкция основного оборудования
Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР КА СГРЭС		*	*	*	*
Пир выноса подогревателя за пределы мазуто-хранилища		*	*
Реконструкция дымовых труб		*
Реконструкция главного корпуса		*	*	*	*
Модернизация размораживающего устройства "Инфрасиб"		*
Монтаж земснаряда 350-50Л		*
Реконструкция к/а N 4, замена ВЭК 1,2 ступени					*
Перешивка ж/д путей (средства области)					*
Оборудование, не требующее монтажа, в том числе	3,2	*		*

5. Механизм реализации программы

5.1. Организационные механизмы управления

Организацию по выполнению мероприятий Программы и координацию деятельности по ее реализации региональными органами исполнительной власти, органами местного самоуправления, хозяйствующими субъектами осуществляет агентство газификации и развития инфраструктуры Сахалинской области (далее - Агентство).

Управление:

- подготавливает предложения по изменению перечня программных мероприятий;

- проводит мониторинг реализации программных мероприятий, оценивает показатели их эффективности и соответствия целевым показателям Программы;

- осуществляет и контролирует отбор на конкурсной основе исполнителей работ и услуг, поставщиков продукции по каждому программному мероприятию при использовании бюджетных инвестиций;

- ежегодно уточняет целевые показатели и затраты по программным мероприятиям;

- подготавливает предложения по совершенствованию механизмов реализации Программы;

- ежегодно, в период формирования бюджетных заявок, рассматривает предложения по корректировке программных мероприятий.

Степень достижения запланированных результатов планируется измерять на основании сопоставления фактически достигнутых значений целевых индикаторов с их плановыми значениями (таблица 6.1.1). Оценка эффективности реализации Программы в целом будет осуществляться на основе следующих индикаторов:

- объем вводов новых объектов и модернизации существующих;

- запланированный рост объема производства электрической и тепловой энергии;

- полезное потребление;

- удельный расход топлива;

- создание рабочих мест за счет реализации программных мероприятий;

- вклад в валовой региональный продукт Сахалинской области;

- вклад в бюджетную систему.

ФЦП предусмотрены к реализации объекты в сфере энергетики, позволяющие решить проблемы по энергоснабжению и стабилизировать ситуацию, - строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, строительство и реконструкция передающих электросетей Сахалинской области, строительство Сахалинской ГРЭС-2. Для успешной реализации проектов заключено Соглашение о взаимодействии между администрацией Сахалинской области, ОАО РАО "ЕЭС России" и ОАО "Сахалинэнерго" по развитию энергосистемы Сахалинской области и обеспечению надежного электроснабжения потребителей Сахалинской области.

Это может снять часть проблемных вопросов в энергоснабжении большей части потребителей острова, являющихся абонентами технологически изолированной энергосистемы, надежность которой в силу сложившихся обстоятельств достигла критической точки.

Федеральной целевой программой реализация вышеназванных проектов предусмотрена в виде акционерной собственности. Ввиду отсутствия частных инвесторов и невозможности проведения дополнительной эмиссии ОАО "Сахалинэнерго" принято решение о создании акционерного общества ОАО "Сахалинская энергетическая компания" с участием в уставном капитале Сахалинской области в объеме 2650 млн. рублей и ОАО "РАО ЭС Востока" в объеме 1 млрд. рублей (2009 год - 300 млн. рублей, 2010 год - 300 млн. рублей, 2011 год - 400 млн. рублей).

В дальнейшем передача бюджетных инвестиций на строительство объекта "Строительство 4-го энергоблока" будет происходить путем проведения дополнительных эмиссий в пользу Сахалинской области, Российской Федерации и ОАО "РАО ЭС Востока".

Кроме того, вновь создаваемую компанию можно использовать как механизм для получения федеральных инвестиций для реализации иных объектов Сахалинской области, предусмотренных ФЦП: реконструкция и строительство передающих электросетей Сахалинской области, строительство ГРЭС-2.

В целях успешной реализации проектов планируется подписание Соглашений по реализации проектов по строительству 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и Сахалинской ГРЭС-2 между администрацией Сахалинской области, ОАО "РАО ЭС Востока" и ОАО "Сахалинэнерго".

5.2. Налоговое регулирование и законодательная база

При необходимости в рамках реализации программных мероприятий будут разработаны поправки и предложения для внесения изменений в действующее, в том числе налоговое, законодательство - предоставление льгот и государственных гарантий для привлечения кредитных ресурсов предприятий, принимающих участие в инвестировании крупных инфраструктурных проектах и создание условий возврата инвестиций для привлечения внешних инвесторов.

5.3. Основные участники и исполнители реализации Программы

Исполнители основных мероприятий Программы - ОАО "Сахалинэнерго", ОАО "Охинская ТЭЦ", ОАО "Ногликская ГЭС", ОАО "Сахалинская энергетическая компания", потенциальные инвесторы проектов создания алюминиевого завода, нефтегазохимического комплекса, угледобывающие компании Сахалинской области при активном участии органов исполнительной власти, органов местного самоуправления в соответствии с полномочиями.

6. Оценка социально-экономической эффективности, а также социальных,
экономических и экологических последствий от реализации программы

В результате выполнения мероприятий, предусмотренных Программой, ожидается достижение следующих технико-экономических результатов (таблица 6.1.1). При условии реализации стратегического сценария развития ТЭК:

- ввод в эксплуатацию новых генерирующих мощностей в период 2011-2015 годов - 140 МВт, в период 2016-2020 годов - 2546 МВт;

- создание около 1,9 тысяч новых рабочих места;

- снижение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии на 30%;

- рост поступлений в консолидированный бюджет Сахалинской области от предприятий электроэнергетики в 6 раз.

Таблица 6.1.1. Целевые индикаторы Программы

Индикатор	Год
	2005	2010	2015	2020
Ввод генерирующих мощностей, МВт за период			140	2546*
Производство электроэнергии, млрд. кВт-час, всего	2,57	2,62	3,03	16,05
Полезное потребление, млрд. кВт-час, всего,	1,5	1,7	2,4	13,4
Технико-экономические показатели: - прирост численности занятых, тыс. чел. - удельный расход топлива, т у. т./кВт-час - увеличение налогов в региональный бюджет, млн. руб.	456	449	79 288 706,2	1909 267 2266,2

* с учетом расширения Сахалинской ГРЭС-2 - 1320 МВт, ТЭЦ нефтегазохимического комплекса 1226 МВт

Программа оценивается с позиций энергоэкономической, бюджетной и экологической эффективности.

Энергоэкономическая эффективность оценивается по нескольким показателям: удельные расходы топлива на ТЭС, коэффициенты полезного использования энергетических ресурсов.

Удельные расходы топлива на ТЭС

Проведение мероприятий, предусмотренных в Программе, позволит повысить энергоэффективность тепловых электростанций за счет снижения удельных расходов топлива на отпущенную электростанциями и блок-станциями электрическую и тепловую энергию.

Перевод на природный газ ряда энергетических объектов Сахалинской области, обновление физически и морально устаревшего оборудования, применение новых энерго- и топливосберегающих технологий позволит значительно снизить удельное потребление котельно-печного топлива. Так с 2005 года по 2020 год расход топлива на отпуск электроэнергии планируется снизить на 38%, что составит 253 г у. т./кВт час, расход топлива на отпуск тепловой энергии от теплоэлектростанций - на 2% (152 кг у. т./Гкал) (таблица 6.1.2).

Таблица 6.1.2. Динамика удельных расходов топлива на электростанциях Сахалинской области

Удельный расход топлива	Год
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2020
Тепловые электростанции:
- на отпуск электроэнергии, г у. т./кВт час	405,0	382,0	364,0	363,3	362,8	360,2	253,0
- на отпуск тепловой энергии, кг у. т./Гкал	155,0	154,3	154,3	154,2	154,2	154,0	152,0

Снижение удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии позволит сэкономить за период 2007 - 2020 годов 4 млн. т у. т. котельно-печного топлива.

Эффективность полезного использования энергоресурсов

Коэффициенты полезного использования топлива электростанций за период 2005-2020 годов планируется увеличить с 44% до 54%.

Бюджетная эффективность

В результате реализации программных мероприятий налоговые поступления в консолидированный бюджет Сахалинской области от предприятий электроэнергетики за период с 2005 по 2020 год планируется увеличить в 6 раз: с 380 до 2266,2 млн. руб./год.

Экологическая оценка

В настоящее время эффективность золоочистки уходящих газов на ТЭС в среднем по области составляет 93%. После ввода Сахалинской ГРЭС-2 и перевода Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на газ степень очистки уходящих газов существенно увеличится и составит 98% - золоулавливание, сероочистка- 60%.

Объемы выбросов от теплоэлектростанций к 2020 году снизятся до 29,9 тыс. т/год.

Наибольший выброс загрязняющих веществ наблюдается в 2010 году - до 99 тыс. т/год с последующим снижением к 2020 году до 67,5 тыс. т/год. К 2020 году вклад крупных электростанций увеличится до 44% (в 2005 году доля теплоэлектростанций составляла 38%). Значительное снижение выбросов после 2010 года происходит за счет ввода современной угольной станции, газификации Южно-Сахалинской ТЭЦ-1.

Образование золошлаков от объектов энергетики, рассчитанное с помощью существующих подходов, в 2020 году составит примерно 393 тыс. т/год (в 2005 году - 270 тыс. т/год).

Анализ показывает экологическую эффективность предложенной стратегии развития электроэнергетики, поскольку она предусматривает масштабное развитие энергетики с постепенным значительным снижением антропогенной нагрузки на элементы природной среды и позволяет внедрять современные экологичные технологии в энергетике области.

Эффект от реализации мероприятий по повышению надёжности Сахалинской энергосистемы

Результатами реализации Программы станут:

- формирование резерва мощности и увеличение надёжности энергоснабжения потребителей, минимизация высоких технологических рисков;

- снятие ограничений по подключению потребителей на юге острова;

- снижение потерь;

- замещение изношенного и неэффективного оборудования СГРЭС;

- увеличение налоговых отчислений в бюджеты всех уровней;

- улучшение экологической ситуации в областном центре;

- закрепление населения в регионе путем сохранения и создания новых рабочих мест.

Своевременное выполнение мероприятий Программы позволит свести к минимуму риски возникновения чрезвычайных ситуаций, обеспечит стабильность работы энергосистемы, снимет инфраструктурные ограничения при реализации национального проекта "Доступное жилье - гражданам России", создаст условия для развития малого и среднего предпринимательства, а также предпосылки для расширения перспектив социально-экономического развития региона.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Сахалинской области от 19 октября 2011 г. N 425 настоящее приложение изложено в новой редакции

См. текст приложения в предыдущей редакции

Приложение N 1

к областной целевой программе "Развитие электроэнергетики

Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года",

утвержденной постановлением Администрации Сахалинской области

от 14 сентября 2009 г. N 367-па

Мероприятия
областной целевой программы "Развитие электроэнергетики
Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года"

С изменениями и дополнениями от:

5 марта, 15 июня 2010 г., 16 мая, 19 октября 2011 г.

N пп.	Наименование проекта	Срок реализации	Объем финансирования, млн. руб. (в ценах 2009 года) *,**					Создаваемые рабочие места, ед.	Вклад в ВРП, млн. руб.	Вклад в бюджетную систему Российской Федерации
			Всего	Федеральный бюджет	Региональный бюджет	Местный бюджет	Внебюджетные инвестиции			Всего	в федеральный бюджет	в региональный и местный бюджеты
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Реконструкция и техническое перевооружение ОАО "Охинская ТЭЦ"	Всего	1426,94				1426,94		326	73,6	41	32,6
		2009	621,166				621,166
		2010	405				405
		2011	400,774				400,774
2.	Перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на сжигание природного газа	Всего	8859,24	2620	2657,04		3582,2
		2009	1440,89		1112,89		328
		2010	2912,15	900	1424,15		588
		2011	1510	820	40		650
		2012	1267	900	40		327
		2013	500		40		460
		2014	1229,2				1229,2
	В том числе:
	"Строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1" (стоимость объекта 7966,24 млн. руб., из них 80,0 млн. руб. оплачено в 2008 году)	Всего	7886,24	2620	2657,04		2609,2	52	1800	378	208	170
		2009	1412,89		1112,89		300
		2010	2624,15	900	1424,15		300
		2011	1260	820	40		400
		2012	1060	900	40		120
		2013	300		40		260
		2014	1229,2				1229,2
3.	"Строительство Сахалинской ГРЭС-2" мощностью 330 МВт с возможностью расширения до 1200 - 1320 МВт	Всего	57960	13110			44850	970	9817	2010	1065	945
		2009	80				80
		2010	1000				1000
		2011	6870	4370			2500
		2012	6870	4370			2500
		2013	7030	4370			2660
		2014	19010				19010
		2015	5700				5700
		2016	5700				5700
		2017	5700				5700
	В том числе:
	"Строительство Сахалинской ГРЭС-2" мощностью 330 МВт	Всего	21850	13110			8740	765
		2009	80				80
		2010	1000				1000
		2011	6870	4370			2500
		2012	6870	4370			2500
		2013	7030	4370			2660
4.	Строительство ТЭЦ нефтегазоперерабатывающего комплекса мощностью 900 МВт	Всего	31670				31670	860	6500	2145	1140	1005
		2016	3167				3167
		2017	6334				6334
		2018	9501				9501
		2019	9501				9501
		2020	3167				3167
5.	Реконструкция НГЭС	Всего	45				45
		2016	15				15
		2017	15				15
		2018	15				15
6.	"Реконструкция и строительство передающих электросетей Сахалинской области"	Всего	16060,722	2500 ***	1879,1	34,449	11647,173	27	2927	284	170,4	113,6
		2009	378,87		211,22	9,65	158
		2010	740,062		420,94	23,712	295,41
		2011	1806,701	803,5	296,54		706,661
		2012	3320,78	831,9	450	1,087	2037,793
		2013	2879,509	864,6	500,4		1514,509
		2014-2020	6934,8				6934,8
6.1.	Реконструкция ВЛ и ПС. В том числе: Реконструкция ВЛ-220 кВ с заменой провода и опор. Реконструкция ВЛ-110 кВ с заменой провода и опор. Реконструкция ПС-220 кВ с заменой трансформаторов и монтажом плавки гололеда. Реконструкция ПС-110 кВ с заменой трансформаторов и монтажом плавки гололеда	Всего	8707,251				8707,251
		2009	108				108
		2010	86,66				86,66
		2011	507,991				507,991
		2012	787,2				787,2
		2013	952				952
		2014-2020	6265,4				6265,4
6.2.	Новое строительство ВЛ	Всего	6552,63	2500	1599,721	3,4	2449,509
		2009	192,42		155,02	3,4	34
		2010	373,691		207,541		166,15
		2011	1198,71	803,5	296,54		98,67
		2012	2190,90	831,9	440,22		918,78
		2013	1927,509	864,6	500,4		562,509
		2014-2020	669,4				669,4
	Из них:
	Строительство ВЛ-110 кВ "Южно-Сахалинская - Южная" (от оп. 11 до оп. 34)	Всего	68,14		30,74	3,4	34
		2009	68,14		30,74	3,4	34
	Строительство ВЛ 110 кВ ПС "Южная" - ПС "Хомутово-2" - ПС "Корсаковская"	Всего	939,81	423,05	516,76
		2009	44,64		44,64
		2010	0,25		0,25
		2011
		2012	813,05	423,05	390,0
		2013	81,87		81,87
	Строительство ВЛ 220 кВ от ст. Тихая (ВЛ 220 кВ ДЗ "Макаров - Ильинск") до ПС "Ильинская" (разделение двухцепного участка "Заходы на ПС "Ильинская" Д3, Д5")	Всего	541,58	503,38	38,2
		2009	38		38
		2010	0,2		0,2
		2011	327,731	327,731
		2012	175,649	175,649
	Строительство ВЛ 110 кВ ПС "Промузел" - ПС "Юго-Западная" - ПС "Хомутово" и Подстанция 110/35/10 кВ "Хомутово-2"	Всего	1039,53	547,65	491,88
		2009	41,64		41,64
		2010	200,24		200,24
		2011	725,769	475,769	250
		2012	71,881	71,881
	Строительство ВЛ 110 кВ ПС "Петропавловская" - ПС "Невельская"	Всего	1217,57	1025,92	191,65
		2010	6,851		6,851
		2011	46,54		46,54
		2012	161,54	161,32	0,22
		2013	1002,639	864,6	138,039
	Строительство ВЛ 110 кВ ПС "Луговое" - ПС "Петропавловская"	Всего	893,0		330,491		562,509
		2010
		2011
		2012	50		50
		2013	843		280,491		562,509
	Строительство ВЛ-110 кВ ПС "Шахтерская" - ПС "Бошняково"	Всего	1183,6				1183,6
		2010	166,15				166,15
		2011	98,67				98,67
		2012	918,78				918,78
	Строительство ВЛ-110 кВ ПС "Тымовская" - ПС "Александровская"	Всего	669,4				669,4
		2014-2020	669,4				669,4
6.3.	Строительство кабельных сетей г. Южно-Сахалинска	Всего	426,916		66,429	7,387	353,1
		2009	67,45		56,2	6,25	5
		2010	53,966		10,229	1,137	42,6
		2011	100				100
		2012	205,5				205,5
6.4.	Новое строительство ПС	Всего	373,925		212,95	23,662	137,313
		2009	11				11
		2010	225,745		203,17	22,575
		2011
		2012	137,18		9,78	1,087	126,313
	Из них:
	Строительство подстанции "Центр-2" в г. Южно-Сахалинске	Всего	236,612		212,95	23,662
		2009
		2010	225,745		203,17	22,575
		2011
		2012	10,867		9,78	1,087
	Строительство ПС "Юго-Западная" и ВЛ оп. N 23 Т117-ПС "Юго-Западная"	Всего	11,0				11,0
		2009	11,0				11,0
	Строительство ПС-110 кВ ПС "Бошняково"	Всего	126,313				126,313
		2012	126,313				126,313
7.	Внедрение системы АСКУЭ	Всего	120				120
		2009	60				60
		2010	60				60
	Итого	Всего	116141,902	18230	4536,14	34,449	93341,313	1909	21370	4890,6	2624,4	2266,2
		2009	2580,926		1324,11	9,65	1247,166
		2010	5117,212	900	1845,09	23,712	2348,41
		2011	10587,475	5993,5	336,54		4257,435
		2012	11457,78	6101,9	490	1,087	4864,793
		2013	10409,509	5234,6	540,4		4634,509
		2014-2020	75989				75989

* Ежегодное финансирование мероприятий Программы за счет средств областного бюджета осуществляется в пределах средств, предусмотренных законом Сахалинской области об областном бюджете Сахалинской области на соответствующий финансовый год, и может корректироваться.

** Объем финансирования Программы из средств федерального и местных бюджетов и внебюджетного источника носит прогнозный характер. Расчеты произведены из нормативов, предусмотренных в Федеральной целевой программе "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года".

*** Федеральным бюджетом 2011-2013 г.г. средства секвестированы на 1517,671 млн. руб. от объемов, предусмотренных в Федеральной целевой программе "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года". В 2011 году предусмотрено 475,769 млн. руб. и в 2012 году предусмотрено 506,56 млн. руб..

Приложение N 2

к областной целевой программе "Развитие электроэнергетики

Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года",

утвержденной постановлением Администрации Сахалинской области

от 14 сентября 2009 г. N 367-па

Целевые индикаторы
реализации мероприятий областной целевой программы
"Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года
и на перспективу до 2020 года"

Индикатор	Год
	2005	2010	2015	2020
Ввод генерирующих мощностей, МВт за период			140	2546*
Производство электроэнергии, млрд. кВт час, всего	2,57	2,62	3,03	16,05
Полезное потребление, млрд. кВт час, всего,	1,5	1,7	2,4	13,4
Технико-экономические показатели:
- прирост численности занятых, тыс. чел.			79	1909
- удельный расход топлива, т у. т./кВт час	456	449	288	267
- увеличение налогов в региональный бюджет, млн. руб.			706,2	2266,2

* С учетом расширения Сахалинской ГРЭС-2 - 1320 МВт, ТЭЦ нефтегазохимического комплекса 1226 МВт.

Приложение N 3

к областной целевой программе "Развитие электроэнергетики

Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года",

утвержденной постановлением Администрации Сахалинской области

от 14 сентября 2009 г. N 367-па

Методика
оценки эффективности реализации областной целевой программы
"Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года
и на перспективу до 2020 года"

Настоящая Методика определяет порядок расчета социально-экономической и бюджетной эффективности областной целевой программы "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" (далее - Программа).

Для оценки эффективности реализации Программы используются показатели, указанные в приложении N 2 к Программе.

Степень достижения ожидаемых результатов планируется измерять на основании сопоставления фактически достигнутых значений целевых индикаторов с их плановыми значениями.

Сопоставление значений целевых индикаторов производится по каждому расчетному и базовому показателям.

На плановый период указываются плановые значения по пятилетним периодам.

Оценка эффективности реализации отдельного мероприятия Программы определяется на основе расчетов по следующей формуле:

где:

- эффективность хода реализации соответствующего мероприятия Программы (процентов);

- фактическое значение индикатора, достигнутое в ходе реализации Программы;

- нормативное значение индикатора, утвержденное Программой.

Оценка эффективности реализации Программы в целом определяется на основе расчетов по следующей формуле:

где:

- эффективность реализации Программы (процентов);

, , - фактические значения индикаторов, достигнутые в ходе реализации Программы;

, , - нормативные значения индикаторов, утвержденные Программой;

- количество индикаторов Программы.